При расчете по обоим методам в соответствии с суточным графиком электрических нагрузок пользуются данными о дневном (индекс “д”) и вечернем (индекс “в”) максимумах активной, реактивной и полной нагрузок: Рмд, Рмв, Qмд, Qмв, Sмд, Sмв.
Нагрузки определяются обычно для дневного и вечернего максимума нагрузок. Если от сети питаются только производственные потребители, расчёт можно выполнять для дневного максимума нагрузок, если потребители только бытовые, можно рассчитывать вечерний максимум нагрузки.
Когда речь идёт об электропитании одного потребителя, то определение расчётной нагрузки не вызывает проблем: расчётной нагрузкой следует считать максимальную нагрузку из двух указанных максимумов (вечерний или дневной).
Чаще всего объектом электропитания является группа электро-приёмников, каждый из которых работает в переменном, не зависящем от других, практически стохастическом режиме (например, электробытовая нагрузка сельских жилых домов в поселке).
При расчёте по вероятностным характеристикам (первый способ) необходимы сведения о математическом ожидании дневных и вечерних максимумов активной и реактивной нагрузок, которые условимся обозначать подчеркиванием сверху соответствующей величины .
Второй способ базируется на том, что при большом числе электроприёмников они обычно одновременно не работают. Расчетную мощность поэтому определяют как арифметическую сумму присоединённых мощностей электроприемников, умноженную на коэффициент одновременности (КО?1). Коэффициентом одновременности называют отношение расчётной нагрузки группы из нескольких потребителей к сумме их максимальных нагрузок. Далее излагаются способы определения электрических нагрузок на вводах в жилые дома, производственные объекты, на участках линий электропередачи и сборных шинах трансформаторных подстанций.
Согласно «Указаниям по определению электрических нагрузок сельскохозяйственных объектов» наиболее точным является метод упорядоченных диаграмм, где каждому электроприемнику или группе однотипных электроприемников присваивается коэффициент использования по активной мощности, а также коэффициент реактивной мощности.
Для комплексных расчетов по методу упорядоченных диаграмм используется специальная расчетная таблица в которой заносятся исходные и расчетные величины, а по узлам электроснабжения или линейным магистралям подводятся общие итоги, которые в окончательном варианте суммируются в строке «Всего по объекту».
После этого вносится строка компенсация, куда заносятся в соответствующие графы 9 и 19 результаты расчетов из раздела 5. То есть окончательный итог и законченность таблицы подводит строка «Всего по объекту». Как пример приводится полный расчет линий 5-6 с подведением итогов.
Для заполнения графы 5-6 таблицы расчета электрических нагрузки выполняется действие по каждой строке начиная с первой:
Аналогично для остальных электроприемников.
После выполнения этих действий заполняется строка «Итого», где графы 2; 4; 9 получают значения простым суммированием.
По упрощенной формуле при числе m>3 определяется эффективное число электроприемников в группе:
Далее находится групповой коэффициент использования для производственной зоны и записывается в графу 6:
Групповой tg ц записывается в графу 7 и высчитывается по формуле:
Для заполнения 11 графы, исходя из справочных таблиц, определяется групповой коэффициент максимума реактивной мощности:
Определяются максимальные расчетные нагрузки и записываются в графы 12; 13 и 14:
Исходя из расчетных данных находится максимальный ток:
4. Компенсация реактивной мощности
Компенсация реактивной мощности -- целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии [1]. Осуществляется с использованием компенсирующих устройств. Для поддержания требуемых уровней напряжения в узлах электрической сети потребление реактивной мощности должно обеспечиваться требуемой генерируемой мощностью с учетом необходимого резерва. Генерируемая реактивная мощность складывается из реактивной мощности, вырабатываемой генераторами электростанций и реактивной мощности компенсирующих устройств, размещенных в электрической сети и в электроустановках потребителей электрической энергии.
Реактивная мощность и энергия ухудшают показатели работы энергосистемы, то есть загрузка реактивными токами генераторов электростанций увеличивает расход топлива; увеличиваются потери в подводящих сетях и приемниках, увеличивается падение напряжения в сетях.
Реактивный ток дополнительно нагружает линии электропередачи, что приводит к увеличению сечений проводов и кабелей и соответственно к увеличению капитальных затрат на внешние и внутриплощадочные сети.
Компенсация реактивной мощности, в настоящее время, является немаловажным фактором позволяющим решить вопрос энергосбережения практически на любом предприятии.
