Дипломная работа: Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий на основании технико-экономических расчетов

7. составляется схема замещения для расчета 1-фазных токов КЗ (рисунок 10.2) и определяются сопротивления.

Рисунок 10.2

Для кабельных линий:

Хпкл2 = х0п · L кл2 = 0,15 · 5 = 0,75 мОм

R пкл2 =2 r0 · L кл2 = 2 · 0,085· 5 = 0,85 мОм

R пш = r0 пш · Lш = 0,42 · 2 = 0,84 мОм

Х пш =х0 пш · Lш = 0,42 · 2 = 0,84 мОм

R пкл3 =2 r0 · L кл3 = 2 · 0,27· 150 = 81 мОм

Хпкл3 = х0п · L кл3 = 0,15 · 150 = 22,5 мОм

Z п1 = 20 мОм

R п2 = Rс1 + R пкл2 + R пш + Rс2 = 20 + 0.85 + 0.84 + 25 = 46.69 мОм

Хп2 = Хпкл2 + Х пш = 0,75 + 0,84 = 1,59 мОм

Z п2 =  мОм

R п3 = R п2 + R пкл3 =46,69 + 81 = 127,7 мОм

Хп3 = Хп2 + Хпкл3 = 1,59 + 22,5 = 24,09 мОм

Z п3 = мОм

= 0,23·10³/ (15 + 81/3) = 5,47 кА

 = 0,22·10³/(46,7 + 81/3) = 2,98 кА

 = 0,22·10³/(129,9 + 81/3) = 1,4 кА

Результаты расчета токов короткого замыкания представлены в «Сводной ведомости токов КЗ», таблица 10.1.

10.1 Проверка элементов цеховой сети

Для уменьшения последствий аварий в электрической сети при коротких замыканиях необходимо обеспечить быстрое отключение поврежденного элемента сети, выбирать аппаратуру таким образом, чтобы она была устойчивой при кратковременном воздействии тока короткого замыкания.

Аппараты защиты проверяют на:

– надежность срабатывания;

– отключающую способность;

– отстройку от пусковых токов.

1. Согласно условиям по токам короткого замыкания автоматы защиты проверяются:

а) на отключающуюся способность

1SF:  31 > 1,41·4,48 кА

АII/2:  25 > 1,41·2,82 кА

А1:  12,5 > 1,41·1,81 кА

Автоматы при коротком замыкании отключаются не разрушаясь.

б) на надежность срабатывания

1SF:  3,87 ≥ 3·1,28 кА

АII/2:  2,43 ≥ 3·0,4 кА

А1:  1,56 ≥ 3·0,16 кА

Надежность срабатывания автоматов обеспечена.

в) на отстройку от пусковых токов. Учтено при выборе К0 для I у(кз) каждого автомата.

I у(кз) ≥ Iп для электродвигателя

I у(кз) ≥ Iпик для распределительного пункта

2. Согласно условиям проводники проверяются:

– на термическую стойкость

КЛ 2 (1СШ – 1ШР)

;          2 х 185 > 40,4 мм²

                                                             (10.1.1)

где  – термический коэффициент, для алюминия равный 11 [15.72];

 мм²

- приведенное время действия токов короткого замыкания, равный 1,7 (1 ступень) [15.72];

КЛ 3 (1ШР – Трансформатор М2/1)

;           120 > 18,9 мм²

 мм²

По термической стойкости кабельные линии удовлетворяют.

– на соответствие выбранному аппарату защиты. Учтено при выборе сечение проводника

220 А > 1·1,25·160 = 200 А           220 А > 200 А

3. Согласно условиям шинопровод проверяется:

– на динамическую стойкость:

                                                                              (10.1.2)

где  – допустимое механическое напряжение в шинопроводе, Н/см²;

 – фактическое механическое напряжение в шинопроводе, Н/см².

Для медных шин  Н/см, [15.70]

                                                                          (10.1.3)

                                                                (10.1.4)

где Ммакс – наибольшей изгибающей момент, Н·см;

W – момент сопротивления сечения, см³;

l – длина участка, км;

- максимальное усилие на шину, Н.

Момент сопротивления находим по формуле [15.69]:

W = b·h²/6

Так как Lш = 2 м (расстояние от начала ответвления), то достаточно иметь один пролет l = 3 м, тогда:

                                                                  (10.1.5)

где l – длина пролета между соседними опорами, см;

а – расстояние между осями шин, см;

iу – ударный ток короткого замыкания, трехфазный, кА.

