Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 

ЛИПЕЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра  электрооборудования

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ   РАБОТА

 

по курсу: «Оптимизация и энергосбережение в системах электроснабжения»

на  тему: «Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения»

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил          студент

гр.  ЭО – 95  Васин  А.В.

___________________

«__»  __________  1999

 

Принял доцент, к. т. н.

   Красичков А. А 

__________________

__________________

«__»  _________   1999

 

 

Липецк   1999

 

ЗАДАНИЕ

 

От шин 10 кВ главной понизительной  подстанции 110/10 кВ предприятия питаются три распределительных пункта и две цеховых трансформаторных подстанции. К распределительным пунктам подключены цеховые трансформаторные подстанции и нагрузка 10 кВ. Расчетные нагрузки представлены в табл. 1. Данные синхронных двигателей представлены в табл. 2. Все расчеты и выбор элементов привести с учетом обоснования их и привести записи.

1. Изобразить схему  электроснабжения предприятия. Распределительные пункты и трансформаторные подстанции питаются по радиальной схеме. Приемники, подключенные к цеховым трансформаторным подстанциям, питаются от магистрали.

2. Найти расчетные  нагрузки всех распределительных  пунктов и трансформаторных подстанций на стороне 10 кВ, предварительно выбрать трансформаторы главной понизительной подстанции с учетом резервирования электропотребителей первой категории.

3. Найти число и  мощность трансформаторов на  трансформаторных подстанциях с  первой по девятую. Ориентироваться на трансформаторы мощностью от 630-2500 кВ*А.

4. Найти мощность батарей  конденсаторов на стороне 0,4 кВ  всех трансформаторных подстанций. Выбрать батареи конденсаторов  по справочнику, указать тип, технические данные, привести схемы подключения батареи конденсаторов, рассчитать токи, выбрать аппараты коммутации, защиты.

5. Определить не скомпенсированную  реактивную нагрузку на шинах  10 кВ всех распределительных пунктов  и главной понизительной подстанции. Вначале определить располагаемую мощность синхронных двигателей, выбрать батареи конденсаторов на 10 кВ, указать их тип, технические характеристики, схемы включения, подобрать аппараты управления, защиты.

6. Изобразить схемы  шинопровода с указанием расчетных  реактивных нагрузок в узлах для всех трансформаторных подстанций. Найти место подсоединения батарей конденсаторов ниже 1 кВ.

При суммарной реактивной нагрузке трансформаторных подстанций менее 1 МВАр рекомендуется выбирать 1 шинопровод. Если более 1 МВАр - то 2 или 3; число узлов на каждом шинопроводе: 5...7. Реактивная нагрузка вдоль шинопровода распределена неравномерно. Реактивная мощность, поступающая от энергосистемы, в часы максимума нагрузки - Q_э1=0,3*Q_{max. расч.}.

Таблица 1

Расчетные нагрузки

	Рmax, МВт	cosj
1 РП:
ТП 1	4,5	0,75
ТП 2	7,2	0,81
ТП 3	3	0,86
2 РП:
ТП 4	12	0,8
ТП 5	5,8	0,7
ТП 6	6,7	0,8
3 РП:
ТП 7	4,1	0,75
СД	-	-
ТП 8	10,1	0,9
ТП 9	8,4	0,9

 

 

Таблица 2

Данные синхронных двигателей

Рсд2, МВт	1,5	3,5
Qсд ном, МВАр	0,76	1,76
n, об/мин	3000	3000
bсд	0,85	0,8
cosj
Кол-во СД	2	3

 

 

ОГЛАВЛЕНИЕ.

