4.Компенсация реактивной мощности в системе тягового электроснабжения.
Снижение реактивной мощности в сети называется компенсацией реактивной мощности.
Существуют два пути снижения реактивного тока в сети и генераторах:
· установка специальных компенсирующих устройств;
· снижение реактивной мощности самими приёмниками ЭЭ.
Проблема КРМ включает ряд технико-экономических задач:
· Разработка мероприятий снижения РМ;
· Выбор вида и типа компенсирующих устройств;
10.2 Экономия ЭЭ в системе тягового электроснабжения.
1 Малозатратные мероприятия по экономии энергоресурсов.
1.1.Нормализация схем питания контактной сети по условиям минимизации потерь электроэнергии.
Схемы контактной сети и их технико-экономическое сравнение.
Надёжность работы контактной сети (КС) зависит от схемы питания и секционирования. Это позволяет отключить при повреждении КС или её ремонте небольшой участок. Рельсовый путь не секционируется.
Секционирование осуществляется с помощью секционирующих устройств: изолирующие сопряжения анкерных участков (воздушные промежутки), секционные изоляторы, нейтральные вставки.
Схемы КС одно и двухпутных участков различают:
· двустороннее питание КС (схема параллельной работы смежных тяговых подстанций (ТП));
· Одностороннее питание КС (схема раздельной работы смежных тяговых подстанций);
20 февраля 2023
- Энергосбережение на трансформаторных подстанциях
- Анализ энергопотребления трансформаторных подстанций
- Способы снижения энергопотребления на трансформаторных подстанциях
- Оптимизация работы оборудования
- Таблица 2
- Ключевые слова
- Составление электрической схемы подстанции энергосистемы. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах при нормальном, аварийном, ремонтном режимах. Компенсация реактивной мощности. Экономичное использование электрической энергии в жилищах.
- Подобные документы
- Определение суточного графика электрической нагрузки здания по показаниям трехфазного счетчика электроэнергии. Мониторинг характеристик неравномерности электропотребления. Оценка потерь электроэнергии в трансформаторе и в питающей кабельной линии.
- Рекомендуемые материалы
Энергосбережение на трансформаторных подстанциях
Трансформаторные подстанции являются ключевым элементом энергетической инфраструктуры, обеспечивая передачу электроэнергии от высоковольтной линии к конечным потребителям. Такие подстанции потребляют огромное количество электроэнергии, и оптимизация их работы имеет принципиальное значение для повышения энергоэффективности и снижения эксплуатационных расходов. В этой статье мы рассмотрим, как можно сократить расход энергии и повысить эффективность работы оборудования на трансформаторных подстанциях.
Анализ энергопотребления трансформаторных подстанций
Для начала, необходимо проанализировать, какие процессы потребляют больше энергии на трансформаторных подстанциях. Основными источниками потерь энергии являются неэффективная работа трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов, а также потери в кабелях и прочих электрических устройствах.
Способы снижения энергопотребления на трансформаторных подстанциях
Существуют различные технические решения и инновационные технологии, которые позволяют сократить расход энергии на трансформаторных подстанциях. Одним из таких решений является использование энергоэффективных трансформаторов, которые имеют более высокую КПД и потребляют меньше электроэнергии. Также можно установить современные регулирующие устройства, которые позволяют эффективно контролировать потребление энергии на подстанции и оптимизировать работу оборудования. Кроме того, использование автоматических систем управления энергопотреблением также может привести к значительной экономии энергии.
Оптимизация работы оборудования
Важно понимать, что реализация энергосберегающих мер в трансформаторных подстанциях требует комплексного подхода и учета множества факторов. Но при правильном подходе к этому вопросу можно достичь значительной экономии энергии и повышения эффективности работы оборудования.
В итоге, сокращение расходов электроэнергии на трансформаторных подстанциях может быть достигнуто при комплексном подходе к этому вопросу и учета множества факторов, начиная от выбора высокоэффективных трансформаторов и заканчивая обучением персонала правильному использованию оборудования. Такой подход не только позволит снизить расходы на электроэнергию, но и улучшить работу трансформаторных подстанций и повысить их эффективность.
Таблица 2
При расчётах принята цена электроэнергии на тягу поездов 79,84 коп*кВт.ч
1.2.Уменьшение потерь электроэнергии от уравнительного тока при двусторонних схемах питания тяговой сети.
При использовании схем двустороннего питания МПЗ имеется некоторое неравенство напряжений по модулю и фазе на шинах смежных тяговых подстанций и возникает уравнительный ток. Уравнительный ток приводит к дополнительным потерям электроэнергии.
ŪА — ŪВ
Наличие уравнительного тока и его величина зависят от качества согласования уровней напряжения смежных подстанций.
При отсутствии тяговой нагрузки уравнительный ток зависит только от режима работы питающей энергосистемы (от тока транзита). При наличии тока тяги появляется дополнительная составляющая уравнительного тока, зависящая от величины тяговой нагрузки и точки её приложения. При этом величина уравнительного тока для ЛЭП 110 кВ может изменяться на величину до 50 А.
Для снижения потерь ЭЭ в контактной сети от уравнительного тока необходимо:
· согласовывать уровни напряжений смежных подстанций при двусторонних схемах питания тяговой сети. Для контроля качества согласования уровней напряжения смежных подстанций применяют приборы измерения величины уравнительного тока при отсутствии тяговой нагрузки. В качестве такого прибора на СКЖД используют датчики контроля уравнительного тока ДКУРТ-5, изготавливаемых РГУПСом.
· Переход на одностороннее питание контактной сети на всю МПЗ или до середины МПЗ
1.3.Применение одностороннего питания контактной сети в межподстанционных зонах со значительной величиной уравнительного тока.
