 |
Источник питания выдают мощность равную
|
|
|
|
и следующее количество электроэнергии
В приведенных выражениях 
и 
- суммарные потери мощности и электроэнергии в сетевом районе соответственно.
На основании составленного баланса мощности и электроэнергии вычисляются к.п.д. по мощности и электроэнергии:
, 
.
Так как к.п.д. по мощности отражает среднегодовое потребление электроэнергии, а к.п.д. по мощности отражает ее максимальное значение, то их соотношение должно быть следующим:
< 
.
Результаты табл.6 и значений к.п.д. сравниваются со среднеэксплуатационными значениями потерь мощности (
=3%, 
=2%) и коэффициентом нормативных технологических затрат, составляющим в сети 35 кВ и выше - 2.72%, а в сети ниже 35 кВ -6.43% [Постановление НКРЭ от 9.09.98 № 1187]. На основании сравнения результатов делается вывод об эффективности функционирования рассматриваемой электрической сети.
4. По третьему разделу «Разработка мероприятий по повышению экономичности работы электрической сети».
4.1. При расчете вручную необходимо:
- определить ответвления устройств РПН трансформаторов подстанций для минимального и максимального режимов согласно методу встречного регулирования напряжения;
- определить необходимость, а затем выбрать тип и мощность компенсирующих устройств. При этом следует учесть, что для химической и металлургической промышленности следует использовать СТК с фильтрами, для остальных отраслей промышленности возможно использование батарей конденсаторов.
- определить число включенных трансформаторов в режиме минимальной нагрузки подстанции из условия обеспечения минимального значения суммарных потерь активной мощности в трансформаторах (в обмотках и сердечнике);
|
|
|
- определить диапазон напряжений на шинах высшего напряжения одной из подстанций по выбору студента исходя из диапазона устройства РПН трансформаторов подстанции;
- в случае неоднородности замкнутой электрической сети выполнить расчеты по повышению экономичности.
Другие возможные мероприятия, которые могут быть использованы в заданной электрической сети и при заданных потребителях, описать.
Результаты расчетов и описаний распределить по условным группам мероприятий по снижению потерь активной мощности в электрической сети.
4.2. Расчет устройств РПН трансформаторов подстанций.
Согласно методу встречного регулирования напряжения на шинах в центрах питания в режиме максимальных нагрузок должно поддерживаться на 5% выше номинального напряжения питаемой сети. Шины 6-10 кВ ППС можно рассматривать как центры питания для потребителей 0.4 -10 кВ.
Таким образом, желаемое напряжение на шинах вторичного напряжения ППС в режиме максимальных нагрузок будет равно
.
Для потребителей, предусмотренных заданием курсового проекта, желаемое напряжение равняется:
- для сети 6 кВ - 
- для сети 10 кВ - 
Значения напряжения на стороне низшего напряжения подстанций, приведенные к напряжению обмотки высшего напряжения, получены во второй главе.
Необходимое ответвление устройства РПН трансформатора выбирается из условия:
, (7)
где Кт – коэффициент трансформации, при котором фактическое напряжение на стороне НН трансформаторов равно желаемому напряжению.
Задача состоит в подборе номера ответвления РПН, при котором выполняется условие (7). Критерием для проверки выбора ответвления РПН является выражение:
. (8)
Величина ступени регулирования напряжения 
определяется устройством РПН используемых трансформаторов.
Целесообразно определить фактическое напряжение на шинах низшего напряжения подстанции при номинальном коэффициенте трансформатора, т.е. когда РПН установлено на нулевом ответвлении.
|
|
|
Фактическое напряжение определяется по формуле:
.
Результаты расчета фактического напряжения на вторичной стороне ПС приводятся в табл. 7.
Таблица 7 - Фактическое напряжение на вторичной стороне ПС при отсутствии
регулирования напряжения
| Наименование ППС | 
кВ
|  ,
кВ
|  ,
кВ
| 
| 
кВ
| 
кВ
| 
%
|
| A |
На основании данных приведенной таблицы делается вывод о достаточности для обеспечения желаемого уровня напряжения.
Порядок расчета необходимого ответвления изложен ниже:
.
По рассчитанному напряжению ответвления подбирается номер ответвления
,
где 
.
По рассчитанному номеру ответвления подбирают номер стандартного ответвления (
), для которого определяют величину напряжения ответвления
Далее вычисляется фактический коэффициент трансформации
и фактическое напряжение на вторичной стороне ППС при регулировании напряжения
Результаты расчета заносятся в табл. 8.
