Методические указания и задания для домашней контрольной работы по дисциплине «Электроснабжение предприятий и гражданских зданий» (стр. 7 из 20)

Падением напряжения называется геометрическая разность векторов напряжений переменного тока в начале U_ф1 и конце U_ф2 рассматриваемого участка электрической сети.

U_ф1 - U_ф2 = IZ = I(r +јx),

Где Z, r и x – соответственно полное, активное и реактивное сопротивления линии; I – ток линии.

U_ф1 = U_ф2 + (ΔU_ф +јδU_ф) = Ir cosφ_ф2 + Ix sinφ_ф2 +ј(Ix cosφ₂ – Ir sinφ₂)

При расчете сетей местного значения (городов, промышленных предприятий, местного назначения, напряжением до 35 кВ) обычно вводится упрощение, заключающееся в том, что напряжение в начале линии определяется не по величине его падения, а по величине потери (U_ф1 – U_ф2). Практически она может быть получена как разность показаний вольтметров, включенных в начале и в конце линии.

Для трехфазной линии переменного тока

ΔU =

или

ΔU% =

Для сети трехфазного переменного тока с несколькими распределенными нагрузками потеря напряжения определяется:

ΔU% =

или

ΔU% =

.

Когда индуктивное сопротивление проводников можно не учитывать, а также с учетом того, что r_o =1/γ F, где γ – удельная проводимость материала проводника, м/(Ом∙мм²); F- сечение, мм², формула примет вид:

ΔU% =

Обозначив величину

, зависящую только от материала провода и

напряжения сети, через С, получим:

ΔU% =

Произведение Р_рl называют моментом нагрузки по мощности и обозначают ∑М.

Тогда ΔU% =

.

Литература

[ 1 стр.78-81; 2 стр.97-118; 3 стр.170-188; 4 стр.80-86]

Вопросы для самоконтроля

1. Что такое отклонение напряжения?

2. В чем разница между падением и потерей напряжения в линии?

3. В чем заключается проверка электрической сети на потерю напряже- ния?

4. Постройте векторную диаграмму для определения потери напряжения.

Тема.2.8. Регулирование напряжения и компенсация реактивной мощности

Способы и средства регулирования напряжения в электрических сетях. Сущность коэффициента активной (cosφ) и реактивной (tgφ) мощности. Причины, вызывающие снижение коэффициента мощности. Пути повышения коэффициента мощности путем применения специальных компенсирующих устройств. Расчет мощности компенсирующих устройств. Размещение компенсирующих устройств. Автоматическое регулирование мощности компенсирующих батарей. Применение тиристорных регуляторов напряжения для компенсации реактивной мощности.

Методические указания

Под реактивной мощностью понимается электрическая нагрузка, создаваемая колебаниями энергии электромагнитного поля. В отличие от активной мощности реактивная, циркулируя между источниками и потребителями, не выполняет полезной работы. Принято считать, что реактивная мощность потребляется (Q_L), если нагрузка носит индуктивный характер (ток отстает по фазе от напряжения), и генерируется (Q_с) при емкостном характере нагрузки (ток опережаетпо фазе напряжение).

Реактивная мощность запасается в виде магнитного и электрического полей в элементах электрической сети, электроприемниках, обладающих индуктивностью и емкостью.

Основными электроприемниками реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели - на их долю приходится 60 ... 65 % потребляемой реактивной мощности, 20 ... 25 % приходятся на трансформаторы, 10 ... 15 % - на другие электроприемники (преобразователи, реакторы, газоразрядные источники света) и линии электропередачи.

Под компенсацией реактивной мощности понимается снижение реактивной мощности, циркулирующей между источниками тока и электроприемниками, а, следовательно, и снижение тока в генераторах и сетях.

Проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности дает значительный технико-экономический эффект, заключающийся в снижении потерь активной мощности:

(1.37)

потерь напряжения

(1.38)

в лучшем использовании основного оборудования, в увеличении пропускной способности элементов сети по активной мощности:

(1.39)

где Q_к - мощность компенсирующих устройств.

Во вновь проектируемых электрических сетях компенсация реактивной мощности позволяет снизить число и мощность силовых трансформаторов, сечения проводников линий и габариты аппаратов распределительных устройств.

Компенсировать реактивную мощность экономически целесообразно до определенных, нормативных значений, установленных для характерных узлов электрической сети.

До 1974г. основным нормативным показателем, характеризующим потребляемую реактивную мощность, был коэффициент мощности (cosj), определяющий, какую часть при неизменной полной мощности (S) составляет активная мощность (Р).

При снижении потребления реактивной мощности Q до значения (Q – Q_к) величина угла j₁ уменьшается до угла j₂ (рис. 1.4), что приводит к увеличению коэффициента мощности при постоянной величине передаваемой активной мощности до значения

Рис. 1.4. Диаграмма, иллюстрирующая работу компенсирующего устройства

На границе раздела потребителя и энергоснабжающей организации в зависимости от места присоединения потребителя в энергетической системе средневзвешенное значение коэффициента мощности должно было находиться в пределах 0,85 ... 0,95.

Позже, для оценки потребления реактивной мощности был введен коэффициент реактивной мощности:

(1.41)

где Q_э - оптимальная реактивная нагрузка предприятия в часы максимума активной нагрузки в энергосистеме; Р_з - заявленная предприятием активная мощность, участвующая в максимуме энергосистеме.

В дальнейшем с 1982г, с целью более эффективного управления режимами реактивной мощности, энергосистемой для предприятий устанавливаются экономически оптимальные значения реактивной мощности, которая может быть передана предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки энергосистемы, соответственно Q_э1 и Q_э2.

Для промышленных предприятий с присоединенной мощностью менее 750 кВ×А мощность компенсирующих устройств задается энергосистемой и является обязательной при выполнении проекта электроснабжения предприятия. Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается.

Существуют два пути снижения реактивных нагрузок: а) снижение реактивной мощности без применения средств компенсации, не требующее больших материальных затрат, которое должно проводиться в первую очередь; б) установка специальных компенсирующих устройств.

К естественной компенсации относится следующее: а) создание рациональной схемы электроснабжения за счет уменьшения количества ступеней трансформации; б) выравнивание графика нагрузки и улучшение энергетического режима работы оборудования; в) замена, перестановка или отключение трансформаторов, загруженных в среднем менее 30 % от их номинальной мощности; г) правильный выбор электродвигателей по мощности и типу; д) замена малозагруженных двигателей (менее 45 %) двигателями меньшей мощности; е) переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40 %; ж) улучшение качества ремонта электродвигателей; з) ограничение продолжительности холостых ходов двигателей и сварочных трансформаторов; и) замена асинхронных двигателей синхронными, где это возможно по технико-экономическим соображениям.

К специальным компенсирующим устройствам относятся: а) синхронные компенсаторы (СК); б) конденсаторные батареи (КБ); в) статические источники реактивной мощности (ИРМ).