 Н

 см³

Ммакс = 0,125 · 83,6 · 3 · 10² = 3135 Н·см

 Н/см

(14·10³)  (0,591·10³)

Шинопровод динамически устойчив.

– на термическую стойкость:

Sш ≥ Sш.тс                                                                                    (10.1.6)

где Sш – фактическое сечение шинопровода, мм²;

Sш.тс         – термически стойкое сечение шинопровода, мм²;

Sш = b·h = 5·80 = 400 мм²

 мм²

где  = 6 = для меди [15.70]

(400 мм²) Sш ≥ Sш.тс   (22 мм²)

Шинопровод термически устойчив, следовательно, он выдержит кратковременно нагрев при коротком замыкании до 200ºС.

11. Релейная защита цехового трансформатора

В условиях эксплуатации возможны повреждения отдельных элементов системы электроснабжения.

Релейной защитой называют комплект специальных устройств обеспечивающий автоматическое отключение поврежденной части электрической сети, установки.

Релейная защита и автоматика должны удовлетворять ряду требований, основными из которых являются селективность, чувствительность, быстродействие, надежность.

Под селективностью понимается свойство релейной защиты, действующей на отключение, избирать поврежденный участок и отключать только его. Под чувствительностью релейной защиты понимается ее способность реагировать на возможные повреждения в минимальных режимах системы электроснабжения, когда изменение воздействующей величины (величина, на которую реагирует защита) будет минимальным. В релейной защите под надежностью понимают свойство устройств выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени. Быстрое отключение КЗ уменьшает размеры разрушения изоляции и токоведущих частей токами КЗ в месте повреждения, уменьшает вероятность несчастных случаев, и т.д.

Максимальной токовой называют защиту, действующую в случаях, когда ток в защищаемой цепи превышает значение, равное максимальному рабочему току этой цепи. Эта защита является наиболее надежной, дешевой и простой по выполнению. Ее применяют для защиты кабельных и воздушных линий при одностороннем их питании, генераторов, трансформаторов, высоковольтных электродвигателей.

Цеховые трансформаторы защищают при следующих повреждениях и ненормальных режимах:

– при междуфазных КЗ в обмотках одной фазы;

– при междуфазных КЗ в обмотках и на выводах;

– при замыкании на землю;

– при внешних КЗ;

– при перегрузке;

– при понижении уровня масла.

Для цехового трансформатора типа ТМН выбираем типы защиты и определяем токи срабатывания защит и реле цехового трансформатора.

Рассмотрим защиту цехового трансформатора ТП-31 при междуфазных КЗ в обмотках и на выводах высокого напряжения, при внешних КЗ, при однофазных КЗ и при перегрузе. ТМН 1000/6/0,4

U1т ном /U2т ном = 6 /0,4 кВ;

I1 ном = S / ·U1т ном                                                                (11.1)

I1 ном = 1000/1,73·6 = 96,3 А

I2 ном = S / ·U2т ном                                                                (11.2)

I2 ном = 1000/1,73·0,4 = 1445 А

Sт ном = 1000 кВА

1. Защита трансформатора при междуфазных КЗ в обмотках и на выводах.

Для защиты подобного рода принимаем токовую отсечку без выдержки времени с использованием токового реле типа РТ – 40. Токи срабатывания и реле определяем по формулам:

I с.з.= Кн · I к.макс                                                                        (11.3)

I с.з = 1,4·1750 = 2450 А

где Кн – коэффициент надежности учитывает погрешности работы реле и трансформатора тока, возможные кратковременные перегрузки в цепи и неточности расчетов Кн = 1,4 [15.81]

I к.макс – номинальный ток трансформатора в первичной обмотке, А;

Uк% – напряжение КЗ трансформатора;

 – ток 3-хфазного КЗ, кА.

I к.макс = = I1т ном /Uк% ·100                                               (11.4)

I к.макс = 96,3·100/ 5,5 = 1750 А

Ток срабатывания реле:

Iср = Кс.х · Iс.з / Ктт                                                            (11.5)

где Кс.х – коэффициент схемы представляет собой отношение тока в обмотке реле к току во вторичной обмотке ТТ в нормальном режиме.

Ктт – коэффициент трансформации ТТ.

Iср = 1·2450 /(150/5) = 81,6 А

Выбираем реле тока РТ – 40/100

2. Защита трансформатора при внешних КЗ.