 

ВВЕДЕНИЕ  5

1. ПОСТРОЕНИЕ СХЕМЫ  ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ  6

2. ВЫБОР ЧИСЛА И  ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ ГЛАВНОЙ 

    ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ   7

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ  БАТАРЕЙ

    КОНДЕНСАТОРОВ  8

4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ БАТАРЕЙ  КОНДЕНСАТОРОВ

    В СЕТИ ДО 1 кВ  14 

5. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ БАТАРЕЙ  КОНДЕНСАТОРОВ

    В СЕТИ ВЫШЕ 1 кВ  21

ЗАКЛЮЧЕНИЕ  25

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ

 ИСТОЧНИКОВ  26

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В системе электроснабжения потери в сетях составляют 8-12 % от объема производства. Для уменьшения этих потерь необходимо: правильно определять электрические нагрузки; рационально передавать и распределять электрическую энергию; обеспечивать необходимую степень надежности; обеспечивать необходимое качество электроэнергии; обеспечивать электромагнитную совместимость приемника с сетью; экономить электроэнергию. Мероприятия, могущие обеспечить вышеперечисленные задачи это - создание быстродействующих средств компенсации реактивной мощности, улучшающей качество; сокращение потерь достигается компенсацией реактивной мощности, увеличением загрузки трансформаторов, уменьшением потерь в них, приближением трансформаторов к нагрузкам, использование экономичного оборудования и оптимизация его режимов работы, а также использование автоматических систем управления электроснабжением. Режим работы энергосистемы характеризуется тремя параметрами: напряжением, током и активной мощностью. Вспомогательный параметр - реактивная мощность. 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. Реактивную мощность потребляют такие элементы питающей сети как трансформаторы электростанций; главные понизительные электростанции, линии электропередач - на это приходится 42 % реактивной мощности генератора, из них 22 % на повышающие трансформаторы; 6,5 % на линии электропередач районной системы; 12,5 % на понижающие трансформаторы. Основные же потребители реактивной мощности - асинхронные электродвигатели, которые потребляют 40 % всей мощности совместно с бытовыми и собственными нуждами; электрические печи 8 %; преобразователи 10 %; трансформаторы всех ступеней трансформации 35 %; линии электропередач 7 %. Говоря иначе, существуют приемники электроэнергии, нуждающиеся в реактивной мощности. Одной реактивной мощности, выдаваемой генератором явно недостаточно. Увеличивать реактивную мощность, выдаваемую генератором нецелесообразно из-за  вышеперечисленных  причин, т.е. нужно выдавать реактивную мощность именно там, где она больше всего нужна.  Задача данной курсовой работы - определить наиболее рациональное место присоединения батарей конденсаторов (определив их мощность и тип) для оптимизации работы системы электроснабжения.

 

1. ПОСТРОЕНИЕ СХЕМЫ  ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.1. Структурная схема электроснажения

 

2. ВЫБОР ЧИСЛА И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ ГЛАВНОЙ                     ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ

 

При выборе числа и  мощности трансформаторов, которые  следует установить на главной понизительной подстанции следует учитывать электроприемники первой категории, подключенные к шинам 10 кВ. Расчет начинаю с определения максимальной нагрузки групп трансформаторов за наиболее загруженную смену. Результаты расчета приведены в табл.3.

Таблица 3

Максимальные нагрузки групп трансформаторов  за наиболее

загруженную смену

РП	ТП	Р, МВт	сosj	Q=P*tg(j), МВАр
	ТП1	4,5	0,75	3,97
РП1	ТП2	7,2	0,81	5,21
	ТП3	3	0,86	1,78
	ТП4	12	0,8	9,00
РП2	ТП5	5,8	0,7	5,92
	ТП6	6,7	0,8	5,03
РП3	ТП7	4,1	0,75	3,62
	ТП8	10,1	0,9	4,89
	ТП9	8,4	0,9	4,07

 

Максимальная активная нагрузка синхронных двигателей за наиболее загруженную смену:

 

 Р_сд=b_сд*Р_сд.ном,

 

где  b_сд - коэффициент загрузки синхронных двигателей.

 

Р_сд=2×0,85×1,5+3×0,8×3,5=10,95, МВт.

