1 Лабораторная работа № 1

Исследование режимов работы моделируемой системы  электроснабжения промышленных предприятий (СЭПП) 

1.1 Цель работы 

Изучение конструкции лабораторной установки, принципа ее работы и параметров моделируемых элементов СЭПП.

Исследование режимов работы моделируемой СЭПП на суточном      интервале времени. 

1.2 Краткие теоретические сведения        

Для трехфазных двухобмоточных силовых трансформаторов в практических расчетах применяется Г–образная схема замещения, показанная на рисунке 1.1, где   R_т= r₁+r¹₂ – сумма активного сопротивления  первичной обмотки и приведенного к ней активного сопротивления вторичной обмотки.

      Активное сопротивление трансформатора для одной фазы определяется на основании паспортных данных

                                                                                            (1.1)

где  DР_кз – потери активной мощности в режиме короткого замыкания, кВт;

   U_н1 – номинальное напряжение, кВ;

   S_н – номинальная мощность, кВА.

            Реактивное сопротивление трансформатора рассчитывается по формуле

                                                                                               (1.2)

где U_кз – напряжение короткого замыкания, %.

Схема замещения кабельной линии местной сети представляется активным сопротивлением (рисунок 1.2), так как индуктивное сопротивление мало, следовательно , где R₀ – погонное активное сопротивление, Ом/км;   l – длина кабеля.

Основной особенностью режимов работы СЭПП на длительных циклах времени (сутки, месяц, год) является их изменчивость, что обусловлено изменчивостью электрических нагрузок. Режимы СЭПП характеризуются параметрами двух видов: текущие и интегральные за время Т. К текущим параметрам относятся значения токов, напряжений, мощностей в узлах сети, изменяющиеся во времени. К интегральным за время  Т – среднее значение токов, напряжений, мощностей, их дисперсии, потери электроэнергии и другие.

На суточных интервалах времени текущие значения параметров принято представлять в форме суточных графиков ( тока, напряжения, мощности и другие) их средних значений на последовательных интервалах   (=30 или 60 минут).

Интегральные параметры для графика тока:

;     

где n – число интервалов q в суточном графике тока;

  I_э – среднеквадратичное значение тока;

  I_ср – среднее значение тока;

  s² –  среднеквадратичное отклонение тока.

Потери электроэнергии в трансформаторе за время Т

.

Потери электроэнергии в линии с сопротивлением R за время Т

.

1.3 Порядок выполнения работы (задание) 

    Изучить конструкцию лабораторной установки. Рассчитать все сопротивления эквивалентной схемы для трансформаторов Т2 и Т4.

Подготовиться к регистрации следующих графиков:

а) активных и реактивных нагрузок трансформаторов Т2 и Т4 (Wh₁, Varh₁, Wh₂, Varh₂);

б) напряжений по показаниям вольтметров V₁, V₂ и V₃ (U₁, U₂ , U₃);

в) токов по показаниям амперметров  А₁  и А₃ (I₁ , I₂).

Таблица 1.1 – Регистрация текущих параметров режима СЭПП на суточном  интервале времени

Подготовить установку для регистрации текущих параметров режима работы  моделируемой СЭПП на суточном интервале времени: включить трансформатор Т4; обобщенную нагрузку S₁ на шинах 10,5 кВ ГПП; синхронный двигатель СД; отключить трансформатор Т3; конденсаторные батареи БК1, БК2 и БК3, а также силовой фильтр  ФКУ; установить РПН трансформатора Т2 и ПБВ трансформатора Т4 в нулевое положение.

Запустить установку кнопкой «Пуск» и произвести регистрацию графиков Wh₁, Varh₁, Wh ₂, Varh₂, U₁, U₂ , U₃ , I₁ , I₂  путем считывания и записи показаний соответствующих приборов.

Произвести расчет графиков активной, реактивной и полной мощностей путем умножения разности показаний счетчиков на соответствующий масштабный коэффициент (см. таблицу 2 - Введения) и составить таблицу 1.2 для трансформаторов Т2 и Т4. Рассчитать средние значения и среднеквадратичные отклонения тока.

Таблица 1.2 – Расчет текущих параметров режима СЭПП

Рассчитать потери электроэнергии за сутки в трансформаторах Т2 и Т4 и в кабельной линии (в кВтч). В величине потерь выделить составляющую, обусловленную неравномерностью графиков нагрузки. 

1.4 Отчет по лабораторной работе 

Отчет по работе должен содержать:

         - мнемосхему установки, краткое описание и параметры моделируемых элементов типовой СЭПП, цель работы;

         - расчет сопротивлений эквивалентной схемы трансформаторов Т2 и Т4;

         - результаты регистрации графиков нагрузки, а также напряжений и токов для трансформаторов Т2 и Т4;

         - расчет параметров графиков нагрузки и потерь электроэнергии в трансформаторах Т2, Т4 и в кабельной линии питающей трансформатор Т4;

графики нагрузок Т2 и Т4 (активной, реактивной и полной мощности, а также тока и напряжения);

         - по результатам расчетов, выполненным в работах №2 и №3, вновь пересчитывать I_ср, s², DW_тр и DW_кл;

выводы по полученным результатам работы;

         - результаты регистрации параметров схемы, оформление графиков нагрузок выполнить на компьютере. 