Для защиты трансформатора при внешних КЗ и резервирования токовой отсечки и газовой защиты принимаем МТЗ с выдержкой времени. Токи срабатывания защиты и реле находим по формулам:

Iс.з = Кн · Кс.х · I1т ном /Кв · Ктт                                                 (11.6)

Кв – коэффициент возврата токового реле, равный 0,8;

Кн – коэффициент надежности равный 1,2;

Кс.х – коэффициент схемы, равный 1 при соединении ТТ «звездой», [15.81]

Iс.з = 1,2·1· 96,3 /0,8·(150/5) = 14,5 А

Принимаем реле тока РТ – 40/20

Коэффициент чувствительности защиты определяем при 3-хфазном коротком замыкании за трансформатором на стороне НН.

Кч = I к.макс/ Iс.з · Ктт                                                                           (11.7)

Кч = 1750/14,5· 60 = 2,03 < 1.5

Выдержку времени МТЗ трансформатора выбирают из условия избирательности на ступень Δt выше наибольшей выдержки времени защит присоединений tпр питающихся от трансформатора, т.е.:

tмтз = tпр + Δt                                                                                (11.9)

tмтз = 0.5+ 0.5 = 1.0 сек

3. Защита цехового трансформатора при перегрузе.

Для защиты цехового трансформатора при перегрузе принимаем МТЗ трансформатора, выполняемую с помощью одного токового реле, включенного на фазный ток и действующую на сигнал с выдержкой времени. МТЗ отстраиваем от номинального тока трансформатора.

Токи срабатывания защиты и реле определяем по формуле (11.7):

Iс.р = 1·96,3/ (150/5) = 3,21 А

Выбираем токовое реле РТ-40/6

Выдержку времени МТЗ от перегруза в этом случае выбирают больше выдержки времени защиты трансформатора от КЗ. Принимаем tпер = 5 сек.

4. Защита цехового трансформатора при однофазных КЗ в обмотках и на выводах НН.

Для этой защиты применяем токовую защиту нулевой последовательности. Защиту выполняем с помощью одного токового реле типа РТ – 40, включенного на ТТ, установленый в цепи заземления нейтрали цехового трансформатора. Защита действует на отключение, с выдержкой времени, выключателя ВН.

В реле протекает полный ток однофазного короткого замыкания. Токи срабатывания защиты определяем по формулам:

Iс.р = Ic.з / Ктт                                                           (11.10)

где Iотс – ток отстройки от небаланса равный 1800 А

Iс.з = 2400 / 1500/5 = 16 А

Принимаем реле тока РТ – 40/20.

Коэффициент чувствительности при однофазном КЗ на выводах трансформатора:

где  кА – минимальный ток однофазного КЗ на шинах НН для цехового трансформатора с соединением обмоток Δ / Υ0.

12. Расчет заземляющего устройства

Многие части электроустановок, не находящиеся под напряжением (корпуса электрических машин, кожухи трансформаторов, осветительная арматура, привода и кожухи электрических аппаратов, каркасы распределительных шкафов и щитов управления, металлические оболочки кабелей и кабельные муфты, стальные трубы электропроводок и т.п.) могут во время аварии оказаться под напряжением, что вызывает опасность поражения электрическим током обслуживающего персонала при прикосновении к ним. Обеспечить безопасность прикосновения к таким частям должно защитное заземление.

Заземление снижает потенциал по отношению к земле металлических частей электроустановки, оказавшихся под напряжением при аварии, до безопасного значения.

Защитные действия заземления состоят в уменьшении тока, возникающего в теле человека при соприкосновении с корпусом машины, оказавшемся под напряжением. Сопротивление заземляющих устройств для электроустановок при различных напряжениях должно приниматься в соответствии с нормами ПУЭ.

Рассчитать заземляющее устройство (ЗУ) в электроустановках с изолированной нейтралью – это значит:

– определить расчетный ток замыкания на землю и сопротивление ЗУ;

– определить расчетное сопротивление грунта;

– выбрать электроды и рассчитать их сопротивление;

– уточнить число вертикальных электродов и разместить их на плане.

