2.2 Расчет компенсации реактивной мощности

Наибольшее значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1кВ при принятом коэффициенте загрузки трансформаторов вТ, определяется по следующему выражению (для масляных трансформаторов) в квар:

, (2.2)

где коэффициент 1,1 учитывает допустимую систематическую перегрузку трансформатора.

Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов:

(2.3)

где Qрн - расчётная реактивная нагрузка до 1кВ рассматриваемой группы трансформаторов, квар.

Если Qнк1< 0, то следует принять Qнк1= 0.

Величина Qнк1 распределяется между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираются стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1кВ каждого трансформатора.

Определим на примере мощность БНК для цеха №3. Значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформатор в сеть до 1кВ по выражению (2.2):

Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов по формуле:

.

Реактивная мощность БНК, присоединённых к каждому трансформатору:

(2.4)

По таблице 1, [4] выбираем конденсаторную установку типа АКУ-0,4-150-25У3.

Если при расчётах получается Qнк1<0 (как, например, в цехе №1), то принимаем Qнк1=0 и блок низковольтных конденсаторов не устанавливают.

Аналогично произведём расчёты для остальных цехов завода, и результаты сведём в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 Расчёт низковольтных конденсаторных батарей

Коэффициент загрузки трансформатора с учётом компенсации реактивной мощности:

, (2.5)

где - расчетная нагрузка цеха с учетом компенсации реактивной мощности.

, (2.6)

где - суммарная номинальная мощность конденсаторных установок с учетом числа трансформаторов, квар.

Потери активной мощности в трансформаторе, кВт:

. (2.6)

Потери реактивной мощности в трансформаторе, квар:

(2.7)

Определим потери в трансформаторе для гальванического цеха №3. Для этого определим коэффициент загрузки трансформатора:

кВА;

.

По формулам (2.6) и (2.7) определим потери активной и реактивной мощности в трансформаторах:

кВт;

квар.

Аналогично произведём расчёты потерь для остальных цехов и результаты занесем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 Расчёт потерь мощности в трансформаторах

2.3 Определение нагрузок на РП

Расчётная активная и реактивная нагрузка на шинах РП с учётом потерь в трансформаторах определяется по формулам:

, кВт (2.8)

квар, (2.9)

где m - число присоединений на сборных шинах 10 кВ РП;

Киi - среднее значение коэффициента использования i-го присоединения;

Ко - коэффициент одновременности максимумов нагрузок, который определяется в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования Ки.ср и числа присоединений на сборных шинах РП m.

Значение средневзвешенного коэффициента использования определяется по формуле:

(2.10)

Математическое ожидание расчетных нагрузок потребителя:

(2.11)

(2.12)

где к - коэффициент приведения расчетных нагрузок к математическому ожиданию, к=0,9.

Экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы в часы больших нагрузок ее сети, определяется с учетом суммарных расчетных нагрузок потребителя:

(2.13)

Нормативное значение коэффициента tgцэ, которым пользуется энергоснабжающая организация, определяется по выражению:

(2.14)

где dmax - отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению ее в квартале максимума нагрузки предприятия (при отсутствии необходимых данных принимают dmax=1);

aд - действующая основная ставка тарифа на активную мощность, aд=320076 руб/(кВт•год);

bд - дополнительная ставка тарифа на активную энергию, bд =247,8руб/кВт·ч;

tgцБ - базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый равным 0,25; 0,3 и 0,4 для сетей 6-20кВ, присоединённых к шинам подстанции с высшим напряжением соответственно 35, 110 и 220-330кВ. В нашем случае tgцБ=0,3.

k1 - коэффициент удорожания конденсаторов, принимаемый равным кратности тарифа на электроэнергию:

(2.15)

где a - основная ставка тарифа на активную мощность на момент принятия методики,

a=60 руб/(кВт•год);

b - дополнительная ставка тарифа на активную энергию на момент принятия методики,

b =1,8 коп/кВт·ч;

Тм - число часов использования максимальной нагрузки, определяемое характером и сменностью работы потребителя в год, ч:

- для односменных предприятий - 2000-3000;

- для двухсменных предприятий - 3000-4500;

- для трехсменных предприятий - 4500-8000;

Для определения числа присоединений на сборных шинах РП разработаем схему электроснабжения завода. Рассмотрим два варианта схем, рисунки 2.1 и 2.2.