1.5 Контрольные вопросы 

         1.5.1 Поясните назначение всех элементов схемы электроснабжения.

1.5.2 Каковы причины изменчивости параметров режимов работы СЭПП во времени?

1.5.3 Какие потери имеются в трансформаторах  и от чего они зависят?

         1.5.4 Как определяются потери электроэнергии в промышленных сетях?

         1.5.5 Сравните выполнение расчетов потерь электроэнергии по формулам с использованием интегральных параметров с расчетами по формулам с использованием расчетных коэффициентов загрузки и расчетных токов.

1.5.6 Как определить активное R_т и реактивное Х_т сопротивления трансформаторов?

1.5.7 Как определить активное сопротивление кабельной линии?

1.5.8 Какие параметры режимов СЭПП относятся к текущим и какие к интегральным?

1.5.9 Как определить потери мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах и в линиях электропередач?

1.5.10 Как определить t - время максимальных потерь (три способа)?

2 Лабораторная работа № 2

Исследование и регулирование напряжения в промышленных электрических сетях 

2.1 Цель работы

Изучить методику оценки уровней напряжения в сети и способы их улучшения на суточном интервале времени.   

2.2 Краткие теоретические сведения

Напряжение в любой точке сети может изменяться с течением времени. Медленно протекающие изменения напряжения называются отклонениями напряжения. Отклонения напряжения от номинальных значений происходят из–за суточных, сезонных и технологических изменений электрической нагрузки потребителей, изменения мощности источников реактивной энергии, регулирования напряжения на генераторах электростанций и в узлах сети, изменения схемы и параметров сети.

Отклонение напряжения рассчитывается по формуле

                                                                                         (2.1)

где U_у – действительное (усредненное) значение напряжения в рассматриваемой точке.

    Величина допустимых значений dU нормируется ГОСТ 13109-97, в целом, для электрической сети в зависимости от ее напряжения.  Наиболее жесткие требования к величине dU в ГОСТе предъявляются к тем сетям, которые питают основную массу электроприемников (сети до 1 кВ).

Для сетей напряжением до 1 кВ с интегральной вероятностью 0,95 допустимы отклонения напряжения от -5% до +5%, с вероятностью 0,05 допустимы и большие отклонения напряжения, но они не должны превышать ±10%.

Оценку максимальных отклонений напряжения обычно проводят для режимов максимальных и минимальных нагрузок с помощью построения диаграммы отклонения напряжения сети.

Для моделируемой сети расчетная схема и диаграмма dU показана на рисунке 2.1.

Потери напряжения в элементе сети с сопротивлением  определяется по формуле  

                                                                                                     (2.2)

Для того, чтобы получить представление о качестве напряжения в характерных (контрольных) точках электрической сети, можно регистрировать графики U(t) в этих точках. Такой контроль должен производиться достаточно длительное время (несколько суток, неделя). На рисунке 2.2 представлен суточный график изменения напряжения на шинах цеховой ТП.

       dU_{у цп}  – отклонение напряжения в центре питания;

DU₁ – потеря напряжения в воздушной линии 110 кВ, питающей трансформатор ГПП;

dU_уо – отклонения напряжения на линии раздела балансовой принадлежности сетей энергоснабжающей организации и сетей потребителя электроэнергии;

dU_{у 1} – отклонение напряжения на шинах РУ 10 кВ ГПП;

DU₂ – потеря напряжения  в трансформаторах ГПП;

E₁ – добавка напряжения трансформатора ГПП;

DU₃ – потеря напряжения в кабельной линии, питающей трансформатор Т4 цеховой ТП;

dU_у2  –  отклонение напряжения на шинах РУ 380/220 В цеховой ТП;

DU₄  – потеря напряжения в цеховом трансформаторе;

E₂ – добавка напряжения цехового трансформатора;

dU_у3 – отклонение напряжения в сети  в точке присоединения наиболее удаленного электроприемника;

DU₅ – потеря напряжения в цеховой сети.

Для непрерывной записи графика можно использовать самопишущие вольтметры.

Объем такой информации, представленной в традиционном виде, очень велик, требует громоздкой обработки. Поэтому в современной методике контроля и анализа качества напряжения применяются методы «сжатия» информации с помощью интегральных вероятностных характеристик.

