ПЗ (1219457), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Результаты сводим в таблицу 4.3.Таблица 4.3 – Уровни напряжения, в расчетном режимеУровни напряжения, ВНаименованиеподстанцийМаксимальных нагрузокПослеаварийный режимФ.2 – ТП-19992,00ТП-1 – ТП-39983,029984,61ТП-3 – ТП-49996,369993,24ТП-4 – ТП-29995,829982,48ТП-2 – Ф.39993,959977,00Ф.4 – ТП-69982,47ТП-6 – ТП-79995,15ТП-6 – ТП-89990,07ТП-8 – ТП-99997,30Ф.2 – ТП-249981,45ТП-24 – ТП-259996,859999,55ТП-25 – ТП-289998,099994,30ТП-28 – ТП-299999,869983,71ТП-29 – ТП-309998,609989,46ТП-30 – ТП-319997,509990,98ТП-31 – ТП-339995,399988,28ТП-33 – Ф.39984,329964,93Ф.3 – ТП-159997,30ТП-15 – ТП-169991,329993,1338Окончание таблицы 4.3ТП-16 – ТП-18ТП-18 – ТП-19ТП-19 – ТП-20ТП-20 – Ф.5Т-104 – ТП-34ТП-34 – ТП-36ТП-36 – ТП-37ТП- 37 – ТП-38ТП- 38 – ТП-39ТП- 39 – ТП-41ТП- 41 – ТП-43ТП- 43 – Т-1069985,469999,429995,489994,3534991,6534998,2234997,6834998,5834999,7734998,1534987,9534994,309939,4299859979,159985,4334980,6934994,5834991,7534984,1634993,5134997,434994,53-Из таблицы 4.3 видно, что в целом на участке сети уровни напряжениянаходятся в пределах нормированной величины, не превышает нормативных,пустые ячейки в таблице 4.3 – линии, которые в аварийном режиме не имеютрезервных источников питания, потребитель отключен на время устраненияаварий, напряжение на шинах подстанций отсутствует.
Графики потерьнапряжения для нормального режима работы линии приведены на чертежах(ДП.23.05.05.021.004), графики потерь напряжения для аварийных режимовприведены в приложение С.Анализ и расчет схемы электроснабжения сетевого участка Икура –Волочаевка 1 показал, что в целом по району экономическое сечение проводови кабелей соответствует расчётным значениям, но есть участки сети сзавышенным сечение проводов – ЭЧЭ-7: фидер 2 – ТП-1, ТП-2 – ТП-4, фидер 3– ТП-2, фидер 4 – ТП-6, ТП-6 – ТП7; ЭЧЭ-8: фидер 2 – ТП-24, ТП-24 – ТП-25,ТП-31 – ТП-33 фидер 3 – ТП-33; ЭЧЭ-9: фидер 3 – ТП-15, ТП-15 – ТП-16,фидер 5 – ТП-20, Т-104 – ТП-34, ТП-36 – ТП-37, ТП-41 – ТП-43, ТП-43 – Т-106.Расчет потерь напряжения показал что уровень напряжения на подстанцияхнаходится в пределах нормированной величины.
Расчёт напряжения в концелинии в аварийном режиме фидеров показал соответствие норме.395 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА УМЕНЬШЕНИЯ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ5.1 Анализ коэффициента мощности сетевого районаПовышение коэффициента мощности позволяет оптимизировать работуэлектроустановок и обеспечивает следующие преимущества: уменьшениеколичества потребленной энергии кВА, уменьшение активных потерь в линияхблагодаря снижению тока, потребляемого электроустановкой, повышениестабильности напряжения для потребителя, снижение потерь электроэнергии всиловом трансформаторе, к вторичнойкомпенсирующееустройство.Уобмотке котороготрансформаторовприподключеноуменьшениикоэффициента мощности уменьшается пропускная способность по активноймощности вследствие увеличения реактивной нагрузки.