Таблица 8 - Выбор ответвлений РПН на трансформаторах ППС
| ПС |
| 
|
| 
| 
|
| 
| 
|
|
|
| кВ | кВ | кВ | кВ | кВ | кВ | % | ||||
На основании результатов табл. 8 делается заключение об обеспечении требований ГОСТ в отношении обеспечения желаемого уровня напряжения, оценивается погрешность в достижении по величине и критерию (7) и достаточность регулировочного диапазона трансформаторов.
4.3 Определение экономически целесообразного количества работающих на
подстанциях трансформаторов в режиме минимальных нагрузок
Экономически целесообразный режим работы трансформаторов на ПС относиться к эффективным мероприятиям снижения потерь мощности. При минимуме суточного или годового графиков нагрузки может оказаться целесообразным отключение части трансформаторов. При этом при наличии потребителей I категории надежности должен быть предусмотрен АВР.
Условием отключения части трансформаторов является равенство потерь мощности в 
и (
) включенных трансформаторов, из которого определяется значение экономической мощности
|
|
|
(9)
Если мощность нагрузки в минимальном режиме меньше найденного по (9) значения, т.е. 
то один из включенных трансформаторов следует отключить с целью уменьшения суммарных потерь активной мощности в трансформаторах.
Результаты расчета 
и проверки условия приводятся в табл. 9. Здесь же приводятся количество трансформаторов, работающих в минимальном режиме (
), величины потерь мощности при работе и (
) трансформаторами (
и 
соответственно) и величина изменения потерь мощности
Потери активной мощности в трансформаторах определяются, как сумма потерь активной мощности в стали и меди.
Таблица 9 – Информация по экономически целесообразному режиму работы трансформаторов
| Наим. ППС | Тип транс. | 
| 
| 
|
| 
|
|
|
| 
|
| МВт | МВт | МВт | МВт | МВт | МВт | МВт | % | |||
 |
Если для какой-то ППС будет установлена целесообразность работы одним трансформатором, то для этой (этих) ПС следует построить график зависимости
и 
при изменении нагрузки от 0 до 1.5 
, на которых показать и фактическое значение .
Рисунок 1 - Потери мощности в трансформаторах при изменении нагрузки
4.3 Оценка целесообразности размыкания замкнутого участка сети
В замкнутых сетях причиной дополнительных потерь мощности в сети является их неоднородность, возникающая при использовании на участках сети проводов различного сечения. В этом случае 
Величина дополнительных потерь определяется параметрами сети и параметрами режима, определяющими величину уравнительного тока 
.
Минимум потерь мощности в простейшей замкнутой сети обеспечивается при "экономичном" распределении мощности, которое пропорционально активным сопротивлениям элементов, образующих замкнутый контур. Мощности головных участков определяются по формулам
Уменьшить потери мощности в замкнутой сети можно двумя способами:
- созданием компенсирующих уравнительных токов 
, что равносильно регулированию потоков мощности в контуре;
- размыканием пути протекания уравнительного тока, т.е. размыканием контуров сети в точке потокораздела при экономичном распределении мощностей..
|
|
|
Первая группа мероприятий связана со значительными капитальными затратами на использование устройств, создающих ток компенсации. Использование этих средств экономически оправдано в сетях с большой неоднородностью. Например, при параллельной работе сетей разных номинальных напряжений с большими транзитами мощности.
В распределительных сетях 110-35 кВ целесообразнее применение размыкания контуров.
Для выяснения выгодности размыкания кольцевого участка сети сначала необходимо найти экономическое распределение мощности, а затем произвести размыкание сети на ПС с точкой экономического раздела мощности путем отключения выключателя в перемычке.
4.4 Выбор мощности компенсирующих устройств
Одним из наиболее эффективных мер по уменьшению потерь мощности является компенсация реактивной мощности, когда источники реактивной мощности устанавливаются вблизи потребителей. При этом сеть выше подключения компенсирующих устройств (КУ) разгружается от протекания реактивной мощности, что ведет к уменьшению тока в сети и, как следствие, к уменьшению 
Мощность КУ, устанавливаемых вблизи потребителей в системе, в целом определяется на основе баланса реактивной мощности. Однако, в распределительной сети 35-110 кВ величина 
определяется на основе [4]:
где 
наибольшая активная мощность узла нагрузки по графику в часы наибольших нагрузок в энергосистеме (в общем случае, с 9 до 11 или с 17 до 21 часа);
тангенс угла нагрузки для того же часа;
значение реактивной мощности для того же часа;
экономическое значение тангенса, задаваемое энергосистемой в зависимости от высшего напряжения сети. Для 
Очевидно, что если 
, то необходимости в компенсации 
нет.