 

Общая максимальная активная нагрузка группы трансформаторов:

 

Р_т.мах=к_нд*åР_i,

 

где  к_нд - коэффициент неодновременности нагрузки, равен 0,9.

 

Р_т.мах=0,9×(4,6+7,2+3+12+5,8+6,7+4,1+10,1+8,4)=55,62, МВт.

Р_å=Р_т.мах+Р_сд=55,62+10,95=66,57, МВт.

Q_å=к_нд×åQ=0,9×(3,97+5,21+1,78+9+5,92+5,03+3,62+4,89+4,07)=

=39,14, МВАр.

S_å= МВ×А.

 

По данному значению следует произвести выбор трансформаторов главной понизительной подстанции.

Максимальная полная расчетная  мощность приемников, запитанных от выбираемых трансформаторов равна 77,22 МВ×А. Из условий надежности электроснабжения выбираем схему с двумя трансформаторами. Среднегодовая температуру принимаем 5⁰С. Так как подстанция снабжает электроэнергией потребителей первой категории и  учитывая необходимость 100%-ного резервирования, находим  номинальную мощность одного из двух трансформаторов[5]

 

 МВ*А                 

 

Исходя из этого по [3] выбираю 2 трансформатора марки ТРДН 63000/110/10, технические данные которого представлены в табл. 4.. При аварии одного из трансформатора оставшийся в работе  сможет обеспечить заданную мощность, работая с перегрузкой.

Таблица 4

Технические характеристики трансформатора типа ТРДН

 

Мощность    КВ×А	Напряжение, кВ		Потери РХ , кВт	Потери РК , кВт	Ток ХХ, %	Напряжение КЗ, %
	ВН	НН
630000	115	10,5	50	345	0,5	10,5

 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ  БАТАРЕЙ КОНДЕНСАТОРОВ

 

Оптимизация баланса реактивной мощности в системе, выбор мощности и места присоединения компенсационных установок (КУ) проводится путем сравнения затрат на различные варианты. Исходя из расчетной нагрузки предприятия, имеющихся источников реактивной мощности и задания энергосистемы на переток реактивной мощности на предприятии определяют мощность КУ при минимальных затратах.

Суммарная расчетная реактивная мощность определяется по минимуму приведенных затрат в два этапа. Это выбор экономически оптимального числа трансформаторов в цеховых подстанциях и определение дополнительной мощности батарей конденсаторов для оптимального уменьшения потерь в сети 6-10 кВ и в трансформаторах.

Суммарная мощность батарей конденсаторов  на низкой стороне:

 

Q_нк=Q_нк1+Q_нк2            (1)

 

где Q_нк1 - мощность, определяемая на 1 этапе;

Q_нк2 - дополнительная часть мощности, определяемая на 2 этапе.

Суммарная мощность батарей конденсаторов  распределяется между трансформаторами пропорционально их реактивным нагрузкам. Сначала определяют минимальное число трансформаторов подстанции. Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число определяется наибольшей расчетной активной нагрузкой:

       

N_т.min=Р_ст/(b_т*S_т)+DN,                      (2)

 

где Р_ст - средняя суммарная активная нагрузка за наиболее загруженную смену;

b_т - коэффициент загрузки трансформаторов;

 S_т - мощность одного трансформатора;

 DN - добавка до ближайшего целого числа.

Экономически оптимальное число  трансформаторов [1]:

 

N_т.э.= N_т.min + m,              (3)

 

где  m – добавочное число трансформаторов;

N_т.э определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянной составляющей капитальных затрат:

 

З^*=b_т*З^*_пс,                                                 (4)

 

где  З^*_пс -усредненные приведенные затраты на конденсаторы на подстанции. При отсутствии достоверных стоимостных показателей для практических расчетов принимают З^*_пс=0,5. Тогда m определяется в зависимости m(N_т.min;DN) из графиков [1] для заданного коэффициента использования трансформаторов.