1. Характеристика установки: Uн = 0,4 кВ. Наибольший ток через заземление при замыканиях на землю на стороне 0,4 кВ составляет 4,48 кА

2. Периметр насосной Р = 85 м

3. В качестве вертикальных электродов выбираем уголок (размеры сторон 60 х 60 мм²) длиной 2 метра, который погружаем ниже уровня земли на 0,7 метров. В качестве горизонтальных электродов выбираем полосы 40 х 4 мм², приваренные к верхним концам уголков.

4. Грунт в месте сооружения насосной – суглинок (удельное сопротивление суглинка 100 Ом·м; климатическая зона – III).

5. В качестве естественных заземлителей насосной используем ее железобетонные конструкции, имеющие надежное соединение с землей и с сопротивлением растеканию 0,8 Ом.

Используя исходные данные, рассчитаем заземляющее устройство.

а) Для стороны 0,4 кВ в соответствии с ПУЭ наибольшее допустимое сопротивление заземляющего устройства для электроустановок до 1кВ и с токами замыкания на землю ≥ 500 А составляет Rз = 0,5 Ом.

б) Сопротивление искусственного заземлителя рассчитываем с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно:

1/ Rи = 1/ Rз – 1/ Rе                                                             (12.1)

где Rз – расчетное сопротивление заземляющего устройства по ПУЭ;

Rи – сопротивление искусственного заземлителя, Ом;

Rе – сопротивление естественного заземлителя, Ом.

На основание имеющихся данных записываем:

1/ Rи = 1/ 0,5 – 1/ 0,8 отсюда Rи = 1,33 Ом

в) Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

ρр, г = ρуд · kп.г                                                                   (12.2)

ρр, в = ρуд · kп.в                                                                           (12.3)

где ρуд – удельное сопротивление грунта (суглинок), равное 100 Ом ·м [15.90]

kп.г и kп.в - повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов для заданной климатической зоны.

Повышающие коэффициенты для климатической зоны III принимаем равными 2 для горизонтально протяженных электродов при глубине заложения 0,8 м и 1,4 – для вертикальных стержневых электродов длиной 2 – 3 метра при глубине заложения из вершины 0,5 – 0,8 метра.

Расчетные удельные сопротивления:

– для горизонтальных электродов:         ρр, г = 100 · 2 = 200 Ом ·м

– для вертикальных электродов: ρр, в = 100· 0,14 = 140 Ом ·м

г) Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода – уголок длиной 2 м при погружении ниже уровня земли на 0,7 м по формуле:

                                                    (12.4)

При применении уголков для вертикальных электродов в качестве диаметра принимаем эквивалентный диаметр уголка:

d = d у, э = 0,95· b                                                                         (12.5)

где b – ширина сторон уголка.

Для уголка с шириной полки b = 0.06 м:

d = 0.95 – 0.06 = 0.057 м

 Ом

д) Определяем примерное количество вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования. Коэффициент использования находим по справочным данным [15.91].

Отношение расстояния между вертикальными электродами к их длине d/l = 2; так как d = 4 м, принимаем, что расстояние между электродами равно 4 м;

l = 2 м, следовательно 4 / 2 = 2.

По справочнику [15.91] предварительно коэффициент использования:

kп.в = 0,66 (при числе уголков порядка 60 и отношении d/l = 2)

Примерное число вертикальных заземлителей n:

n = Rо.и.в / kи.в · Rи                                                            (12.6)

где Rи – необходимое сопротивление искусственного заземлителя;

n = 50,5/ 0,66 · 1,33 = 57,5

е) Определяем сопротивление, которое оказывает току горизонтальный заземлитель, состоящий из полос 40 · 4 мм² По справочнику [15.91] коэффициент использования:

kи, г = 0,28 (при числе уголков порядка 60 и d / l = 2)

Сопротивление полосы находим по формуле:

                                                             (12.7)

Расстояние между вертикальными электродами d = 4 м. Предлагаемое количество электродов 60, тогда периметр: l = 60 · 4 = 240 м

 Ом

ж) Уточненное сопротивление вертикальных электродов:

                                                                               (12.8)

 Ом

з) Уточненное число вертикальных электродов определяем при коэффициенте использования kив = 0,58, по        [15.91]

при n = Rовэ /kиву · Rвэ = 50,5/ 0,58 · 1,61 = 54

Принимаем 54 уголка

и) Проверяем термическую стойкость полосы 40 х 4 мм²

                                                                              (12.9)

где  – расчетный ток короткого замыкания через проводник, А;

 – приведенное время прохождения тока короткого замыкания на землю, с; Ст – постоянная равная для 74 [6.237].