Увеличение полноймощности при снижении коэффициента мощности приводит к возрастаниютока и, следовательно, потерям мощности, которые пропорциональны квадратутока. Увеличение тока требует повышения сечения линии электропередачи, аследовательно, веса проводов и кабеля.Увеличение тока при снижении коэффициента мощности ведет кувеличению потери напряжения во всех звеньях энергосистемы, что вызываетпонижение напряжения у потребителей электрической энергии.На промышленныхнормальнуюработупредприятиях понижение напряженияэлектроприемников.Снижаетсячастотанарушаетвращенияэлектродвигателей, что приводит к снижению производительности рабочихмашин и ухудшению качества продукции.Рассмотренныеслучаивлияниянизкогокоэффициентамощностипоказывают, что снижение коэффициента мощности отрицательно сказываетсяна всех звеньях энергосистемы, в том числе и на работе промышленногопредприятия.
Поэтому вопросы улучшение коэффициента мощности имеютбольшое значение.40Решение задач, связанных с наличием в системе электропотребленияреактивных нагрузок, идет по пути компенсации реактивной мощности. Этообусловлено проведением двух взаимно дополняющих групп мероприятий:снижениемпотребленияреактивноймощностиэлектроприемникамииустановкой непосредственно у потребителей и в узлах сетей специальныхисточников реактивной мощности – компенсирующих устройств.Однимизнаправленийпоэнергосбережениюявляетсяснижениереактивной мощности (увеличение, повышение коэффициента мощности), т.к.реактивная мощность приводит к росту потерь электроэнергии. При отсутствииустройств компенсации реактивной мощности, потери могут составить от 5 до45% от среднего потребления.В последние годы выросла доля нагрузки бытовых потребителей, чтоповлекло за собой перегрузку распределительных сетей.
К примеру, в 90-хгодах средняя нагрузка одной семьи примерно составляла 5 кВт. Всовременных квартирах с появлением множества новых бытовых приборов:микроволновые печи, выросли мощности двигателей, применяемых в бытовыхприборах, что неизбежно ухудшило коэффициент мощности и, следовательно,требуется компенсация затрачиваемой реактивной энергии.Повышенное потребление реактивной мощности из сети при низкихзначениях коэффициента мощности вызывает необходимость увеличениясечений проводов и кабелей в электрических сетях для уменьшения потерь.Низкий коэффициент мощности приводит к излишней загрузке передачейреактивноймощностипонижающихподстанций,поэтомунеобходимоувеличивать мощность трансформаторов или их количество.Уменьшениепотребленияреактивноймощностинапредприятиидостигается путем компенсации реактивной мощности как естественнымимерами, так и за счет специальных компенсирующих устройств (реактивноймощности) в соответствующих точках системы электроснабжения.41Мероприятия,проводимыепокомпенсацииреактивноймощностиэксплуатируемых или проектируемых электроустановок потребителей, могутбыть разделены на следующие две группы:– естественные мероприятия, не требующие применения компенсирующихустройств;– искусственные мероприятия, связанные с применением компенсирующихустройств.Мероприятия первой группы направлены на снижение потребленияреактивной мощности и должны рассматриваться в первую очередь, посколькудля их осуществления, как правило, не требуется значительных капитальныхзатрат.Применение компенсирующих установок должно обосновываться техникоэкономическими расчетами.Мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств дляраспределительных сетей:– упорядочение технологического процесса– замена, отключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чемна 40% от их номинальной мощности;Мероприятия, связанные с применением компенсирующих устройств:– установка статических конденсаторов;– применение статических источников реактивной мощности;– тиристорно-реакторные группы;Применению устройств компенсации реактивной мощности долженпредшествовать тщательный технико-экономический анализ в связи с высокойстоимостью и достаточной сложностью этих устройств [11].Для сетей промпредприятий, где уже накоплен значительный опыт виспользовании КУ и сложилась определенная система взаимоотношений сэнергоснабжающимиорганизациями,целесообразностьпримененияКУочевидна.