 Гистограмма является наиболее полной и экономичной формой представления информации об отклонениях напряжения. Гистограмма представляет собой зависимость вероятности попадания в заданные диапазоны (разряды гистограммы) от величины отклонения напряжения. Гистограмма может быть представлена в табличной (таблица 2.1) или графической форме (рисунок 2.3). Весь возможный диапазон отклонения напряжения разбивается на разряды одинаковой ширины. Каждому разряду присваивается название – значение середины разряда dU_уi и ставится в соответствие вероятность попадания в этот разряд (Р_i).

Таблица 2.1 – Табличная форма гистограммы

Построение гистограммы дает возможность получить наглядную картину режима напряжения сети, определить вероятность попадания отклонения напряжения в заданный диапазон и установить связь между величиной отклонения напряжения и его продолжительностью.

С помощью гистограмм определяются статистические характеристики:

- среднее отклонение напряжения от его номинального значения 

                                             (2.3)

где k – число разрядов гистограммы.

- дисперсия – величина, которая определяет степень разбросанности отклонения напряжения около среднего значения

   .                                       (2.4)

Эти характеристики играют существенную роль при количественной оценке режима напряжения.

Для обеспечения требуемого режима напряжения в промышленных электросетях наиболее широко применяют способ изменения коэффициента трансформации трансформаторов на ГПП и ТП.

На ГПП, как правило, устанавливаются трансформаторы, имеющие устройство РПН, которые являются средством централизованного регулирования напряжения.

На цеховых ТП устанавливают трансформаторы с переключателем без возбуждения (ПБВ). В трансформаторах с ПБВ коэффициент трансформации изменяют только при отключении от сети, несколько раз в году, в зависимости от сезонной нагрузки.

Выбранный коэффициент трансформации должен быть таким, чтобы при максимальной и минимальной нагрузках отклонения напряжения в сети не выходили за пределы, установленные ГОСТ  13109 – 97.

Устройство ПБВ позволяет изменить коэффициент трансформации в пределах  ± 2  2,5 %.

В таблице 2.2 даны номинальные напряжения регулировочных ответвлений трансформаторов, имеющих ПБВ.

Разность относительных отклонений номинальных значений напряжения  ответвлений на стороне НН и ВН называют добавкой напряжения Е, которая получается при выборе того или иного ответвления на стороне ВН трансформатора.

                                .                                                             (2.5)

Например, для трансформатора с номинальным коэффициентом трансформации К_т = 10/0,4 кВ при U_1н =10 кВ и при U_2н =380 В получим;

.                           (2.6)

          (2.7)

.

Таблица 2.2 – Номинальные напряжения трансформаторов, имеющих ПБВ

Выбор рабочего ответвления силового трансформатора цеховой ТП производят в следующей последовательности.

Определяют сопротивление обмоток трансформатора (определены в работе №1).

Для номинальной ступени регулирования определяют коэффициент трансформации   

                                                                                                 (2.8)

Затем рассчитывают приведенное напряжение на вторичной стороне трансформатора в режиме максимальных и минимальных нагрузок.

                                   .             (2.9)

                                                         (2.10)

где    U_1макс, U_1мин  – напряжение на первичной стороне трансформатора в режиме максимальных и минимальных нагрузок соответственно, кВ;

Р_макс, Q_макс, Р_мин, Q_мин  – максимальные и минимальные активные и реактивные нагрузки, кВт, квар.

Действительные напряжения на вторичной стороне трансформатора

                                      .                                                     (2.11)

                                      .                                              (2.12)

Затем рассчитывают отклонения от номинального напряжения сети и проверяют их на соответствие допустимым.

                                                                               (2.13)

                                                                             (2.14)

где U_нс = 380 В – номинальное напряжение цеховой сети.

Если отклонения напряжения не превышают допустимые, то регулировочное ответвление трансформатора выбрано правильно. Если же отклонения напряжения превосходят допустимые пределы, следует при других значениях  К_Т определить величины U_2макс, U_2мин, dU_2макс, dU_1мин.

При одном из значений К_Т, соответствующему определенной ступени регулирования, отклонения напряжения не превысят допустимые пределы.

2.3 Перечень оборудования 

Работа выполняется на стенде НЭТИ, описание которого приведено в разделе «Описании лабораторной установки».

2.4 Задание

В работе №1 были сняты графики Р=f(t), Q=f(t) и U=f(t) на суточном интервале времени. На графиках нагрузок принять время максимума с 8 до 12 часов утра, минимума с 2 до 5 часов ночи.

    Во время домашней подготовки к работе необходимо:

а)  определить по графикам величины максимальных и минимальных нагрузок: Р_макс, Q_макс, Р_мин, Q_мин;

б)  построить гистограммы отклонений напряжения для шин 10 кВ ГПП и 380 В цеховой ТП, вычислить их средние значения и дисперсии;

в) проанализировать полученные результаты, определить оптимальную ступень ПБВ трансформатора Т4, используя данные о максимуме и минимуме нагрузок. При этом возможность регулирования напряжения с помощью батарей конденсаторов в данной работе не учитывать.