Чаще всего на потребительских ПС с отраслями не металлургической и не химической в качестве КУ используются конденсаторные батареи в виде комплектных установок типа УК. Согласно [5] их мощности равны: 400, 675, 900, 1125, 1350, 1800 и 2700 кВАр. Поэтому в случае 
, КУ не устанавливаются.
Мощность КУ распределяется равномерно на секции шин 6-10 кВ ПС, т.е. количество однотипных УК должно быть кратно 2 при двухобмоточных трансформаторах (типа ТМ,ТМН, ТДН) ПС и кратно 4 - при трансформаторах с расщепленной обмоткой низкого напряжения (типа ТРДН).
Результаты выбора КУ приводятся в табл.10.
Таблица 10 - Выбор КУ
| Наименование ПС | 
| 
| 
|
| Тип трансформаторов | 
| Тип и мощность КУ | 
|
| МВт | МВАр | МВАр | кВ | МВАр | ||||
| Итого | 
| - | - | - |
|
|
|
|
Компенсацию можно считать удовлетворительной, если расхождение между 
и 
не превосходит 5%:
4.5 Оценка эффективности установки компенсирующих устройств
Для оценки влияния установки КУ на величину потерь мощности в элементах сети необходимо найти распределение мощности в сети с учетом КУ.
Новые значения расчетных нагрузок приводятся в табл. 10.
Таблица 10 – Информация по потерям мощности в трансформаторах с учетом КУ
| Наим. узла | 
|
| 
| 
| 
| 
| 
| 
|
| МВА | Мвар | МВА | МВА | МВА | Мвар | МВА | ||
| А |
Далее выполняется расчет установившегося режима, а результаты расчета сводятся в таблицы. Сравнивая результаты расчета режима сети до и после установки КУ, оценивают на сколько изменяются потери мощности при подключении КУ:
; (10)
, (11)
где 
- потери мощности в элементе сети до и после установки КУ соответственно.
Результаты расчета приводятся в табл. 11.
Таблица 11 - Оценка уменьшения потерь мощности при подключении КУ
| Участок сети | Наименование потерь | 
| 
| 
| |
| МВт | МВт | МВт | % | ||
| Магистральный | Всего | ||||
| В том числе | |||||
| - в ЛЭП | |||||
| - в тр-тах | |||||
| Из них | |||||
| -в стали | |||||
| -в меди | |||||
| Кольцевой | |||||
| Всего по сетевому району |
На основании результатов табл. 11 дается заключение о:
- влиянии КУ на потери мощности в отдельных элементах сети;
- эффективности установки КУ в магистральном, кольцевом участках сети и по сетевому району в целом.
Оценку влияния КУ можно выполнить, сопоставив величины напряжений в узлах сети до и после их установки (без учета регулирования напряжения при помощи устройств РПН). Для этого необходимо выполнить расчеты фактических напряжений на стороне низшего напряжения подстанций при использовании номинального коэффициента трансформации трансформатора.
Для наглядности при сопоставлении результатов следует заполнить табл. 12.
Таблица 12 - Оценка влияния установки КУ на напряжения в узлах сети
| Режим максимальных нагрузок | Параметр | Наименование ППС | ||||
| А | Б | В | Г | Д | ||
 , кВ
| ||||||
| Без КУ |  , кВ
| |||||
| ,%
| ||||||
| С КУ | , кВ
| |||||
| ,%
|
На основании данных табл. 12 делаются выводы о влиянии КУ на режим работы сети по напряжению.
4.6 Оценка целесообразности изменения параметров ЛЭП
Потери мощности в ЛЭП зависят от активного сопротивления 
, а следовательно от сечения провода 
. При проектировании сечения проводов выбираются по экономической плотности тока (
, 
). Эта плотность обеспечивает минимум приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию сетей. Для проводов марки АС согласно [1] изменяется от 1.3…1 в зависимости от величины 
. Однако, исследования проведенные рядом авторов [5], показывают, что при снижении плотности тока до 0.8 потери мощности в распределительных сетях удается снизить на 11%. Этой мерой не следует пренебрегать.
В нашем случае рассматривается функционирующая сеть. Поэтому выясним фактическое значение плотности тока до и после установки КУ.
Плотность тока вычисляется по формуле:
,
где 
Значения мощности и напряжения в начале каждого участка (
и 
) принимаются до установки КУ и после установки КУ.
Результаты расчета плотности тока приводятся в табл. 13.