Рисунок 2.1. Первый вариант схемы электроснабжения

Рисунок 2.2. Второй вариант схемы электроснабжения

Как окончательный вариант для дальнейших расчетов примем вторую схему электроснабжения с количеством присоединений m=8.

Используя ранее произведенные расчеты, сформируем таблицу расчетных нагрузок (таблица 2.5).

Таблица 2.5 Таблица расчетных нагрузок

По формуле (2.10) определим средневзвешенный коэффициент использования:

Зная число присоединений к РП и средневзвешенный коэффициент использования, находим по [2], таблица П3 коэффициент одновременности

По формулам (2.8) и (2.9) определим расчетные активную и реактивную нагрузки на шинах РП с учетом потерь в трансформаторах:

;

Математическое ожидание расчетных нагрузок потребителя по формулам (2.11) и (2.12):

Для нашего тракторного завода примем трехсменный режим работы и Тм=5000 ч, согласно таблице П3,[1]. Тогда значение коэффициента повышения тарифов на электроэнергию по выражению (2.15) равно:

.

Нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению (2.14):

.

Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой из энергосистемы, находим по выражению (2.14):

квар.

Произведём расчет баланса РМ на границе с энергосистемой:

; (2.16)

квар.

Так как , надо искать пути получения РМ. Для одно-, двух- и трехсменных предприятий рассматривается целесообразность дополнительной установки БНК.

2.4 Определение целесообразности дополнительной установки БНК

Для определения целесообразности дополнительной установки БНК необходимо найти значение экономически целесообразной реактивной мощности Qтэ, которая может быть передана через цеховые трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

При потреблении РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение:

(2.17)

где Знк - удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК, руб/квар;

СQП - удельная стоимость потребления РМ и энергии, превышающего экономическое значение, руб/квар·год;

А - расчётная величина, характеризующая затраты на потери активной мощности при передаче РМ в сеть напряжением до 1 кВ.

(2.18)

где Снк - удельная стоимость низковольтных конденсаторных батарей;

Зрнк - удельные затраты на потери мощности в установках БНК, руб/квар.

, (2.19)

где - базовая удельная стоимость БНК, принимается из диапазона 7,5 - 10,5 руб/квар, причем меньшие значения соответствуют большим мощностям конденсаторных установок. В нашем случае примем руб/квар.

Удельные затраты на потери мощности в БНК:

(2.20)

где Срг - удельная стоимость потерь активной мощности в компенсирующих установках, руб/кВт.

- удельные потери активной мощности в БНК; = 0,004 кВт/квар.

, (2.21)

где Тг - годовой фонд рабочего времени, принимается для трехсменной работы Тг=6000 ч, [4].

Удельная стоимость потребления дополнительной РМ и энергии, превышающего экономическое значение, определяется по формуле:

- при наличии на предприятии приборов учета максимальной РМ

(2.22)

- при их отсутствии

(2.23)

где С2 - плата за 1квар потребляемой РМ, превышающей экономическое значение, которую принимаем равной С2 = 3,6 руб/(кваргод);

d2 - плата за 1кварч потребляемой реактивной энергии, которую принимаем равной

- при расчете по формуле (2.22) d2 = 0,09 коп/кварч;

- при расчете по формуле (2.23) d2 = 0,2 коп/кварч;

TмQП - годовое число часов использования максимальной РМ при потреблении, превышающем экономическое значение.