2.5 Порядок проведения работы

а) Установить переключателем, расположенным на лицевой панели, необходимую ступень ПБВ(+2.5%)  трансформатора Т4. Так как регулирования при помощи ПБВ Т4 для уменьшения отклонения напряжения до допустимых пределов недостаточно, применяют также регулирование в течении суток при помощи РПН Т2 согласно таблице 2.3.

б) Запустить установку вновь и произвести регистрацию графиков U(t) на шинах 10 кВ ГПП и на шинах 380/220 В цеховой ТП на суточном цикле времени по щитовым приборам dU₂ , dU₃, I₁, I₃.

в) Обработать результаты измерений и оценить соответствие напряжения в моделируемой сети требованиям ГОСТа.     

      Таблица 2.3 – Регулирование напряжения при помощи РПН

2.6 Отчет по работе

Отчет по работе должен содержать:

2.6.1 Графики Р=f(t), Q=f(t) и U=f(t), снятые в работе №1.

2.6.2 Гистограмму отклонений напряжения с таблицей, расчетами и выводами.

2.6.3 Расчет отклонений напряжения на шинах 0,4 кВ, выбор отпайки ПБВ.

2.6.4 График U=f(t) после изменения коэффициента трансформации трансформатора Т4.

2.6.5 Диаграмму отклонений напряжения V (согласно рисунку 2.1) для максимальных и минимальных нагрузок.

2.6.6 Расчеты, гистограммы и диаграммы оформить с помощью компьютерной техники. 

2.7 Контрольные вопросы 

2.7.1 Как определить потери напряжения в электрической сети?

2.7.2 Что такое отклонение напряжения в электрической сети и как оно рассчитывается?

2.7.3 Какие отклонения напряжения допускаются в промышленных электросетях по ГОСТ 13109 – 97 и почему?

2.7.4 Отчего зависит величина отклонений напряжения?

2.7.5 Как зависит работа различных электроприемников от величины напряжения в сети?

2.7.6 Какие способы улучшения напряжения используются в промышленных электросетях и сетях энергосистем? С помощью каких технических средств эти способы реализуются?

2.7.7 Какие имеются оценки уровней напряжения и как они вычисляются?

    2.7.8 Для каких режимов нагрузки проводят оценку отклонений напряжений?

  2.7.9  Как выглядит расчетная диаграмма напряжения?

  2.7.10 Что такое гистограмма отклонений напряжения, как она строится и для чего она нужна?

3 Лабораторная работа № 3

Компенсация реактивных нагрузок в системах электроснабжения промышленных предприятий

3.1 Цель работы

Исследование основных принципов компенсации реактивных нагрузок в промышленных электрических сетях. С этой целью в работе предусмотрено: вычисление мощностей компенсирующих устройств (КУ); реализация  расчетного режима реактивной мощности на лабораторной модели путем автоматического регулирования по времени суток; составление диаграммы ЭВЧС на ТП4.

3.2  Перечень оборудования 

Работа выполняется на стенде НЭТИ, описание которого приведено в Ведении. 

3.3 Краткие теоретические сведения 

Обмен реактивной мощностью между системой электроснабжения предприятия и электроэнергетической системой (ЭЭС) регламентирован «Правилами электрической и тепловой энергией».

Экономически обоснованные входные реактивные мощности Q_Э1, Q_Э2 задаются предприятием дифференцированно, в зависимости от потребляемой мощности и электрической удаленности предприятия от источников энергии (электростанции). Числовые значения Q_Э1, Q_Э2 определяются в результате расчетов оптимальных режимов работы энергосистемы в периоды ее оптимальных (Q_Э1) и минимальных (Q_Э2) нагрузок.

В настоящей лабораторной работе исследуется узел нагрузки, схема замещения которого приведена на рисунке 3.1.

         Схема содержит только одну из секций ГПП (правую секцию), поскольку вторая условно считается абсолютно аналогичной. Граница балансовой принадлежности предусмотрена на уровне высоковольтных вводов трансформаторов ГПП.

В лабораторной модели источниками реактивной энергии являются: электроэнергетическая система  (Q_Э1, Q_Э2), синхронный электродвигатель (Q_Д), конденсаторные установки БК1, БК2 напряжением 10 кВ (Q_НБК) и БК3, БК4 напряжением 0,4 кВ (Q_НБК); потребителями – нагрузка на шинах 10,5 кВ (Q₁) и нагрузка ТП  (Q₂).

