12. Расчет электрических сетей напряжением выше 1 кВ.

Расчетная нагрузка электропримеников напряжением выше 1 кВ (высокого напряжения – ВН), т.е. активная нагрузка синхронного двигателя СД и асинхронного двигателя АД, а также реактивная нагрузка нагрузка АД, подключенных к распределительной подстанции напряжением 6-10 кВ, принимается равной средней мощности. Тогда расчетная нагрузка (активная Р_{расч ВН} и реактивная Q_{расч ВН}) группы приемников цеха определяется из соотношений

Р_{расч ВН} = Σ k_и р_ном; Q_{расч ВН} = Σ k_и р_ном tgφ,

где р_ном – активная установленная (номинальная) мощность п-ого электроприемника высшего напряжения, принимаемая по исходным данным; tgφ соответствует характерному для приемников данной группы средневзвешенному значению коэффициента мощности; k_и – коэффициент использования п-ого электроприемника напряжением выше 1 кВ.

Расчетные мощности промышленного предприятия, отнесенные к шинам вторичного напряжения главной понижающей подстанции, определяются по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов (как силовым – до и выше 1кВ – Р_{расч НН}, Р_{расч ВН}, Q_{расч НН}, Q_{расч ВН}, так и осветительным - Р_{расч О}, Q_{расч О}) с учетом потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях напряжением до 1 кВ – ΔР_ц , ΔQц и коэффициента одновременности максимумов силовой нагрузки k_{о max}:

Р_расчПП = (ΣР_расчНН + ΣР_расчВН) k_{о max} + ΣР_{расч О} + ΔР_ц ;

Q_{расч ПП} = (ΣQ_{расч НН} + ΣQ_{расч ВН} - ΣQ_CД) k_{о max} + ΣQ_{расч О} + ΔQ_ц

S_{расч ПП} =

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях напряжением до 1кВ приближенно принимаются равными соответственно 3 и 10% от полной трансформируемой мощности S_расч. ΔР_ц = 0,03 S_расч ; ΔQ_ц = 0,1 S_расч

Потери активной и реактивной мощности в кабелях высшего напряжения в предварительных расчетах не учитываются вследствие их малой значимости.

Значения коэффициента одновременности максимумов для шин ГПП k_оmax принимают по справочным таблицам, k_omax = 0,9 – 0,95.

13. Как выбираются сечения кабелей, питающих рп - 6 (10) кВ?

Выбор проводников

Кабели, неизолированные провода и шины выбираются по экономической плотности тока, по нагреву рабочим (расчетным) током продолжительного режима.

Экономически целесообразное сечение S, мм², определяется по выражению

где Ip — расчетный ток нормального режима работы, А; jэ — нормированное значение экономической плотности тока. А/мм² Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего меньшего или большего стандартного сечения. Для определения сечений по нагреву вычисляется наибольший расчетный ток Iр в нормальном режиме приведенным в сокращенном варианте, в соответствии с условием

выбирается его стандартное значение. При этом для конкретных условий работы кабелей допустимые значения токов уточняются по выражению

Iдоп=K₁*K₂*K_3, Iнд

где К1,К2, К3 — коэффициенты, учитывающие соответственно фактическую температуру окружающей среды, количество проложенных в земле рабочих кабелей, фактическое удельное тепловое сопротивление земли Iдоп —допустимая по нагрев токовая нагрузка на кабель при нормальных условиях прокладки.

При выборе сечения кабеля необходимо учитывать также возможную допустимую перегрузку в послеаварийных или ремонтных режимах в соответствии с условием:

Кпер*Iдоп=>Iр мах

где Кпер— допустимая кратность перегрузки, принимается 1,1 — для кабелей с полиэтиленовой изоляцией, 1,15 — для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток, если нагрузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номинальной.

Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 суток в пределах. При отсутствии данных о длительности максимума и предварительной нагрузке для кабелей с бумажной изоляцией, проложенных в траншее коэффициент кратности перегрузки может быть принят 1,2...1,25.

Выбранное по условиям продолжительного режима сечение кабеля необходимо проверить на термическую стойкость к токам КЗ.

Кабели, защищенные токоограничивающими предохранителями, на термическую стойкость не проверяются.

В инженерных расчетах минимально допустимое сечение проводника, термически стойкое к токам КЗ, определяется по выражению (5.35). При определении теплового импульса в нем 1_по — действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начале линии. Постоянная времени затухания периодической составляющей тока КЗ Т_а определяется как

где х_т и г — результирующее индуктивное и активное сопротивления схемы относительно точки КЗ; со — угловая частота, со = 314.

В распределительных сетях 6—10 кВ при отсутствии конкретных данных приближенно можно принять Та = 0,01с, а значения t_отк — по табл.

Кроме того, жесткие шины проверяют на электродинамическую стойкость по формуле (5.31), гибкие токопроводы — на схлестывание при токах трехфазного КЗ 20 кА и более [12, 28], неизолированные провода в установках 35 кВ и выше — по условиям коронного разряда.

14. Как выбираются сечения кабелей, питающих цеховые ТП?

15. Факторы, обуславливающие экономическую эффективность от компенсации реактивной мощности в электрических сетях.

16. Два основных пути снижения реактивных нагрузок сетей и генераторов.