По выбранному числу трансформаторов N_т.э определяется реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформатор в сеть до 1 кВ:

Q_т= .                            (5)

 

Полученное значение используется при расчете мощности батарей  конденсаторов ниже 1 кВ для данной группы трансформаторов:

 

Q_нк1= Q_т.max - Q_т .                                                    (6)

 

где  Q_т.max, Р_т.max - максимальные нагрузки данной группы трансформаторов за наиболее загруженную смену.

Если Q_нк1 £ 0, то по 1-му этапу расчета установка батарей конденсаторов не требуется и следует принять Q_нк1=0.

Дополнительная мощность батарей конденсаторов Q_нк2 для данной группы трансформаторов равна:

 

Q_нк2= Q_т.max- Q_нк1-g*N_т.э.*S_т,                     (7)

 

где  g - коэффициент, зависящий от некоторых показателей к1 и к2 и схемы питания цеховой подстанции (магистральная или радиальная).  Коэффициенты к1 и к2 зависят от расчетной стоимости потерь электроэнергии, от района страны, от сменности работы предприятия и от других факторов, причем, к1 - коэффициент удельных потерь, к2 - коэффициент, зависящий от конструкции линии. Из [1] значение коэффициента к1:

 

к1=10³*(З_нк-З_вк)/С_o,                                          (8)

 

где  З_нк и З_вк - усредненные приведенные затраты на конденсаторы низкой и высокой стороны, С_о - удельная стоимость батарей конденсаторов. При отсутствии достоверных стоимостных показателей для практических расчетов к1 рекомендуется принимать по таблице [1], для объединенной энергосистемы центра при двухсменной работе к1=12. При мощности трансформатора 1000 кВ×А и принятой длине линий до 0,5 км находим к2=2 по графику [1]. Тогда из графиков [1] определяю g=0,6.

Зная максимальные нагрузки групп  трансформаторов  за наиболее загруженную смену  табл.3., для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число определяю наибольшей расчетной активной нагрузкой:

N_т.min=Р_ст/(b_т*S_т)+DN.

 

При выборе числа и мощности трансформаторов для питания сети ниже 1 кВ цехов следует учитывать, что при повышении мощности трансформаторов 10/0,4 кв выше 1000 кВ×А резко возрастает их стоимость. Для цеховых трансформаторных подстанций ТП1-ТП9 выбираю трансформаторы мощностью 1000 кВ*А каждый марки ТМ (номинальные данные которого в табл. 4).

Таблица 4

Технические характеристики трехфазного  двух обмоточного 

трансформатора типа ТМ

Напряжение, кВ	Мощность    кВ*А	Потери РХ ,кВт	Потери РК ,кВт	Ток ХХ, %	Напряжение КЗ, %
10	1000	3,3	11,6	1,4	5,5

 

Коэффициент загрузки трансформаторов  примем равным 0.7 с учетом резервирования и возможной работы с перегрузкой. В первом этапе расчета рассчитываю  минимальное число трансформаторов (2), экономически оптимальное число трансформаторов (3), определяю реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформатор в сеть до 1 кВ (5), определяю мощность батарей конденсаторов ниже 1 кВ для данной группы трансформаторов (6) и определяю дополнительную мощность батарей конденсаторов для данной группы трансформаторов (7). Результаты расчета для подстанций ТП1 - ТП9 представлены ниже.

Для подстанции ТП1:

  

N_т.min= 4,5/(0,7×1)=7

Из графика [1] при N_т.min = 7, DN = 0,57 и b_т = 0,7 находим m = 0 ;

N_т.э.= 7+0=7;

Q_т = =1,94, МВАр;

Q_нк1=3,97-1,94=2,03  ,МВАр;

Q_нк2 =3,97-2,03-0,6×7×1=0.

