Главная   >>   Современная электроэнергетика

Современная электроэнергетика

12.8. Основные вопросы проектирования и расчетов СЭС

Исходные материалы и общие задачи проектирования. Общими исходными сведениями являются: район осуществления СЭС того или иного объекта, его климатические и геолого-географические условия; источники питания электроэнергией (ПС ЭЭС, ТЭЦ, ДЭС и т.п.).

Технические исходные сведения состоят из: генерального плана объекта электроснабжения, включающего схему-план застройки территории объекта, технологические характеристики всех цехов промышленного или сельскохозяйственного предприятия, зданий жилого района, населенных пунктов сельскохозяйственного региона, типа ПС электрического транспорта и т.п.; состав и установленные мощности всех ЭП, включая сведения о требованиях к надежности их питания, пожаро- или взрывобезопасности сырья и продукции и т.п.

Расчетные электрические нагрузки потребителей электроэнергии и электрических сетей. Понятие расчетной электрической нагрузки подразумевает то наибольшее значение мощности (кВт, квар, кВ · А), которое может потреблять конкретная группа ЭП или ПЭ в целом с учетом реальных технологических процессов и их взаимозависимостей. Расчетные электрические нагрузки линий и трансформаторов подстанций определяются аналогичными условиями комплексов однородных или неоднородных ПЭ, питаемых по этим элементам электрических сетей.

Приводимые в нормах расчетные электрические нагрузки указываются для наибольших их суточных значений длительностью 30 мин, что соответствует установившейся температуре нагрева проводников под действием протекающего тока. Нормативные расчетные электрические нагрузки устанавливаются на основе: массовых измерений в периоды наибольших нагрузок; специальной обработки полученных результатов измерений методами теории вероятностей и математической статистики. В результате такой обработки выявляются значения расчетных нагрузок, которые не будут превзойдены в нормальных условиях эксплуатации с необходимой интегральной вероятностью (0,95—0,999). Такое определение расчетных электрических нагрузок обеспечивает сохранность проводников и их изоляции по условиям допустимого нагрева.

Расчетные нагрузки групп ЭП и ПЭ в целом меньше суммарной установленной (номинальной) мощности рассматриваемого комплекса ЭП. Данная закономерность определяется: меньшими (как правило) по сравнению с установленной мощностью ЭП значениями нагрузок; несовпадением во времени наибольших нагрузок однородных и тем более неоднородных ЭП и ПЭ; прерывистостью ряда производственных процессов.

Для всех типов ЭП и ПЭ нормируются значения расчетных активных нагрузок, которые непосредственно связаны с конкретными технологическими процессами. Расчетные реактивные нагрузки в большинстве случаев определяются по средним значениям рабочих коэффициентов мощности. При определении полных мощностей (кВ · А) линий и ПС СЭС необходимо учитывать влияние устанавливаемых компенсирующих устройств.

Назначение и объем настоящего учебного издания не позволяют изложить конкретные (формульные) расчетные выражения и количественные характеристики определения расчетных электрических нагрузок групп ЭП, ПЭ и элементов электрических сетей СЭС. Необходимые подробные сведения приводятся в [12.2, 12.4, 12.5, 12.14] и др.

Компенсация реактивных нагрузок. Для преобразования электроэнергии в иные виды энергии и ее передачи и распределения необходима выработка как активной, так и реактивной мощности. Активная мощность (энергия) вырабатывается только генераторами электрических станций питающих энергосистем. Вместе с тем выработка реактивной мощности возможна как генераторами электрических станций, так и компенсирующими устройствами (КУ), устанавливаемыми непосредственно в электроустановках ПЭ. За счет частичной выработки реактивной мощности такими КУ уменьшаются потоки реактивной мощности в электрических сетях питающих ЭЭС и СЭС. Последнее приводит к снижению потерь мощности, электроэнергии и напряжения в электрических сетях.

Технико-экономическая задача выбора мощности и размещения КУ в электрических сетях подразделяется на две составляющие: поддержание баланса реактивной мощности в ЭЭС в целом; экономически обоснованное снижение потерь мощности и электроэнергии в распределительных электросетях до 1 кВ и 6—10 кВ ПЭ (с учетом стоимости КУ). На основе расчетов экономически обосновываются задаваемые ЭЭС коэффициенты мощности на шинах 6—10 кВ понижающих ПС 35—220 кВ ПЭ; обычно данные коэффициенты находятся в пределах 0,92—0,96 (в режимах наибольших нагрузок).

Основными средствами компенсации реактивных нагрузок непосредственно в СЭС являются батареи конденсаторов, а также синхронные двигатели технологических установок, работающие в режиме перевозбуждения, т.е. потребляющие ток, опережающий по фазе напряжение на вводах двигателей.