По оценкам отечественных и ведущих зарубежных специалистов, доля энергоресурсов, и в частности электроэнергии занимает величину порядка 30-40% в стоимости продукции. Это достаточно веский аргумент, чтобы руководителю со всей серьезностью подойти к анализу и аудиту энергопотребления и выработке методики компенсации реактивной мощности. Компенсация реактивной мощности - вот ключ к решению вопроса энергосбережения.
Компенсация реактивной мощности особенно актуальна для промышленных предприятий, основными электроприёмниками которых являются асинхронные двигатели, в результате чего коэффициент мощности без принятия мер по компенсации составляет 0,7-0,75.
Для уменьшения потерь активной мощности пропорциональных квадрату полного тока, состоящего из активной и реактивной составляющей и являются векторными величинами на индуктивной нагрузке создается некоторые отставания реактивного тока, которые характеризуются коэффициентом реактивной мощности (cosц1 / tgц1) средневзвешенная величина которого показывается в таблице 3 расчета ожидаемых электрических нагрузок в строке «Всего по объекту».
Энергоснабжающая организация, которой является МРСК «Сибири», задаются нормативные величины cosц2 / tgц2 = 0.95/0.33 соответственно для которых не применяется надбавки или скидки к тарифу за отчетный период. Поэтому если tgц1 выше нормативного, то целесообразна установка на низкой стороне двухтрансформаторной КТПН с раздельно работающим трансформатором двух установок для компенсации реактивной мощности одинаковых по величине, так чтобы суммарная мощность этих батарей-конденсаторов определялась по условию:
где Pсм-принимается из строки «Всего оп объекту» таб. 3.
Для этого принимаются стандартные батареи конденсаторов 2 УКРМ-0,38.-100квар
После этого в расчетную таблицу 3 вносятся строки «Компенсация», где со знаком «-» в 9 и 13 графу заносится уже стандартная величина с принятыми двумя батареями. Это необходимо сделать для того, чтобы выделить строку в таблице 3 «Общая», где должные быть заполнены графы 7, 8, 9 и 12, 13, 14.
5. Выбор мощности силовых трансформаторов
При выборе вариантов электроснабжения в первую очередь необходимо выяснить, можно ли применять однотрансформаторную подстанцию. Установка двух трансформаторов на подстанции обязательна, когда хотя бы одна из линий напряжением 10 кВ, отходящих от рассматриваемой подстанции, питающей потребители первой и второй категории надёжности электроснабжения не может быть зарезервирована от соседней подстанции 35 - 110 кВ, имеющее независимое питание с рассматриваемой; расчётная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью 6300 кВА; от шин 10 кВ отходят шесть и более линий напряжением 10 кВ расстояние между соседними подстанциями более 15 км [8]. По перечисленным условиям для всех вариантов электроснабжения выбираются двухтрансформаторные подстанции на напряжение 35 - 110 кВ.
Выбор типов трансформаторов
На сельских электрических сетей устанавливают трансформаторы КТПН с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).
На потребительских подстанциях 10 кВ устанавливают трансформаторы типа ТМ с переключением без возбуждения (ПБВ), с переключением ответвлений обмотки высшего напряжения при отключённом трансформаторе и приделами регулирования 2х2,5%.
Выбор мощности трансформаторов.
В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения сельского хозяйства мощность трансформаторов напряжением 110 - 10 кВ на подстанциях определяют экономическим интервалом нагрузки.
Число силовых трансформаторов принимается в зависимости от категории надежности электроснабжения. Проектируемый сельскохозяйственный объект, где кроме производственной зоны обеспечивается электроэнергией не только жилые помещения, но и объекты коммунального хозяйства, принадлежащие ко II-й категории надежности электроснабжения, а значит требующие резервирования, поэтому от районной подстанции прокладывается двухцепная ЛЭП высокого напряжения 10 кВ проводом СИП-3 длиной 3 км, сечение которых выбирается по экономическим соображениям в разделе 7.
Мощность не каждого из двух трансформаторов должна быть выбрана такой, чтобы коэффициент загрузки их в нормальном режиме работы находился в диапазоне:
где ST последняя цифра графы 14 расчетной таблицы электрических нагрузок с учетом потерь в трансформаторах и на линии.
; что в пределах допустимого.