Величина TмQП определяется в зависимости от соотношения степени компенсации и отношения натуральной минимальной нагрузки к натуральной максимальной нагрузке Км по следующим выражениям:

при (2.24)

при . (2.25)

Степень компенсации определяется по выражению:

, (2.26)

где Qпэ - величина потребляемой из энергосистемы РМ, превышающей экономическое значение, Qпэ=Q'.

Значение Км принимается для двухсменных предприятий равным Км = 0,7.

По формуле (2.19) руб/квар.

По формуле (2.21) руб/квар.

Удельные затраты на потери мощности в БНК по выражению (2.20):

руб/квар.

Удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК найдем по формуле (2.18)

руб/квар.

Степень компенсации определяется по выражению (2.26):

.

Так как (0,67<0,7), то годовое число часов использования максимальной РМ при потреблении, превышающем экономическое значение определяется по формуле (2.24):

ч.

Удельная стоимость потребления дополнительной РМ и энергии, превышающего экономическое значение, определяется по формуле (2.22), так как на предприятии имеются приборы учета максимальной РМ.

руб/квар.

По формуле (2.17)

то есть <0, тогда принимается , но не более , [4]. Таким образом квар.

Находим общую расчётную мощность БНК предприятия:

; (2.27)

квар.

Распределяем Qнк2 прямо пропорционально реактивным нагрузкам цехов:

. (2.28)

Расчетная мощность БНК на один трансформатор равна:

. (2.29)

Исходя из этой величины выбираем БНК с ближайшей стандартной мощностью.

Например, для цеха №1:

Расчетная мощность БНК на один трансформатор равна:

квар.

Устанавливаем на каждый трансформатор по две батареи типа АКУ-0,4-240-20У3.

Таблица 2.6 Распределение мощности БНК между цеховыми ТП

Согласно таблице фактическая общая мощность комплектных БНК предприятия:

квар.

Произведём расчет баланса РМ на границе с энергосистемой:

; (2.30)

квар.

В связи с этим следует увеличить значение реактивной мощности , потребляемой из энергосистемы, на величину 6,74 квар.

квар.

После этого определяем расчетные нагрузки с учетом конденсаторных батарей, определяем действительные коэффициенты загрузки трансформаторов, произведем пересчет потерь мощности в трансформаторах с учетом действительных коэффициентов загрузки.

Необходимые расчетные формулы приведены в пункте 2.2, каталожные данные трансформаторов - в таблице 2.2. Полученные данные сведем в таблицы 2.7, 2.8.

Таблица 2.7 Расчетные нагрузки с учетом компенсации РМ

Таблица 2.7 Потери мощности с учетом действительных коэффициентов загрузки

3. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок

При определении мест установки ТП, РП, ГПП, ПГВ и компенсирующих устройств реактивной мощности необходимо иметь информацию о величине распределения электрических нагрузок по территории промышленного объекта. С этой целью строят картограмму электрических нагрузок для предприятия или его структурного подразделения. Картограмма нагрузок размещается на плане предприятия в виде окружностей, площади которых в определенном масштабе отображают величины электрических нагрузок.

Как правило, строится картограмма активных нагрузок. При этом для каждого i-ого цеха расчетная активная нагрузка может быть представлена как

, (3.1)

где - расчетные активные силовая и осветительная нагрузки i-ого цеха.

Для каждого цеха радиус круга находится из условия равенства активной мощности нагрузки площади круга:

(3.2)

где m - принятый масштаб картограммы, кВт/мм2.

Из формулы (3.2) радиус круга:

(3.3)

Каждый круг разделяется на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах вычисляется по формуле:

. (3.4)

Угол сектора силовой нагрузки в градусах вычисляется по формуле:

(3.5)

Величины осветительной и силовой нагрузок указываются на картограмме.