Наилучшим (оптимальным) режимом компенсации реактивных нагрузок будет режим, соответствующий минимальной величине годовых расчетных затрат и удовлетворяющий требованиям электроэнергетической системы. Для нахождения этого режима составляется функция расчетных затрат (целевая функция) и записываются ограничения. Оптимальными считаются такие мощности компенсирующих устройств, при которых целевая функция принимает минимальное значение в области допустимых решений. Область допустимых решений определяется ограничениями,  накладываемыми на мощности КУ. Расчет оптимальных мощностей КУ в описанной выше постановке задачи производится с помощью методов математического программирования.

В лабораторной установке моделируется не вся ПЭС, а только ГПП и одна из цеховых подстанций с питающей ее кабельной линией электропередачи. Нагрузка Q₁ представляет собой суммарную реактивную мощность, потребляемую остальными ТП, число и мощность которых не известны. В этих условиях задачу оптимизации размещения КУ можно решать без применения оптимизационных методов, разделив ее на два этапа.

Этап первый.

Рассматривается ТП (рисунок 3.2) и определяется реактивная мощность низковольтных батарей Q_НБК.

Для определения Q_НБК записывается функция годовых расчетных затрат

                 (3.1)

где    Е – коэффициент отчислений от капиталовложений (нормативные отчисления, отчисления на эксплуатацию и восстановление оборудования). Числовое значение Е следует принять равным 0,223 о.е.;

DК_Н – удельная стоимость конденсаторных установок низкого напряжения (6у.е./ квар);

С_о – удельная стоимость потерь активной мощности (задается в пределах от 40 до 70 у.е./кВт);

DР_н – удельные потери активной мощности в конденсаторных установках низкого напряжения принимаются равными 0,003 кВт/ квар;

R_ТЛ – приведенное к напряжению 10 кВ сопротивление трансформатора цеховой ТП и питающей его линии электропередачи: . Величина этого сопротивления определяется по данным, приведенным в работе №1;

U – среднее напряжение на шинах ГПП;

Q^m₂ – наибольшая реактивная мощность трансформатора Т4 в период максимальной активной мощности нагрузки энергосистемы (для упрощения работы считаем, что трансформатор Т3 отключен и в расчетах не учитывается), определяется по графику нагрузки Т4. Принимаем время максимума нагрузки с 8 до 12 часов утра.

Мощность конденсаторной батареи определяется из уравнения

                                                                                            (3.2)

расчетное выражение имеет вид

                                                (3.3)

Этап второй.

На этом этапе рассматривается задача нахождения оптимальных значений Q_ВБК и Q_Д (рисунок 3.3). Величина нескомпенсированной мощности, передаваемой через трансформатор Т4: .

Функции годовых расчетных затрат для этого этапа расчета имеет вид

                            (3.4)

где DК_В – удельная стоимость конденсаторных батарей высокого напряжения (5у.е./квар);

DР_КВ=0,002 кВт/квар – удельные потери в конденсаторных установках высокого напряжения;

К₁=0,011 кВт/квар, К₂=0,00019 кВт/квар² – коэффициенты, характеризующие потери активной мощности нагрузки ЭЭС.

Математический минимум (экстремум) функции затрат с учетом условия баланса может быть определен при помощи метода Лагранжа. Обозначая коэффициент Лагранжа через l, можно записать функцию Лагранжа следующим образом

                                    (3.5)

где Q^m₁ – реактивная мощность нагрузки на шинах 10 кВ ГПП в период максимальной активной мощности нагрузки ЭЭС.

Мощность Q_ВБК и Q_Д определяются решением системы уравнений

                         .                                         (3.6)

Решая данную систему уравнений, можно получить выражение для расчета Q_ВБК и Q_Д в общем виде

                                                               (3.7)            

.                                                                   (3.8)

Далее вычисляются установленные мощности конденсаторных батарей и наибольшая реактивная мощность СД. Отрицательные значения расчетных мощностей свидетельствует об отсутствии экономической целесообразности использования соответствующего источника реактивной мощности. Его значение принимается равным нулю. Величина Q_Д  не должна превышать допустимых значений по условиям нагрева статора и ротора СД с учетом  его загрузки по активной мощности. Проверка СД по условиям нагрева в лабораторной работе не предусмотрено.

Полное использование всех КУ  экономически обосновано в период максимальной нагрузки ЭЭС. При существенно изменяющемся графике  реактивной мощности нагрузки требуется регулирование КУ. В лабораторной установке предусмотрено ручное дискретное регулирование конденсаторных батарей. Графики регулирования КУ  строятся на основании оптимизационных расчетов с учетом требования ЭЭС (Q_Э1, Q_Э2). Регулирование КУ должно обеспечивать минимальные потери электроэнергии и  требуемый уровень качества напряжения.

Для отдельного узла нагрузки, который исследуется в данной работе, оптимизация не требуется. Графики регулирования КУ в этом случае могут быть построены без расчетов. Основой для их построения являются графики реактивной нагрузки  на шинах 10 кВ и 0,4 кВ. При построении графиков регулирования следует учесть:

1.                 В период максимальной активной мощности нагрузки ЭЭС потребление реактивной мощности из системы не должно превосходить величину Q_Э1.