Таблица 13 - Определение плотности тока на участках сети
| Наименование сети | Наиме-нование участка | Марка провода |
| До установки КУ | ||||
|
|
| 
| 
| ||||
| МВА | МВА | кВ | А |
| |||
Продолжение табл. 13
| После установки КУ | ||||
|
|
|
|
|
|
| МВА | МВА | кВ | А |
|
По результатам данных табл. 13 определяется влияние КУ на плотность тока на участках сети. Если на каких-либо участках оказалось, что и после установки КУ 
, то необходимо предложить меры по уменьшению плотности тока на этих участках. Обычно, при длине участка до 10 км, провод на ЛЭП заменяют проводом большего сечения. При более длинном участке прокладывают еще одну цепь ЛЭП под установленные выключатели в сети.
На реконструируемом участке определяют новые потери мощности
и оценивают каким образом реконструкция сказывается на величине потерь мощности на данном участке сети и во всей сети в целом. Результаты расчета приводятся в табл. 14.
Таблица 14 -Оценка эффективности замены параметров ЛЭП
| Наименование участка |
| 
|
| |
| МВт | МВт | МВт | %, по участку | %, по сети |
На основании данных табл. 14 делается заключение о целесообразности мероприятия.
4.7 Расчет годовой экономии электроэнергии
Оценку рассмотренных мероприятий можно выполнить, рассчитав годовую экономию электроэнергии от каждого мероприятия. Расчет потерь электроэнергии выполняется на основе времени максимальных потерь. Результаты расчета приводятся в табл. 14.
Таблица 14 - Годовая экономия электроэнергии в сети
| Мероприятия повышения эффективности | Потери электроэнергии 
| Экономия электроэнергии
| |
| Без мероприятия | С мероприятием | ||
| Установка КУ | |||
| Отключение трансформаторов в минимальном режиме | |||
| Размыкание кольцевого участка сети | |||
| Изменение сечения проводов | |||
| Итого |
Быстро управляемые SVC - статические системы компенсации реактивной мощности, в режиме реального масштаба времени генерируют реактивную мощность необходимую в данный момент. Это позволяет уменьшить потери энергии в передающих и распределительных сетях.
Монтаж SVC - статических систем компенсации реактивной мощности, в одной или нескольких точках сети, где имеется дефицит или избыток реактивной мощности, позволяет увеличить объемы передаваемой электроэнергии и сгладить броски напряжения в разных режимах работы сети.
Кроме того, SVC может смягчить колебания активной мощности путем амплитудной модуляции напряжения. SVC - статические системы компенсации реактивной мощности, широко используются на производствах оснащенных прокатными станами, в тяжелом машиностроении, ж.д. транспорте, угольной промышленности.
Структура системы статической компенсации реактивной мощности:
- система микропроцессорного контроля (СМК). СМК - состоит из шкафов- блоков в которых размещено оборудование для расчета величины и типа реактивной мощности в сети, а также мощности гармоник. СМК - позволяет управлять мощностью генерируемой системой SVC путем регулирования угла открытия тиристоров;
- тиристорные модули (с воздушным или водяным охлаждением). Получают управляющий сигнал от СМК и регулируют реактивную мощность.
- реакторы воздушные. Воздушные реакторы вместе с силовыми конденсаторами – используются для генерации реактивной мощности и управляются тиристорными модулями.
- фильтры гармоник. Состоят из реакторов, силовых конденсаторов, резисторов. Подавляют гармоники существующие в системе.
Перечень ссылок
1. Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. - 6-е изд.,перераб и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. -648с.
2. Hеклепаев Б.H., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломно-го проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989.- 608с.
3. Справочник по проектированию электрических систем / Под ред.С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М: Энергоатомиздат, 1985. - 352с.
4. Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях. - М.: Энергия, 1974. - 72с.
5. Справочник по электроустановкам высокого напряжения/ Под ред.H.А. Баумштейна и М.В. Хомякова. - М.: Энергоатомиздат, 1981. – 656 с.
6. Железко Ю.С. Стратегия снижения потерь мощности и повышениякачества электроэнергии в электрических системах// Электричество. – 1992. - N5. - С. 6-12.
Пример приближенного расчета экономического эффекта конденсаторных установок.
Экономический эффект от внедрения автоматической конденсаторной установки складывается из следующих составляющих:
- экономия на оплате реактивной энергии. Оплата за реактивную энергию составляет от 12% до 50% от активной энергии в различных регионах страны;
- для действующих объектов уменьшение потерь энергии в кабелях за счет уменьшения фазных токов;
- для проектируемых объектов экономия на стоимости кабелей за счет уменьшения их сечения.