Условный центр электрических нагрузок находят для определения места размещения РП. Для этого предварительно на план предприятия, состоящего из п цехов, наносится декартова система координат и определяются координаты X и Y каждой нагрузки Рр. После этого искомые координаты электрических нагрузок предприятия определяют по следующим формулам:

(3.6)

.(3.7)

Расположение заводского РП выбирается на генплане предприятия по возможности смещенным от ЦЭН в сторону ИП так, чтобы не было обратных потоков по линиям 6-10 кВ.

Принимаем минимальный радиус для цеха №9 мм с соответствующей минимальной расчетной нагрузкой:

кВт.

Пользуясь формулой (3.2) вычислим масштаб картограммы:

кВт/мм².

По формулам (3.4) и (3.5) определяем углы нагрузок:

;

.

Производим такие же расчеты для остальных цехов и результаты сводим в таблицу 3.1. В таблице также представлены центры электрических нагрузок цехов, определенные по генплану завода.

Таблица 3.1 Координаты центров нагрузок всех цехов

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия определяем по формулам (3.6) и (3.7):

мм;

мм.

Картограмму электрических нагрузок представлена на генплане предприятия. Там же изображен ЦЭН с соответствующими координатами и масштабом. Разместим РП в цехе №1, сместив его от центра электрических нагрузок в сторону источника питания.

4. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжение выше 1 кВ

В соответствии с заданием питание завода осуществляется от подстанции 110/10 кВ, находящейся за территорией завода. Длина питающей линии от подстанции до РП завода равна 1,2 км. На подстанции установлены два трансформатора типа ТРДН с единичной номинальной мощностью 63 МВА.

На РП предприятия используем вводную и линейную камеры типа КСО-99. В камерах устанавливаются масляные выключатели типа ВВ/TEL, разъединители типа РВЗ, трансформаторы напряжения с литой изоляцией типа ЗНОЛ и предохранителями ПКН, трансформаторы тока ТПОЛ и ТПК.

Распределительная сеть предприятия 10 кВ выполнена кабелями ААШвУ (с алюминиевой жилой в алюминиевой оболочке с пропитанной бумажной изоляцией с защитным покровом в виде выпрессованного ПВХ шланга), проложенными открыто в воздухе. РП предприятия запитывается от подстанции 110/10 кВ трехжильными кабелями марки ААБл, прокладку кабеля осуществляем в воздухе. Кабели прокладываются вдоль зданий и проездов с учетом наименьшего расхода кабеля.

Наибольшее распространение на практике получили смешаные схемы, при которых питание крупных и ответственных приемников осуществляется по радиальной схеме, а средних и мелких, при упорядоченом расположении ТП, - по магистральным линиям. Такие комбинированые схемы внутреннего электроснабжения, как правило, имеют лучшие технико-экономические показатели.

При радиальной схеме питания допускается глухое присоединение трансформаторов к линиям 6-10 кВ. Магистральные схемы обычно строятся с использованием одиночных, питающих однотрансформаторные ТП, и двойных сквозных магистралей, питающих двухтрансформаторные ТП. Схемы с двойными сквозными магистралями служат для питания двухтрансформаторных подстанций. В нормальном режиме трансформаторы работают раздельно, а при повреждении одной из магистралей питание автоматически переводится на оставшуюся в работе магистральную линию. Также при двойных сквозных магистралях допускается присоединение к ним цеховых трансформаторов наглухо. При применении одиночных магистралей глухое присоединение трансформаторов к линиям 6-10 кВ не допускается, их следует присоединять с помощью выключателей нагрузки. На однотрансформаторных цеховых ТП применяется резервирование при помощи коротких кабельных перемычек на напряжение до 1 кВ

В соответствии со сказанными выше особенностями разработаем схему электроснабжения предприятия. Полная схема электроснабжения представлена на листе 2 графической части курсового проекта. Упрощенный вариант схемы представлен на рисунке 4.1 (на основании пункта 2.3, рисунок 2.2).