В городских же сетях, как известно, КУ распространения неполучили. Это обусловлено сравнительно высоким коэффициентом мощности42нагрузки. Остается открытым и вопрос об экономической целесообразностивнедрения КУ в городские сети. Но в настоящее время характер нагрузкикардинально поменялся в результате широкого применения новых типовэлектроприемников,потребляющихнарядусактивноймощностьюизначительную реактивную. В 2007 году требование к минимальному значениюкоэффициента реактивной мощности для точек присоединения потребителя кэлектрической сети было значительно ужесточено и установлен коэффициентмощности равен 0,94 (коэффициент реактивной мощности равен 0,4) для сети6-20 кВ, в соответствии с [15].5.2 Расчет мощности компенсирующей установкиУстанавливать компенсирующие установки, необходимо на подстанцияхимеющие большую загрузку по реактивной мощности, и имеющие низкийкоэффициент мощности, рассмотрим шесть участков сети имеющие низкийкоэффициент мощности и имеющие сильно загруженные трансформаторныеподстанции (см.
таблица 2.4). В качестве исходных данных принимаемустановленный коэффициент мощности на трансформаторных подстанция иактивную, реактивную мощность в часы максимума нагрузок (см. таблица 2.3),в часы минимума нагрузок, принимая 30% от максимального режима, расчетпроизводим согласно методике [12]. Выбираем наиболее загруженныефидерные линии и сводим в приложение В.Исходя из данных (см.
приложение В) выбираем восемь трансформаторныхподстанций имеющие низкий коэффициент мощности: ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-7,ТП-9, ТП-15, ТП-19, ТП-32. Расчет будем производить для восьмитрансформаторных. Для расчета применяем методику. [12]Нормативное значение tgэ определяют по формуле:tgэ tgб,к (0,4 d max 0,6)43(5.1)где tgб – базовый коэффициент реактивной мощности; d max – отношениепотребления активной энергии потребителем в квартале максимальнойнагрузки системы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки; к –коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в различныхэнергосистемах.Экономическое значение потребления реактивной мощности Qý.i , квар,определяется по формуле:Q э P tgэ ,(5.2)где P – активной мощности (см.
приложение В), кВт.Длятогоэкономическогочтобыснизитьзначения,впотреблениесистемереактивнойэлектроснабженияэнергиидорасполагаютсяустановки параллельной (поперечной) емкостной компенсации, в дальнейшемпо тексту называемые компенсирующими установками (КУ).Суммарная мощность таких установок для подстанций равна:Qку Q Q э ,(5.3)где Q – реактивной мощности (см. приложение В), квар.Расчет производим для ТП-1 по формулам (5.2) – (5.3). Нормативноезначение tgэ принимаем равным 0,4 для сетей 10 и 35 кВ [11].Определяем экономическое значение потребления реактивной мощности:Qэ max 404,4 0,4 161,8 квар.Выбираетсямощностьконкретныхэлектроснабжения:44КУразмещениевсистемеQ max ку 255,8 161,8 95 квар.Аналогичные расчеты по формулам (5.2) – (5.3) производим для остальныхтрансформаторных подстанций.
Результаты расчетов сводим в таблицу 5.1.Таблица 5.1 – Экономические значения реактивной мощности подстанций.НаименованиеподстанцииQэ max , кварQ э min , кварQmax ку , кварQ min ку , кварТП-1ТП-2ТП-3ТП-7ТП-9ТП-15ТП-19ТП-32162157607775116627714271273533522835958841535589503542401924254022175.3 Выбор компенсирующих установокКонденсаторной установкой называется электроустановка, состоящая изконденсаторов,(выключателей,относящегосякразъединителей,нимвспомогательногоразрядныхоборудованиярезисторов,устройстврегулирования, защиты и т.д.) и ошиновки.
Она предназначена для генерацииреактивной мощности. Суммарная генерируемая мощность установки наосновной частоте определяется, исходя из условия обеспечения требуемогозначения коэффициента мощности в режиме максимального потребленияреактивной мощности. С целью получения экономичного режима работыэлектрических сетей с переменным графиком реактивной нагрузки используютавтоматическое регулирование мощности конденсаторной установки путемвключения или отключения ее в целом или отдельных ее частей.45В режиме автоматического регулирования при изменении значенияреактивной мощности потребителя регулятор производит отключение иливключение ступени конденсаторной установки с выдержкой времени спомощью электромагнитных контакторов в установках 0,4 кВ или вакуумныхконтакторов в установках 10 кВ.Коммутация конденсаторной батареи или ее частей обычно осуществляетсявыключателями.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