 = 4,48 кА (из расчета тока КЗ)

 = 1,25 сек., следовательно

 мм²

Таким образом, полоса 40 х 4 мм² условию термической стойкости удовлетворяет.

13. Расчет молниезащиты

Молниезащита – комплекс защитных устройств и мероприятий, предназначенных для обеспечения безопасности людей, предохранения зданий, сооружения, оборудования и материалов от возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при разрядах молнии.

Насосная установка относится по устройству молниезащиты к III категории и защищается от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов через наземные металлические коммуникации.

В электрических установках защита от прямых ударов на подстанциях осуществляется вертикальными стержневыми молниеотводами, а защита линий – горизонтальными молниеотводами. Вертикальный стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, соединенным с заземлителем. Горизонтальный молниеотвод представляет собой провод, расположенный над фазными проводами линии на тех же опорах. Чем выше над защищаемым объектом расположен молниеотвод, тем больше его защитная зона, в которой молниеотвод как бы перехватывает молнию и отводит ее в землю.

Для защиты здания от вторичных воздействий молнии предусматриваются следующие мероприятия: металлические корпуса всего оборудования и аппаратов присоединяются к заземляющему устройству электроустановок, протяженные трубопроводы, выполненные из металла, в местах их взаимного сближения на расстоянии менее 10 см через 30 м соединяются металлическими перемычками.

1. По формулам [15.98] для одиночного стержневого молниеотвода определяются параметры молниезащиты (м/з). Высота зоны защиты над землей h = 50 м, а высота вершины конуса стержневого молниеотвода h0

h0 = 0.85· h м                                                                                 (13.1)

h0 = 0.85 · 50 =42.5 м

hх – высота защищаемого сооружения, равна 20 м;

hм – высота стержневого молниеприемника, м;

hа – активная высота молниеотвода, м.

Радиус зоны защиты на уровне земли r0 и радиус защиты на высоте защищаемого сооружения rх находим по формулам [15.100]:

 (13.2)

 м

rх =                                                     (13.3)

rх = (1,1–0,0002·50) ·(50–1,2 ·20) = 26 м

hм = h - h00                                                                                                                                               (13.4)

hм = 50 – 42,5 = 7,5 м

hа = h – hх                                                                                                (13.5)

hа = 50 – 20 = 30 м

α = arctg r0 /h0                                                                                (13.6)

где α – угол защиты (между вертикалью и образующей), град.

α = arctg 50/42,5 = 49,6º

2. Определяются габаритные размеры защищаемого объекта в зоне молниезащиты.

φ = arcsin B/ 2· rх                                                                            (13.7)

cos φ = cos 35.2º = 0.8

А = 2 · rх ·cos φ = 2 · 26 · 0.8 = 41.6 м ≈ 42

А х В х Н = 42 х 30 х 20 м

3. Определяется возможная поражаемость защищаемого объекта в зонах при отсутствии молниезащиты:

N = [(B + 6hх) (A + 6hх) – 7.7 h²х] · n ·               (13.8)

где n           – среднегодовое число ударов молнии в 1 км² земной поверхности в месте нахождения здания или сооружения (т.е. удельная плотность ударов молнии в землю), 1/(км²·год), определяется по [15.99].

N = [(30+6·20) (42+6·20) – 7,720²] · 6 · = 12,3 ·поражений

Основной мерой защиты от возникновения искр при разряде статического электричества служит заземление резервуаров, трубопроводов, сливоналивных устройств. Кроме того, запрещается сливать жидкость свободно падающей струей и применять ременные передачи в пожароопасных помещениях.

14. Компенсация реактивной мощности

Все процессы в электрических системах можно охарактеризовать тремя параметрами: напряжением U, силой тока I и мощностью P. Но для удобства расчетов и учета применяются и другие параметры, в том числе реактивная мощность Q. Существует несколько определений реактивной мощности. Например, в курсе ТОЭ сказано, что реактивная мощность, потребляемая индуктивностью и емкостью, идет на создание магнитного и электрического полей. Индуктивность рассматривается как потребитель реактивной мощности, а емкость – как ее генератор.