5. Расчет токов короткого замыкания и выбор сечений токоведущих элементов

Необходимость расчета токов КЗ обусловлена выбором сечений кабелей питающих линий и других высоковольтных аппаратов, а также необходимостью проверки выбранных аппаратов по условиям электродинамической и термической стойкости.

Расчетным видом КЗ является трехфазное, т. к. именно при таком виде КЗ обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном. Для вычисления токов КЗ составим схему замещения, в которой укажем сопротивления всех источников и потребителей и наметим точки для расчетов токов КЗ (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 Схема замещения для расчета токов КЗ

При расчете токов КЗ для системы и трансформаторов пренебрегаем активным сопротивлением этих элементов. Расчет токов КЗ производим в относительных величинах. Зададимся базисными условиями и определим параметры схемы замещения.

Сопротивление системы в относительных единицах рассчитаем по формуле:

; (5.1)

Сопротивление трансформатора найдем по формуле:

; (5.2)

где Uк% - напряжение короткого замыкания, % (рис. 4.1);

Sнт - номинальная мощность трансформатора, МВА(рис. 4.1;

Сопротивление кабельных линий:

; (5.3)

; (5.4)

, (5.5)

Где

X0 - удельное индуктивное сопротивление кабельной линии;

R0 - удельное активное сопротивление кабельной линии;

Zл - полное сопротивление кабельной линии.

Для определения сопротивления необходимо предварительно выбрать сечение кабеля.

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают согласно условию:

, (5.6)

где Iрл - расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

jэ - экономическая плотность тока, А/мм2, принимаем по таблице 3.1, [1] в зависимости от материала проводника и изоляции и числа часов использования максимума нагрузки в год.

Базисный ток рассчитывается по формуле:

; (5.7)

Ток трехфазного короткого замыкания и соответствующий ему ударный ток определяем по формулам:

; (5.8)

, (5.9)

Где

Z? - суммарное сопротивление последовательно соединенных элементов до точки короткого замыкания;

- ударный коэффициент, принимается для шин подстанции равным 1,8, а для шин РП равным 1,369.

Затем выбранное сечение кабеля проверяется по допустимому нагреву максимальным расчетным током или током послеаварийного режима, по условию нагрева при КЗ (по термической стойкости).

Кабели, питающие цеховые трансформаторы, проверяются по нагреву максимальным расчетным током, который определяется по формуле:

(5.10)

где - номинальная мощность i-ого трансформатора;

NТ - число трансформаторов, питающихся по кабелю в нормальном режиме.

Необходимо, чтобы длительный допустимый ток кабеля с учетом конкретных условий прокладки был не менее расчетного максимального тока, то есть:

(5.11)

где - коэффициент, учитывающий условия прокладки, при нормальных условиях прокладки он равен 1.

Сечения жил кабелей, которые в послеаварийных или ремонтных режимах могут работать с перегрузкой (например, двойные сквозные магистрали), выбираются по условию:

(5.12)

где - кратность перегрузки, принимается равной =1,23 - для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена и =1,25 - для кабелей с бумажной изоляцией;

- расчетный ток линии в послеаварийном или ремонтном режиме, = 2•.

Затем сечение жил кабелей проверяется на термическую стойкость. В инженерных расчетах минимально допустимое сечение проводника по данному условию определяется по выражению

, (5.13)

где - тепловой импульс от тока КЗ, А2•с;

с- расчетный коэффициент, значение которого принимаются в зависимости от допустимой температуры нагрева при КЗ, материала проводника и его изоляции.

Результирующий тепловой импульс тока КЗ

(5.14)

где Iп - действующее значение периодической составляющей тока КЗ, Iп= Iк;

- время отключения тока КЗ, принимается по таблице П26, [1];

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, при отсутствии конкретных данных в распределительных сетях 6-10 кВ можно принимать с.