2.                 В период минимальной нагрузки потребляемая реактивная мощность из системы должна быть не меньшей, чем Q_Э2.

        3.4 Задание и порядок проведения работы

По графикам нагрузок для трансформаторов Т2 и Т4, построенным в работе №1, производим следующие расчеты:

3.4.1 Определим коэффициент мощности (естественный cos j)

в часы максимальной нагрузки:

в часы минимальной нагрузки:

3.4.2 Экономически обоснованные реактивные мощности Q_Э1, Q_Э2 принимаем, исходя из оптимального режима работы энергосистемы в период ее максимальных и минимальных нагрузок:

где Р_макс. и Р_мин. – активная мощность нагрузки на шинах 10 кВ ГПП в период максимальных и минимальных нагрузок трансформатора Т2.

3.4.3 Определим мощности НБК в часы максимума и минимума нагрузки  и  по формуле (3.3). Полученные значения округляем до ближайшей возможной величины, указанной на мнемосхеме лабораторной установки (; )

3.4.4 Определим по формуле (3.7) оптимальное значение реактивной мощности синхронного двигателя

3.4.5 Определим по формуле (3.8) значение реактивной мощности ВБК  и . В этих расчетах величина нескомпенсированной мощности, передаваемая через трансформатор Т4:

Полученные значения округляем до ближайшей возможной величины, указанной на мнемосхеме лабораторной установки  (; ).

3.4.6 Проверим баланс реактивной мощности на шинах 10 кВ в часы максимума и минимума ЭЭС:

3.4.7 Построим график реактивной мощности Т2 и Т4 с учетом включения НБК и ВБК.

3.4.8 Определим коэффициент мощности после компенсации реактивной мощности в часы максимальной и минимальной нагрузки.

3.5 Отчет по работе

Отчет по работе должен содержать:

3.5.1 Графики нагрузок, снятые в работе №1 для трансформаторов Т2 и Т4.

3.5.2 Расчет и выбор НБК в часы максимальных и минимальных нагрузок.

3.5.3 Расчет и выбор ВБК в часы максимальных и минимальных нагрузок.

3.5.4 Расчет баланса реактивной мощности на шинах 10 кВ.

3.5.5 График реактивной мощности для  Т2  после компенсации.

3.5.6 Коэффициенты мощности после компенсации реактивной мощности.

3.5.7 Расчеты НБК, ВБК и баланса реактивной мощности, а также построение графика выполнить с использованием компьютерной техники.

3.6 Контрольные вопросы

3.6.1 Дать понятие реактивной мощности, пояснить ее физический смысл и особенности в сравнении с активной.

3.6.2 Чем определяются предельные значения реактивной мощности, которую может выдать в сеть синхронная машина?

3.6.3 Дать сравнительную характеристику источников реактивной мощности, используемых в СЭПП?

3.6.4 Каким образом реактивная мощность влияет на режим напряжения электрической сети?

3.6.5 Требования, предъявляемые ЭЭС к режиму реактивной мощности СЭПП?

3.6.6 Как оценивается экономический эффект внедрения расчетного оптимального режима компенсации нагрузок предприятия?

3.6.7 С какой целью выполняется регулирование мощностей компенсирующих устройств?

3.6.8 Перечислить и пояснить принцип построения графиков регулирования КУ?

3.6.9 Почему входные реактивные мощности задаются предприятием дифференцировано?

3.6.10 Что понимается под оптимизацией режима компенсации реактивных мощностей нагрузок?

4 Лабораторная работа № 4

Определение потерь мощности и электроэнергии

4.1 Целью работы

Изучение методики определения потерь мощности и электроэнергии, с использованием ЭВМ.

4.2 Краткие теоретические сведения 

Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный харак­тер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях будут меняться с изменениями нагрузки. В зависимости от наличия данных по проектируемому объекту потери мощности и электроэнергии можно рассчитывать по среднеквадратичному току I_ск, принимая время действительной работы линии T_действ, или по макси­мальному току I_макс при времени потерь t.

Потери активной мощности и электроэнергии в линиях

                             ;        .                                                  (4.1)

Потери реактивной мощности  и реактивной энергии в линиях

                             ;      .                                                  (4.2)

где R – активное сопротивление;  X – индуктивное или емкостное сопротивление воздушной или кабельной линии.

Если известны расход электроэнергии W, учтенный за опреде­ленное время (сутки, год), и максимальная нагрузка Р_макс, то можно найти время Т_макс, в течение которого данная линия, рабо­тая с максимальной нагрузкой, может передать эту энергию

                                                  .                                                                              (4.3)

Величина  называется временем использования максимума нагрузки.