Конденсаторы — наиболее простой тип КУ по конструкции, схеме присоединения (рис. 12.14) и условиям эксплуатации. Поэтому они являются основным применяемым типом КУ в СЭС. Их единичные мощности (до 1 кВ и 6—10 кВ) находятся в пределах 5—100 квар. Экономически целесообразна наиболее электрически удаленная установка КУ от источников питания СЭС (снижение потерь мощности, электроэнергии и напряжения), в связи с чем оправдывается установка конденсаторов в электрических сетях до 1 кВ. Вместе с тем при заданной или рассчитанной необходимой мощности конденсаторов устанавливаемая их емкость (т.е. количество) при напряжениях 6—10 кВ будет значительно меньше, чем при напряжениях 0,38—0,66 кВ (ввиду пропорциональности генерируемой конденсаторами мощности квадрату рабочего напряжения). Поэтому распределение установленной мощности конденсаторов на напряжениях до 1 кВ и 6—10 кВ устанавливается специальными технико-экономическими расчетами.

Применяются как нерегулируемые, так и автоматически регулируемые батареи конденсаторов, последние предпочтительны по условиям режимов СЭС и ЭЭС.

При компенсации нагрузок синхронными двигателями, работающими в режиме перевозбуждения, используются лишь двигатели, необходимые по технологическим соображениям. Такое использование синхронных двигателей оправдано при их большой мощности (десятки и сотни киловатт) с высокой частотой вращения (более 150—200 об/мин) и загруженных по активной мощности не более 0,7—0,8 номинальной. Соотношение реактивной мощности, компенсируемой синхронными двигателями и установками конденсаторов, устанавливается специальными расчетами.

Компенсация реактивных нагрузок остро актуальна для СЭС промышленности, где большую часть электроэнергии потребляют асинхронные двигатели и потому «естественный» коэффициент мощности составляет 0,7—0,75. В СЭС электрического транспорта и коммунально-бытовых ПЭ, как правило, установка КУ не требуется, так как в периоды наибольших нагрузок коэффициенты мощности на шинах 6—10 кВ понижающих ПС не менее 0,9—0,92.

Особенности выбора параметров электрооборудования. Отметим здесь необходимость согласования сечений проводников электросетей до 1 кВ: с характеристиками защитной от токов коротких замыканий аппаратурой; с пиковыми по току режимами при резкопеременных нагрузках. Учет первого ограничения должен обеспечить отключение тока короткого замыкания, недопустимого по условиям нагрева проводника; защищающий аппарат не должен ограничивать пропускную способность проводника.

Следует также отметить возможности перегрузок (сверх нормативных) кабелей до 1 кВ и 6—10 кВ как систематических (1,05—1,1) в нормативных режимах схем электрических сетей, так и кратковременных (1,15—1,3) при послеаварийных состояниях схемы [12.9]. Данные возможности обусловлены недоизносом теплового и изолирующего ресурса изоляции, связанного с неравномерностью суточных графиков активной и реактивной мощности ПЭ. Существуют аналогичные возможности перегрузок трансформаторов 6—10/0,4 кВ, особенно ощутимые для трансформаторных подстанций коммунально-бытовых (городских и сельских) ПЭ [12.2, 12.4, 12.5, 12.9, 12.14].

Задачи расчетов режимов электрических сетей. Расчеты режимов электрических сетей СЭС основываются на общих положениях теории электрических сетей. Основной задачей расчетов является определение потоков мощностей во всех элементах сетей и рабочих напряжений при нормальных и послеаварийных состояниях схем в режимах наибольших и наименьших нагрузок ПЭ, а также рабочих напряжений в узлах подключения ЭП.

Особенностью расчетов режимов сетей до 1 кВ и 6—10 кВ является неучет активных и реактивных проводимостей линий. При кабельных линиях до 10 кВ допускается не учитывать реактивные сопротивления при сечениях жил до 70—95 мм2.

Как указано в § 12.5, в петлевых схемах электросетей до 1 кВ и 6—10 кВ в нормальных режимах должна быть разомкнута одна из линий (см. рис. 12.5). Узел размыкания выбирается на основе расчета экономического потокораспределения в такой сети, соответствующего учету только активных сопротивлений линий; размыкается линия с наименьшей нагрузкой в указанном режиме.

Второй центральной задачей расчетов режимов рассматриваемых электросетей является определение рабочих напряжений на шинах ПС 6—10/0,38—0,66 кВ и в узлах подключений ЭП. Конечная цель данных расчетов — определение рабочих отклонений напряжения на зажимах ЭП (во всех расчетных режимах) и сопоставление их с допустимыми нормативными. Сложности могут заключаться в подборе рабочих ответвлений трансформаторов типа ПБВ 6—10/0,38—0,66 кВ, при которых соблюдаются допустимые отклонения напряжения во всех режимах при одном и том же рабочем ответвлении трансформатора.

При наличии резкопеременных нагрузок и при пусковых режимах асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором необходим расчет размаха изменений (колебаний) напряжения. Для СЭС, содержащих выпрямительные установки, а также при резкопеременных перегрузках необходима проверка соблюдения допустимых характеристик несинусоидальности напряжения. При крупных однофазных ЭП проводится расчет несимметрии фазных напряжений. Расчеты качества напряжения коммунально-бытовых ПЭ, в которых основная часть ЭП — однофазные, на стадии проектирования могут выполняться в предположении симметричности нагрузок фаз на вводах в здание.