Мощность в цепи постоянного тока равна произведению силы тока I и напряжению U:

Р = I · U

Для характеристики мощности цепи переменного тока требуется дополнительный показатель, отражающей разность фаз тока и напряжения – угол φ. Произведение показаний вольтметра и амперметра в в цепи переменного тока называется полной мощностью S, для трехфазной цепи . Средняя за период переменного тока мощность называется активной мощностью: . На основании этих выражений полная мощность S представляется гипотенузой прямоугольного треугольника (рисунок 14.1), один катет которого представляет собой активную мощность Р = S · cosφ, а другой катет – реактивную мощность Q = S·sinφ, Q названа мощностью по аналогии с активной мощностью Р. Из треугольника мощности получают следующие зависимости:

                                                                                     (14.1)

;                                                                       (14.2)

где cos φ – коэффициент мощности;

tg φ – коэффициент реактивной мощности.

Итак, для характеристики мощности в цепи переменного тока введены понятия полной S, активной Р и реактивной Q мощностей и cos φ. Для расчета реактивной мощности удобней пользоваться не cos φ, а tg φ, так как расчетное значение реактивной мощности легко найти из выражения:

Qр = Рр · tg φ                                                                                  (14.3)

Величина tg φ с приближением угла φ к нулю позволяет найти значение Qр с меньшей погрешностью, чем величина cos φ, так как в зоне малых углов φ, где cos φ = 0,95, изменение коэффициента мощности на 1% приводит к изменению коэффициенту реактивной мощности на 10%. Поэтому в настоящее время tg φ в основном и используют для характеристики Q. Следует помнить об условии толковании Q как мощности.

Работа машин и аппаратов переменного тока, основанная на принципе электромагнитной индукции, сопровождается процессом непрерывного изменения магнитного потока в их магнитопроводах и полях рассеяния. Поэтому подводимый к ним поток мощности должен содержать не только активную составляющую Р, но и реактивную составляющую индуктивного характера Q, необходимую для создания электромагнитных полей, без которых процессы преобразования энергии, рода тока и напряжения невозможны. Выражение реактивной мощности асинхронного двигателя (АД) можно представить и в таком виде:

Qад = Q0 + Qн ·Кз²                                                               (14.4)

где Q0 – реактивная мощность намагничивания (т.е. холостого хода АД);

Qн – потери реактивной мощности в АД на расстояние при номинальной нагрузке;

Кз – коэффициент загрузки АД, Кз = Р / Рн.

Реактивная мощность потребляемая трехфазными силовыми трансформаторами Qт, расходуется, как и в АД, на намагничивание магнитопровода трансформатора Qт0 и на создание полей рассеяния Qтр:

Qт = Qт0 + Qтр · К²з т                                                          (14.5)

где Кз т – коэффициент загрузки трансформатора. Потребление реактивной мощности трансформаторами на намагничивание в несколько раз меньше, чем АД, из-за отсутствия воздушного зазора в транс форматоре. Но за счет того, что число трансформаций напряжения в сети достигает 3 – 4 и имеет тенденцию к росту до 5 – 6, суммарная номинальная мощность трансформаторов во много раз больше, чем АД. Поэтому расходы реактивной мощности в АД и в трансформаторах в энергосистеме соизмеримы.

Из всей потребляемой трансформаторами реактивной энергии около 80% расходуется на намагничивание.

Вырабатываемая на электростанциях реактивная мощность при cos φ = 0,927 для потребителей составляет около 80% суммарной активной мощности системы. даже при cos φ = 0,927 все участки электропередачи очень сильно загружены реактивной мощностью: на каждую 1 тыс. кВт мощности от станции требуется передача 800 кВар реактивной мощности в начале передачи и 400 кВар – в конце. Это приводит к повышенным токовым нагрузкам сетей и, как следствие, к повышенным потерям электроэнергии, а также к ухудшению качества напряжения вследствие больших его потерь.

Передача значительной реактивной мощности по элементам СЭС невыгодна по следующим основным причинам:

1. Возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их

реактивной мощностью. Так, при передаче активной и реактивной мощностей через элемент сети с сопротивлением потери активной мощности

                                         (14.6)

Дополнительные потери активной мощности , вызванные передачей реактивной мощности, пропорциональны Q².

2. Возникают дополнительные потери напряжения. Например, при передаче мощностей P и Q через элемент сети с активным R и реактивным Х сопротивлениями потери напряжения

                                  (14.7)

где  – потери напряжения, обусловленные соответственно активной и реактивной мощностью.

Дополнительные потери напряжения приводят к снижению качества напряжения и к дополнительным затратам на ввод средств регулирования напряжения.