Зная величины W и T_макс, можно определить максимальный ток за рассматриваемый промежуток времени (сутки, год)

                                        .                                  (4.4)

При расчете потерь мощности и электроэнергии по максималь­ному току следует учитывать время потерь t, которое зависит от времени использования максимума T_макс и коэффициента мощности cos j. Зная эти величины, время потерь находят по кривым зависи­мости t = f (Т_макс, cos j) (рисунок 4.1) или по формуле , а затем определяют активные и реактивные потери электроэнергии:

                                 .                               (4.5)

Зная потери электроэнергии, можно найти соответствующие потери мощности

                                 .                                                (4.6)

Рисунок 4.1 – Графики для определения времени потерь t

Потери активной мощности и электроэнергии в трансформаторах

                                                                                 (4.7)

где  R_т – активное сопротивление обмоток трансформатора, определяемое по величине потерь в меди DР_м, мощности трансформатора S_макс, номинальному напряжению U_ном.

Потери реактивной мощности и электроэнергии в трансформаторах

                                                                                         (4.8)

где Х_т – реактивное сопротивление обмоток трансформатора, определяемое напряжением короткого замыкания U_к и сопротив­лением R_т;

DQ_хх – потери х.х.

Задание 1

Определить потери активной и реактивной энергии за год в трехфазной воздушной линии напряжением U кВ, длиной l, км с сечением токопровода S мм², питающей промышленное предприятие с трехсменной работой. Годовой расход элек­троэнергии W_год, кВт×ч при максимальной нагрузке I_макс, А и коэф­фициенте мощности cos j. Зная потери электроэнергии, определить активные и реактивные потери мощности.

Таблица 4.1 – Исходные данные

Задание 2

Определить годовые потери электроэнергии в трансформаторе мощностью S_ном, кВА и напряжением 10/0,4 кВ. Максимальная нагрузка на трансформаторе S_макс, кВА при среднем коэффициенте мощности cos j и времени использования максимума Т_макс, ч.

Таблица 4.2 – Исходные данные

4.3 Контрольные вопросы 

4.3.1 Напишите формулы активных и реактивных потерь мощности в силовых трансформаторах.

4.3.2 Напишите формулы активных и реактивных потерь электроэнергии в силовых трансформаторах.

4.3.3 Как определить время максимальных потерь?

4.3.4 Что такое потери холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах?

4.5.5 Какими способами можно снизить потери мощности в силовых трансформаторах?

4.5.6 Как на годовом графике по продолжительности определить Т_макс?

4.5.7 Как определить величину Т_вкл (время включения трансформатора)?

4.5.8 Что такое коэффициент загрузки трансформаторов К_з и какие допустимые значения имеет этот коэффициент для различных категорий потребителей?

5 Лабораторная работа № 5

Технико-экономический расчет. Компенсация реактивной мощности. 

5.1 Цель работы

Изучение методики расчета компенсации реактивной мощности и выбора батарей конденсаторов, с использованием ЭВМ.

5.2 Краткие теоретические сведения

Правильный выбор средств компенсации для сетей промышленного напряжения до 1000 В и 6-10 кВ можно выполнить только при совместном решении всех задач проектирования.

На предприятиях основные потребители реактивной мощности присоединяются к сетям до 1000 В. Компенсация реактивной мощности этих потребителей может осуществляться с помощью СД или батарей конденсаторов (БК), присоединенных непосредственно к сетям до 1000 В; реактивная мощность может также передаваться в сеть до 1000 В со стороны 6-10 кВ от СД, БК, от местных генераторов или сети энергосистемы. Источники реактивной мощности на напряжение 6-10 кВ экономичнее источников на 1000 В, но передача их реактивной мощности в сеть до 1000 В может привести к увеличению числа трансформаторов и увеличению потерь электроэнергии в сети и трансформаторах. Поэтому следует выбирать оптимальный вариант компенсации реактивной мощности на стороне 1000 В.

Расчетные затраты на генерацию реактивной мощности

                                                                                                    (5.1)

где З₁ – удельные затраты на 1 Мвар генерируемой мощности;

З₂ – удельные затраты на 1 Мвар² генерируемой мощности;

Q – генерируемая реактивная мощность.

Для случая, когда на РП установлены СД, НБК суммарные затраты складываются

                                                                                                        (5.2)

где затраты для однотипных СД

;       ;                                                      (5.3)

Для батарей конденсаторов

;       З₂ = 0.                                                    (5.4)

Минимально возможное число трансформаторов N находится по формуле

                                               .                                                 (5.5)

где Р – суммарная потребляемая активная мощность в сетях до 1000 В с учетом коэффициента загрузки b и номинальной мощности одного трансформатора S_ном.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана от сети 6-10 кВ в сеть до 1000 В числом трансформаторов N

                                                .                                     (5.6)

Суммарная мощность БК на стороне 0,38 кВ

                                                .                                                              (5.7)

5.3 Задание

К шинам одной секции 10 кВ РП присоединены N двигателей СДН. Потребляемая мощность в сетях до 1000 В – активная Р МВт, реактивная Q Мвар. На предприятии установлены трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью S_ном кВА с коэффициентом загрузки b. Стоимость установки БК на  стороне 380 В К_уд, тыс. у.е./квар, удельная стоимость потерь электроэнергии С₀ у.е./кВт. Реактивная мощность, передаваемая энергосистемой Q_пр Мвар. Удельные потери в конденсаторах DР_БК=4,5 кВт/Мвар, Uбк*=1, U*=1.