Рассчитаем короткое замыкание в точке К1. Для этого зададимся базисными условиями: базисное напряжение Uб=10,5 кВ, базисная мощность Sб=1000 МВА. По формуле (5.1) найдем сопротивление системы

о.е.

По формуле (5.2) сопротивление трансформатора равно

о.е.

Базисный ток по формуле (5.7)

А.

Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая составляющая) равен:

кА,

тогда ударный ток

кА.

Для определения сечения по экономической плотности тока необходимо определить расчетный ток в линиях:

(5.15)

где - расчетная мощность линии.

Таблица 5.1 Расчетные токи линий

Определим расчетные активные нагрузки на шинах РП 10кВ согласно формуле:

кВт

Тогда:

кВт.

Определим расчетные реактивные нагрузки на шинах РП 10кВ согласно формуле:

квар,

квар.

Тогда:

(кВ·А),

(кВ·А).

По формулам (5.7):

=

Было принято, что Л2 (от 2-ой секции ПС до 2-ой секции шин РП) выполнена трехжильным кабелем марки ААБл (с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией и свинцовой или алюминиевой оболочке), проложенными в воздухе, тогда jэ принимаем по таблице 3.1, [1] при Тmax=5000 А/мм², тогда:

мм².

Принимаем стандартное сечение 185 мм², с А.

Проверим кабель по перегрузочной способности. Найдем ток аварийного режима по формуле:

= 2•= 2 268,4 = 536,8 А.

Условие (5.11) примет вид:

Как видим, условие не выполняется ( А), выбор кабеля не проходит по условиям нагрева в послеаварийном режиме .Примем для каждой линии по 2 параллельных кабеля ААБл с расстоянием в свету 100 мм, стандартное сечение 120 мм2, с А коэффициент учитывающий прокладку кабелей в 1-й траншее К1=0,9. Условие (5.11) выполняется:

Принимаем стандартное сечение 120 мм2, с А.

Определим расчетные активные нагрузки кабельных линий:

кВт

Тогда:

кВт.

Определим расчетные реактивные нагрузки на шинах РП 10кВ согласно формуле

квар,

квар.

Тогда:

(кВ·А),

(кВ·А).

Аналогично рассчитываются остальные линии, данные заносим в таблицу 5.1.

Определим сопротивление линии Л2 по формулам (5.3) и (5.4):

о.е.;

о.е.

Определим значение тока КЗ для точки К2. Для этого найдем суммарное сопротивление элементов до точки КЗ:

; (5.19) о.е.

По формуле (5.8) ток КЗ в точке К2 равен

кА;

Ударный ток по формуле (5.9)

кА.

Рассчитаем сечение кабеля для линии Л3 (от 1 секции шин РП до ТП2 цеха №2).Было принято, что Л2 выполнена трехжильным кабелем марки ААШвУ(с алюминиевой жилой в алюминиевой оболочке с пропитанной бумажной изоляцией с защитным покровом в виде выпрессованного ПВХ шланга), проложенным открыто в воздухе, тогда jэ принимаем по таблице 3.1, [1] при Тmax=5000 ч, А/мм2, тогда:

мм².

Принимаем стандартное сечение 70 мм2, с А, таблицы П2, П23, [1].

Проверим кабель по перегрузочной способности. Расчетный максимальный ток по формуле (5.10):

А.

Как видим, условие (5.11) выполняется:

А.

Проверка на термическую стойкость. Тепловой импульс при = 0,6 с по формуле (5.14) равен:

А2•с.

Минимально допустимое сечение проводника по термической стойкости найдем по формуле (5.13):

мм².

Окончательно принимаем кабель для линии Л7 трехжильный, марки ААШвУ-3х95 с А.

Расчет токов КЗ и выбор кабелей для остальных линий производим аналогично, данные сводим в таблицы 5.2, 5.3.

Таблица 5.2 Результаты расчета токов КЗ

Таблица 5.3 Выбор кабелей

6. Выбор шин заводского РП и электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