Полученный результат загрузки каждого раздельно работающего на общую нагрузку показывает, что любой из них согласно ПУЭ-8 может быть перегружен на 140 % в аварийном режиме в течение 5 суток при суточном максимуме продолжительностью не более 6 ч.
Учитывая вышесказанное, проверяется перегрузочная способность каждого из двух стандартных трансформаторов по условию:
Выборные силовые трансформаторы КТПН-2x400-10/0,4 кВ мощностью 400 кВА каждый, полностью удовлетворяют как нормальному, так и аварийному режиму работы, обеспечивая электроэнергией потребителей II-й категории надежности электроснабжения.
6. Выбор питающих линий
Расчет наружных электрических сетей и трансформаторных подстанций произведем для подстанции, которая непосредственно запитывает населенный пункт.
Проектирование линий электропередач напряжением 0.38/0.22кВ выполняем на основании энергоэкономического обслуживания потребителей.
Пользуясь сведениями о потребителях электроэнергии производственного сектора устанавливаем расчетные мощности на вводах. Так как объекты используют максимум мощности в дневное время, расчет ведем по максимуму дневной нагрузки. Некоторые объекты имеют вечерний максимум больше дневного, для этих объектов расчет производим по большему максимуму. Численные значения расчетных мощностей принимаем согласно РУМа.
Напряжение питающих линий предварительно определим по формуле Стилла:
где - расчетное напряжение;
l- длинна линии от источника до питающей подстанции, км;
- расчетная мощность, передаваемая по линии, МВт.
7. Расчет токов короткого замыкания
Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитываются с целью проверки выбранных элементов электроустановок на динамическую и термическую стойкость, для настройки и проверки защиты от КЗ, ограничения токов КЗ и термической стойкости элементов заземляющих устройств на подстанциях.
Для расчета составляют расчетную схему замещения с обозначением элементов сети, по которым он протекает, от точки, где напряжение считается неизменным, до вводов к потребителям.
В схемах замещения на 0,4 кВ учитывают продольные сопротивления линий и трансформатора. В качестве расчетных точек КЗ принимают шины 10 и 0,4 кВ подстанций (точки Кв и Кн) и места ввода к потребителям в конце ВЛ 0,38 кВ (точки К1, К2, К3). ТП включает один трансформатор и три ВЛ 0,38 кВ.
Ток КЗ на шинах ТП 35/10 в точке Кс имеет значение IКс = 1,5 кА. Все сопротивления приведены к низкому напряжению 0,4 кВ.
8. Выбор электрооборудования подстанции
Согласно заданию на проектирование, принимаем закрытую трансформаторную подстанцию (ЗТП) установлена на фундаменте из двух типовых унифицированных стоек УСОЗ длинной 3,6 м; высота установки над уровнем земли 1,8 м; заглубление фундамента 1,95 м. КТП присоединяется к ВЛ 10 кВ через разъединитель, устанавливаемый на концевой опоре ВЛ 10 кВ.
Трансформатор защищается от перенапряжений вентильными разрядниками, а от КЗ плавкими предохранителями.
Принимаем к установке ЗТП с трансформатором 160 кВА. На вводе в РУ 0,4 кВ установлен рубильник Р-32, для защиты трансформатора от перегрузок установлено тепловое реле ТРН-10У3, включенное через трансформаторы тока ТК-20У3; для учета активной энергии установлен счетчик СА4У- И672М, включенный через ТК-20У3. Для защиты отходящих линий от КЗ для нечастых включений и отключений установлены автоматы АЕ 2046 с током уставок Iн.у=80А.
Принимаем к установке трансформатор ТМ мощностью 160 кВА, 10/0,4 кВ, схема соединение обмоток -"звезда-зигзаг с нулем" для устранение токов нулевой последовательности. Для ВЛ 0,38 кВ применяем железобетонные опоры СНВ 1,5 - 9,5, устанавливаемые на расстоянии 45 м. Расстояние от проводов при наибольшей стреле провеса до земли - 6 м, для непроезжей части улицы -3,5 м. Расстояние по горизонтали от балконов и окон - 1,5 м, от глухих стен - 1 м. (Наименьшие расстояния по горизонтали: на участках нестесненной трассы между осями ВЛ - высота наиболее высокой опоры, на подходах к ТП между крайними проводами в неотклоненном положении - 2,5 м. (Для выполнения ВЛ 10 кВ принимаем железобетонные опоры СНВ 2,7-11, расстояние от провода до земли - 7 м, расстояние между опорами 200 - 210 м.