Определить удельные затраты, оптимальное число устанавливаемых на предприятии трансформаторов и мощность БК на стороне 380 В с учетом передачи части реактивной мощности из сети 10 кВ в сеть 380 В.

Таблица 5.1

         5.4 Контрольные вопросы

5.4.1 Какими формулами можно доказать экономическую целесообразность компенсации реактивной мощности?

5.4.2 Основные потребители реактивной мощности и их характеристики.

5.4.3 Источники реактивной мощности и их характеристики.

5.4.4 Как определить затраты на компенсацию реактивной мощности синхронными двигателями.

5.4.5 Как определить затраты на компенсацию реактивной мощности батареями конденсаторов.

5.4.6 Чему равны удельные потери активной мощности на выработку реактивной мощности синхронных двигателе?

5.4.7 Чему равны удельные потери активной мощности на выработку реактивной мощности батареями конденсаторов?

5.4.8 Чему равны удельные потери активной мощности на выработку реактивной мощности синхронными компенсаторами?

5.4.9 Что такое баланс реактивной мощности и где применяется уравнение баланса реактивной мощности?

5.4.10 Достоинства и недостатки батарей конденсаторов и синхронных двигателей как источников реактивной мощности.

6 Лабораторная работа №6

Проектирование систем электроснабжения завода 

6.1 Цель работы

Изучить методику определения электрических нагрузок по цехам и предприятию в целом; выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. 

6.2 Краткие теоретические сведения 

Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия производим по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса, и определяем по формулам

                                              .                                           (6.1)

                                                                                  (6.2)

где К_со – коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;

      tgj_о – коэффициент реактивной мощности, определяется по известному cosj_о осветительной установки;

         Р_уст.о – установленная мощность приемников освещения по цеху, определяется по удельной осветительной нагрузке на 1м² поверхности пола и известной производственной площади

                                                                                              (6.3)

где F – площадь пола производственного помещения, м²;

      ρо – удельная расчетная мощность, кВт/м².

Расчет электрических нагрузок производим по методу «Упорядоченных диаграмм».

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого цеха по формуле

                                              .                                                                 (6.4)

Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого цеха по формуле

                                               .                                                  (6.5)

При m>3 и коэффициенте Ки>0,2 эффективное число электроприемников определяется по формуле

                                               .                                                              (6.6)

В тех случаях, когда найденное по этой формуле n_э оказывается большим, чем фактическое число электроприемников n, то следует принять n_э=n.

Максимальная активная получасовая нагрузка

                                                .                                                  (6.7)

Максимальная реактивная получасовая нагрузка, принимается равной:

                                                                              (6.8)

Максимальная полная нагрузка цеха, определяется по формуле

                                             .                                                 (6.9)

 Минимальное число трансформаторов, необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки, равно

                                                                                     (6.10)

где ΔN – добавка до ближайшего целого числа.

 Экономически оптимальное число трансформаторов

                                                                                            (6.11)

где m – дополнительное число трансформаторов, выбирается по справочнику.

 По выбранному числу трансформаторов определяем наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ

                                          .                                          (6.12)

         Расчетная реактивная мощность низковольтных батарей конденсаторов определяется по формуле                

                                         .                                                             (6.13)

Дополнительная мощность НБК по условию снижения потерь в сети

                                                               (6.14)  

где g – расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от коэффициентов К1 и К2, а также от схемы питания цеховой подстанции. 

Мощность одной батареи конденсаторов определяется по формуле

                                          .                                                           (6.15)

 6.3 Задания 

Вариант 1: «Электроснабжение завода среднего машиностроения»

Освещение цехов и территории определить по площади. 

Вариант 2: «Электроснабжение инструментального завода»

Освещение цехов и территории определить по площади. 

Вариант 3:  «Электроснабжение авторемонтного завода»

Освещение цехов и территории определить по площади.  

Вариант 4:  «Электроснабжение алюминиевого завода»

Освещение цехов и территории определить по площади. 

Вариант 5:  «Электроснабжение цементного завода»

Освещение цехов и  территории завода определить по площади. 

Вариант 6:  «Электроснабжение бумажной фабрики»

Освещение цехов и территории определить по площади. 

Вариант 7:  «Электроснабжение обогатительной фабрики»