3. Загрузка реактивной мощностью линий электропередачи трансформаторов требует увеличения площади сечений проводов воздушных и кабельных линий, номинальной мощности и числа трансформаторов подстанций и оборудования ячеек распределительных устройств.

Из сказанного следует, что технически и экономически целесообразно предусматривать дополнительные мероприятия по уменьшению потребляемой реактивной мощности, которые можно разделить на две группы:

– снижение потребления реактивной мощности приемниками электроэнергии без применения компенсирующих устройств;

– применение компенсирующих устройств.

Мероприятия по снижению потребления реактивной мощности:

1.  упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования;

2.  замена малозагруженных асинхронных двигателей двигателями меньшей мощности;

3.  понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой загрузкой;

4.  ограничение продолжительности холостого хода двигателей;

5.  применение синхронных двигателей вместо асинхронных той же мощности в случаях, когда это возможно по условиям технологического процесса;

6.  повышение качества ремонта двигателей;

7.  замена и перестановка малозагруженных трансформаторов;

8.  отключение в резерв части трансформаторов в периоды снижения их нагрузки (например, в ночное время).

Мероприятия второй группы по уменьшению передачи реактивной мощности предприятиями от энергосистемы предусматривают установку специальных компенсирующих устройств (КУ) на предприятиях для выработки реактивной мощности в местах ее потребления. Примером КУ может быть конденсаторная батарея (С), подключаемая параллельно активно-индуктивной нагрузке (RL), например асинхронному двигателю. Принцип компенсации при помощи емкости поясняет векторная диаграмма (рисунок 14.2). Из диаграммы видно, что подключение конденсатора С уменьшило угол сдвига фаз между током и напряжением нагрузки и соответственно повысило коэффициент мощности нагрузки. Уменьшился потребляемый из сети ток от I1 до I2, т.е. на ΔI.

Реактивная мощность, передаваемая из сети энергосистемы Qз в час наибольшей активной нагрузки системы, указывается в договорах на отпуск электроэнергии. Контроль за реактивной мощностью потребителей осуществляет энергоснабжающая организация и Госэнергонадзор. Контролируется наибольшее потребление реактивной мощности.

Для контроля за наибольшей реактивной мощностью служат счетчики с указателями 30-минутного максимума. При отсутствии специальных счетчиков для контроля за наибольшей потребляемой реактивной энергией используют записи обычных счетчиков. Записи подлежат 30-минутные показания счетчиков в часы максимума системы и их показания к началу и концу суточного провала активной нагрузки данной энергосистемы.

Задачи компенсации реактивной мощности должны решаться в соответствии с Указаниями по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях комплексно с энергосистемами с учетом регулирования напряжения района, в котором расположено промышленное предприятие. Выбор параметров компенсирующих устройств, их размещение в системе электроснабжения представляют собой технико-экономическую задачу и определяются условиями наибольшей экономичности по минимуму приведенных затрат.

Для стимулирования проведения мероприятий по компенсации реактивной мощности на действующих предприятиях Госэнергонадзором установлена шкала скидок (–) и надбавок (+) к тарифу на электроэнергию.

а) б)

Рисунок 14.2 Схема замещения (а) и векторная диаграмма цепи линия – приемник электроэнергии (б) при параллельном включении конденсаторов.

Компенсирующие устройства

Для компенсации реактивной мощности используются батареи конденсаторов, синхронные машины и специальные статические источники реактивной мощности.

Батарея конденсаторов (БК) – специальные емкостные КУ, предназначенные для выработки реактивной мощности. В настоящее время выпускаются комплектные конденсаторные установки (ККУ) серии УК – 0,38 на напряжение 380 В мощностью 110…900 кВар (таблица 14.1) и серии УК-6/10 мощностью 450…1800 кВар (таблица 14.2).

Таблица 14.1 Технические данные статических КУ напряжением до 1 кВ

При отключении конденсаторы сохраняют напряжение остаточного заряда, представляющее опасность для персонала и затрудняющее работу выключателей. По условиям безопасности требуется применение разрядных устройств. В качестве разрядных устройств применяются два однофазных трансформатора на напряжения (НОТ). В новых конденсаторах применяют встроенные разрядные сопротивления. При индивидуальной компенсации электроприемника разрядные сопротивления не требуются.

Измерение силы тока в цепи БК осуществляется тремя амперметрами (для контроля за целостью предохранителей и нормальной работой каждой фазы) и

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5