 

Для подстанции ТП2:

  

N_т.min= 7,2/(0,7×1)=11

Из графика [1] при N_т.min = 11, DN = 0,71 и b_т = 0,7 находим m = 0 ;

N_т.э.= 11+0=11;

Q_т = =2,73 ,МВАр;

Q_нк1=5,21-2,73=2,48  ,МВАр;

Q_нк2 =5,21-2,48-0,6×11×1=0.

 

Для подстанции ТП3:

  

N_т.min= 3/(0,7×1)=5

Из графика [1] при N_т.min = 5, DN = 0,71 и b_т = 0,7 находим m = 0 ;

N_т.э.= 5+0=5;

Q_т = =1,80 ,МВАр;

Q_нк1=1,78-1,8=0  ,МВАр;

Q_нк2 =1,78-0-0,6×5×1=0.

 

Для подстанции ТП4:

  

N_т.min= 12/(0,7×1)=18

Из графика [1] при N_т.min = 18, DN = 0,86 и b_т = 0,7 находим m = 0 ;

N_т.э.= 18+0=18;

Q_т = =3,84 ,МВАр;

Q_нк1=9-3,84=5,16  ,МВАр;

Q_нк2 =9-5,16-0,6×18×1=0.

 

Для подстанции ТП5:

  

N_т.min= 5,8/(0,7×1)=9

Из графика [1] при N_т.min = 9, DN = 0,71 и b_т = 0,7 находим m = 0 ;

N_т.э.= 9+0=9;

Q_т = =2,46 ,МВАр;

Q_нк1=5,92-2,46=3,46  ,МВАр;

Q_нк2 =5,92-3,46-0,6×9×1=0.

 

 

Для подстанции ТП6:

  

N_т.min= 6,7/(0,7×1)=10

Из графика [1] при N_т.min = 10, DN = 0,43 и b_т = 0,7 находим m = 0 ;

N_т.э.= 10+0=10;

Q_т = =2,03 ,МВАр;

Q_нк1=5,03-2,03=3  ,МВАр;

Q_нк2 =5,3-3-0,6×10×1=0.

 

Для подстанции ТП7:

  

N_т.min= 4,1/(0,7×1)=6

Из графика [1] при N_т.min = 6, DN = 0,14 и b_т = 0,7 находим m = 0 ;

N_т.э.= 6+0=6;

Q_т = =0,91 ,МВАр;

Q_нк1=3,62-0,91=2,71  ,МВАр;

Q_нк2 =3,62-2,71-0,6×6×1=0.

 

Для подстанции ТП8:

  

N_т.min= 10,1/(0,7×1)=15

Из графика [1] при N_т.min = 15, DN = 0,57 и b_т = 0,7 находим m = 1 ;

N_т.э.= 15+1=16;

Q_т = =4,84 ,МВАр;

Q_нк1=4,89-4,84=0,05  ,МВАр;

Q_нк2 =4,89-0,05-0,6×16×1=0.

 

Для подстанции ТП9:

  

N_т.min= 8,4/(0,7×1)=12

Из графика [1] при N_т.min = 12, DN = 0 и b_т = 0,7 находим m = 1 ;

N_т.э.= 12+1=13;

Q_т = =3,5 ,МВАр;

Q_нк1=4,07-3,5=0,57  ,МВАр;

Q_нк2 =4,07-0,57-0,6×13×1=0.

 

4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ БАТАРЕЙ  КОНДЕНСАТОРОВ 

В СЕТИ ДО 1 кВ

 