17. Мероприятия по снижению потребления реактивной мощности приемниками электроэнергии.

Под реактивной мощностью понимается электрическая нагрузка, создаваемая колебаниями энергии электромагнитного поля. В отличие от активной мощности реактивная, циркулируя между источниками и потребителями, не выполняет полезной работы. Принято считать, что реактивная мощность потребляется (Q_L), если нагрузка носит индуктивный характер (ток отстает по фазе от напряжения), и генерируется (Q_с) при емкостном характере нагрузки (ток опережаетпо фазе напряжение).

Реактивная мощность запасается в виде магнитного и электрического полей в элементах электрической сети, электроприемниках, обладающих индуктивностью и емкостью.

Основными электроприемниками реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели - на их долю приходится 60 ... 65 % потребляемой реактивной мощности, 20 ... 25 % приходятся на трансформаторы, 10 ... 15 % - на другие электроприемники (преобразователи, реакторы, газоразрядные источники света) и линии электропередачи.

Под компенсацией реактивной мощности понимается снижение реактивной мощности, циркулирующей между источниками тока и электроприемниками, а, следовательно, и снижение тока в генераторах и сетях.

Проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности дает значительный технико-экономический эффект, заключающийся в снижении потерь активной мощности:

(1.37)

потерь напряжения

(1.38)

в лучшем использовании основного оборудования, в увеличении пропускной способности элементов сети по активной мощности:

(1.39)

где Q_к - мощность компенсирующих устройств.

Во вновь проектируемых электрических сетях компенсация реактивной мощности позволяет снизить число и мощность силовых трансформаторов, сечения проводников линий и габариты аппаратов распределительных устройств.

Компенсировать реактивную мощность экономически целесообразно до определенных, нормативных значений, установленных для характерных узлов электрической сети.

До 1974г. основным нормативным показателем, характеризующим потребляемую реактивную мощность, был коэффициент мощности (cos), определяющий, какую часть при неизменной полной мощности (S) составляет активная мощность (Р).

При снижении потребления реактивной мощности Q до значения (Q – Q_к) величина угла ₁ уменьшается до угла ₂ (рис. 1.4), что приводит к увеличению коэффициента мощности при постоянной величине передаваемой активной мощности до значения

Q_к

Q

Рис. 1.4. Диаграмма, иллюстрирующая работу компенсирующего устройства

На границе раздела потребителя и энергоснабжающей организации в зависимости от места присоединения потребителя в энергетической системе средневзвешенное значение коэффициента мощности должно было находиться в пределах 0,85 ... 0,95.

Позже, для оценки потребления реактивной мощности был введен коэффициент реактивной мощности:

(1.41)

где Q_э - оптимальная реактивная нагрузка предприятия в часы максимума активной нагрузки в энергосистеме; Р_з - заявленная предприятием активная мощность, участвующая в максимуме энергосистеме.

В дальнейшем с 1982г, с целью более эффективного управления режимами реактивной мощности, энергосистемой для предприятий устанавливаются экономически оптимальные значения реактивной мощности, которая может быть передана предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки энергосистемы, соответственно Q_э1 и Q_э2.

Для промышленных предприятий с присоединенной мощностью менее 750 кВА мощность компенсирующих устройств задается энергосистемой и является обязательной при выполнении проекта электроснабжения предприятия. Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается.

Существуют два пути снижения реактивных нагрузок: а) снижение реактивной мощности без применения средств компенсации, не требующее больших материальных затрат, которое должно проводиться в первую очередь; б) установка специальных компенсирующих устройств.

К естественной компенсации относится следующее: а) создание рациональной схемы электроснабжения за счет уменьшения количества ступеней трансформации; б) выравнивание графика нагрузки и улучшение энергетического режима работы оборудования; в) замена, перестановка или отключение трансформаторов, загруженных в среднем менее 30 % от их номинальной мощности; г) правильный выбор электродвигателей по мощности и типу; д) замена малозагруженных двигателей (менее 45 %) двигателями меньшей мощности; е) переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40 %; ж) улучшение качества ремонта электродвигателей; з) ограничение продолжительности холостых ходов двигателей и сварочных трансформаторов; и) замена асинхронных двигателей синхронными, где это возможно по технико-экономическим соображениям.

К специальным компенсирующим устройствам относятся: а) синхронные компенсаторы (СК); б) конденсаторные батареи (КБ); в) статические источники реактивной мощности (ИРМ).

Наибольшее применение в сетях потребителей нашли КБ. В сетях с резкопеременной, ударной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ рекомендуется применение статических ИРМ. Для компенсации больших реактивных нагрузок, чаще в энергосистемах, применяются СК.

В основе расчета мощности компенсирующих устройств при проектировании систем электроснабжения лежит критерий минимума приведенных затрат на конденсаторные батареи до и выше 1 кВ, трансформаторные подстанции (ТП) и потери электроэнергии в питающих ТП электрических сетях [4].

В действующих системах электроснабжения мощность компенсирующих устройств можно определить по следующему выражению:

Q_к = Р_р(tg₁ - tg₂), (1.42)

где Р_р – расчетная активная нагрузка потребителя; tg₁, tg₂ – коэффициенты реактивной мощности соответственно фактический и нормативный.