10. Электрические схемы соединений ГПП, РП.
Кабельные линии и способы их прокладки.
Расчет электрических нагрузок 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 Ррасч ВН и реактивная Qрасч ВН) группы приемников цеха определяется из соотношений
Ррасч ВН = Σ kи рном; Qрасч ВН = Σ kи рном tgφ,
где рном – активная установленная (номинальная) мощность п-ого электроприемника высшего напряжения, принимаемая по исходным данным; tgφ соответствует характерному для приемников данной группы средневзвешенному значению коэффициента мощности; kи – 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 – Ррасч НН, Ррасч ВН, Qрасч НН, Qрасч ВН, так и осветительным - Ррасч О, Qрасч О) с учетом потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях напряжением до 1 кВ – ΔРц, ΔQц и коэффициента одновременности максимумов силовой нагрузки kо max:
РрасчПП = (ΣРрасчНН + ΣРрасчВН) kо max + ΣРрасч О + ΔРц;
Qрасч ПП = (ΣQрасч НН + ΣQрасч ВН - ΣQCД) kо max + ΣQрасч О + ΔQц
Sрасч 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 Sрасч. ΔРц = 0,03 Sрасч ; ΔQц = 0,1 Sрасч
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 kоmax принимают по справочным таблицам, komax = 0,9 – 0,95.
13Как выбираются сечения кабелей, питающих РП – 6 (10) кВ?
14Как выбираются сечения кабелей, питающих цеховые ТП?
15, 16, 17
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 (QL), если нагрузка носит индуктивный характер (ток отстает по фазе от напряжения), и генерируется (Qс) 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 (cosj), 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 j 1 уменьшается до угла j 2 (рис. 1.4), что приводит к увеличению коэффициента мощности при постоянной величине передаваемой активной мощности до значения
 |
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 э1и 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(tgj 1 - tgj 2), (1.42)
где Р р – расчетная активная нагрузка потребителя; tgj 1, tgj 2 – коэффициенты реактивной мощности соответственно фактический и нормативный.