Для каждой цеховой трансформаторной подстанции рассматривается возможность  распределения найденной мощности конденсаторов в ее сети. Найденное значение Q_нк округляют до ближайшего стандартного. Если распределительная сеть выполнена кабельной линией, то компенсирующее устройство надо подключать к шинам цеховой подстанции. При питании от одной подстанции или трансформатора более двух магистральных шинопроводов, к каждому из них присоединяют по 1 батареи конденсаторов, причем общая расчетная мощность батарей распределяется пропорционально реактивным нагрузкам шинопровода. В магистральных шинопроводах компенсирующие устройства единичной реактивной мощности до 400 кВАр подключаются к сети без дополнительных отключающих аппаратов. Большие мощности - через собственный отключающий аппарат. На одном шинопроводе следует устанавливать не более двух батарей суммарной мощностью Q_нк. В данном расчете суммарная реактивная нагрузка трансформаторных подстанций более 1 МВАр, поэтому  принимаем схему ТП с двух магистральным шинопроводом, к каждому из которых присоединю по батарее конденсаторов рис.2. Выбираем по [2] батареи конденсаторов типа УКБН-038-100-50-УЗ.

 

 

 

Рис.2. Схема присоединения низковольтных  БК к магистральным шинопроводам.

Точку подключения батареи (рис. 2) находим из условия:

 

(Q_h-Q_нк2) ³ (Q_нк1/2) ³ (Q_h+1-Q_нк2).                    (9)

 

Для трансформаторной подстанции ТП1 Q_нк1=2,03 МВАр (т.е. ставим 20 конденсаторных батарей по 100 кВАр, Q_общ=2000, кВАр) и Q_нк2=0, а Q₁=3,97, МВАр. Распределяю на первый шинопровод 3/4 реактивной нагрузки, а на второй 1/4 от общей реактивной нагрузки подстанции ТП1. На каждом шинопроводе делаю по 5 узлов. Нагрузка каждого узла (в кВАр) показана на рис. 3.

 

 

 

 

Рис. 3. Распределение  мощности батарей конденсаторов  подстанции ТП1.

 

Суммарная мощность БК до 1 кВ распределяется пропорционально их реактивным нагрузкам. Соответственно Q_нк1=(3/4)*Q_общ=1500, кВАр, Q_нк2=(1/4)*Q_общ=500, кВАр. Далее по (9) нахожу место присоединения батарей конденсаторов:

 

850 ³ (1500/2) ³ 450 к узлу 3;

520 ³ (500/2) ³ 220       к узлу 3.

 

Таким образом, осталось нескомпенсированной 30 кВАр реактивной нагрузки подстанции ТП1.

 

Для трансформаторной подстанции ТП2 Q_нк1=2,48 МВАр (т.е. ставим 25 конденсаторных батарей по 100 кВАр, Q_общ=2500, кВАр) и Q_нк2=0, а Q₂=5,21, МВАр. Распределяю на первый шинопровод 4/5 реактивной нагрузки, а на второй 1/5 от общей реактивной нагрузки подстанции ТП2. На каждом шинопроводе делаю по 5 узлов. Нагрузка каждого узла (в кВАр) показана на рис. 4.

 

 

 

 

Рис. 4. Распределение  мощности батарей конденсаторов  подстанции ТП2.

 

Суммарная мощность БК до 1 кВ распределяется пропорционально  их реактивным нагрузкам. Соответственно Q_нк1=(4/5)*Q_общ=2000, кВАр, Q_нк2=(1/5)*Q_общ=500, кВАр. Далее по (9)  нахожу место присоединения батарей конденсаторов:

 

1168 ³ (2000/2) ³ 568 к узлу 3;

280 ³ (500/2) ³ 130 к узлу 4.

 

Таким образом, скомпенсирована вся  реактивная мощность на ТП2.

Для трансформаторной подстанции ТП4 Q_нк1=5,16 МВАр, округляю до 5,2 МВАр (т.е. ставим 52 конденсаторную батарею по 100 кВАр, Q_общ=5200, кВАр) и Q_нк2=0, а Q₄=9,00, МВАр. Распределяю на первый шинопровод 1/2 реактивной нагрузки, и на второй 1/2 от общей реактивной нагрузки подстанции ТП3. На каждом шинопроводе делаю по 5 узлов. Нагрузка каждого узла (в кВАр) показана на рис. 5.