В среднем в действующих объектах в подводящих кабелях теряется 10…15% расходуемой активной энергии.
Для расчетов примем коэффициент потерь Кп=12%. Потери пропорциональны квадрату тока, протекающего по кабелю.
Рассмотрим эту составляющую на примере действующего объекта.
До внедрения автоматической конденсаторной установки cos(f)=0,80. После внедрения автоматической конденсаторной установки cos(f)=0,97.
Относительную активную составляющую тока (совпадающую по фазе с напряжением) примем равной единице.
Относительный полный ток составляет до внедрения I1=1/0,8=1,25
Относительный полный ток составляет после внедрения I2=1/0,97=1,03
Снижение потребления активной энергии составит
Wc= W1*[(I12-I22)/I12]*Кп= W1*0.038.
Т.е. в этом примере затраты на активную энергию уменьшились на 3,8%.
По аналогии при повышении cos(f) с 0,9 до 0,97 затраты на активную энергию уменьшатся на 1,7%. В общем случае для действующего объекта годовое нижение потребления активной энергии за счт увеличения cos(f) составит:
Wc=W1*{ [1/ cos2(f1)- 1/ cos2(f2)]/ [1/ cos2(f1)] }*Кп,
где cos(f1) – косинус фи до компенсации;
cos(f2) – косинус фи после компенсации;
Кп - коэффициент потерь Кп=0,12;
W1 – Годовое потребление энергии до компенсации.
Годовая экономия C в оплате энергии составит
С= Wc*T,
где Т – тариф на активную энергию.
Годовой экономический эффект
Эг= С - Сту/Срк,
где Сту – стоимость конденсаторной установки;
Срк – срок службы конденсаторной установки, Срк для конденсаторных установок типа КРМ составляет 15 лет;
С – экономия на оплате электрической энергии;
Срок окупаемости затрат равен
Тр=Сту/С.
По типу регуляторов компенсирующие установки делятся на:
- обычные (релейные) - в которых коммутация конденсаторов производится с помощью электромеханических реле;
- статические (тиристорные) - в которых применяются тиристорные ключи.
В статических коммутация конденсаторов происходит в момент нулевого напряжения, вследствие чего они приобретают по сравнению с обычными следующие преимущества:
- высокое быстродействие - до 14 коммутаций в секунду вместо одного в 5...20 секунд
- малый уровень помех вследствие отсутствия бросков тока в момент коммутации
- малый износ конденсаторов по той же причине;
- высокая надежность ключевой аппаратуры вследствие отсутствия механических частей;
- пониженные потери вследствие отсутствия разрядных резисторов.
Батареи конденсаторов (емкостные компенсаторы реактивной мощности) критичны к гармоническим искажениям напряжения. При их применении уровень гармоник может возрасти благодаря явлению резонанса. Кроме того, гармоники дают дополнительную нагрузку на конденсаторы, что может вывести их из строя. Современные установки компенсации реактивной мощности имеют защиту, отключающую конденсаторы при превышении установленного порога гармоник. Для заведомо "грязных" сетей применяются так называемые фильтрокомпенсирующие установки компенсации реактивной мощности (ФКУ) со встроенными фильтрами высших гармоник.
При выборе установки компенсации реактивной мощности определяют следующие характеристики:
- тип установки компенсации реактивной мощности - обычный или статический;
- мощность - максимальная реактивная мощность, которая может быть скомпенсирована;
- шаг (ступень) компенсации - минимальная величина приращения, на которую изменяется емкость включенных конденсаторов
- необходимость фильтрации гармоник установки компенсации реактивной мощности;
- номинал трансформатора тока для подключения регулятора.
Нагрузка в промышленных и бытовых сетях обычно имеет индуктивную составляющую, которая приводит к потреблению реактивной мощности. Реактивная мощность является фактором, снижающим качество электроэнергии, приводящим к таким отрицательным явлениям, как увеличение платы поставщику электроэнергии, дополнительные потери в проводниках вследствие увеличения тока, завышение мощности трансформаторов и сечения кабелей, отклонение напряжения сети от номинала.
Для борьбы с этими явлениями применяют компенсацию реактивной мощности путем подключения конденсаторов в разных точках сети. Наиболее эффективны автоматические установки, которые подключают необходимое количество силовых конденсаторов в зависимости от реактивной нагрузки сети.
По месту подключения различают следующие схемы компенсации реактивной мощности: общая - на вводе цеха или предприятия; групповая - на линии питания группы однотипных потребителей; индивидуальная - в непосредственной близости к потребителю.
|
|
|