Некоторые межподстанционные зоны характеризуются значительными величинами уравнительных токов и перетоков мощности по контактной сети при двусторонней схеме питания и соответственно увеличенными потерями мощности. Увеличенные уравнительные токи возникают при питании межподстанционной зоны тяговыми подстанциями от ЛЭП с разными напряжениями 110 и 220 кВ, при значительной разнице мощности короткого замыкания на первичных шинах подстанций, при значительной величине районных промышленных нагрузок третьих обмоток тяговых трансформаторов (более 50% потребляемой мощности). В таких МПЗ не удаётся согласовать уровни напряжений смежных подстанций.
На ряде таких межподстанционных зон, где имеются возможности по уровню напряжения, выполняются схемы одностороннего питания контактной сети на всю зону или до середины. Для повышения уровня напряжения целесообразно использование установок продольной емкостной компенсации (УПК). Годовой экономический эффект от уменьшения потерь электроэнергии составляет в год в среднем 450 – 550 тыс. кВт на одну межподстанционную зону.
1.4. Применение схем встречно-консольного питания с автоматикой перехода на двустороннее питание.
1.5. Снижение затрат энергии на тягу поездов и потерь электроэнергии, вызванных введением временных ограничений скорости движения по контактной сети и «окнами» для ремонтных работ на контактной сети.
1. Технико-экономический анализ.
В период предоставления «окон» для ремонтных работ на контактной сети может происходить сгущение поездов и их пакетное движение, которое увеличивает потери электроэнергии по сравнению со случайным или равномерным графиком движения поездов.
Снижение скорости движения поезда при выполнении заданных ограничений по вине дистанции электроснабжения и следующее затем ускорение приводят к дополнительным затратам ЭЭ на тягу поездов.
Снижение скорости движения поезда до 30% её среднего значения по участку длиной в 1 км может привести к повышению затрат энергии на 3-4% расходов на тягу на участке длиной 200-250 км.
Энергооптимальные расчёты точно оценивают энергетическая цену введённого ограничения. Выполняются два расчёта и по разности энергии определяется энергетическая цена ограничения. Это позволяет организовать систему работы с временными ограничениями скорости с учётом энергетических затрат на выполнение предупреждения.
2.Предложения по энергосбережению:
· Ликвидация в первую очередь самых затратных ограничений скорости движения по вине дистанции электроснабжения.
· Отнесение энергетических затрат ограничения скорости на район контактной сети, виновной в ограничении скорости движения;
· Организация системы стимулирования по уменьшению ограничений скорости движения, по уменьшению «окон» для ремонтных работ и их продолжительности.
1.6. Применение современных систем учёта электрической энергии на тягу поездов на тяговых подстанциях и электроподвижном составе и управление режимами работы системы тягового электроснабжения с целью минимизации её потерь.
1. Проблема условных потерь электроэнергии.
Учёт электроэнергии потребителями железной дороги не соответствует высокому качеству. Существует проблема «условных» потерь электроэнергии в тяговой сети. Расчётные потери в тяговой сети составляют 3-5%, «условные потери» – 10 -15%. Значительная величина «условных потерь» электроэнергии приводит к следующим проблемам:
· Снижается точность учёта электроэнергии на тягу поездов и расчёта удельных расходов энергии на измеритель перевозочной работы (т. км);
· Затруднён качественный анализ электропотребления и потерь электроэнергии в тяговой сети;
· Затруднено выяснение причин увеличения электропотребления;
· Невозможно проводить более активную политику в энергосбережении;
· Затруднёна организация работы по стимуляции работников дороги по экономии электрической энергии.
· Невозможность оценивания эффективности мероприятий энергосбережения в системе тягового электроснабжения, электроподвижном составе, при организации движения поездов.
Причиной значительной разница расчётных и условных потерь является следующие возможные факторы:
· неточность учёта электроэнергии в системе тягового электроснабжения;
· неточность учёта электроэнергии на ЭПС и электросекциях;
· неточность учёта нетяговых потребителей по системам электроснабжения ПР, ДПР и собственных нужд тяговых подстанций, питающих от шин 27,5 кВ тяговой подстанции;
· отсутствие учёта электроэнергии от 25 кВ на технологические нужды ЭПС при его ремонте;
· отсутствие учёта на собственные нужды ЭПС, тяговых подстанций;
· отсутствие или неточность учёта на отопление пассажирских вагонов при движении поезда и в отстое;
· неучтенное электропотребление электроэнергии на ЭПС и другими потребителями от системы тягового электроснабжения;
· отнесение расходов потребителей от ПР, ДПР и собственных нужд подстанций на тягу поездов по причинам отсутствия учёта и не уплаты за потреблённую энергию.
На ЭПС переменного тока используются счётчики ЭЭ, цепи напряжения которых получают питание от обмоток СН тяговых трансформатора ЭПС. При углах коммутации 40-450 , а также вследствие потери напряжения в реактансе рассеивания тягового трансформатора на обмотке СН напряжение на счётчике ЭЭ отличается от напряжения на токоприёмнике ЭПС на 10-12% по модулю и на 3-40 по аргументу. По этому погрешность учёта энергии на ЭПС только за счёт цепи напряжения счётчика составляет не менее 12-14%. Такой учёт следует считать качественной оценкой потребляемой ЭЭ и является основной причиной появления условных потерь в тяговой сети большой величины до 20% от израсходованной на тягу поездов.
Опытные поездки показали.
Расход электроэнергии на ЭПС по счетчику Альфа Плюс составил:
· в режиме потребления 28746 кВт*Ч
· в режиме генерации 3436 кВт*Ч
Расход электроэнергии по индукционному счетчику электровоза составил:
— в режиме потребления 30360 кВт*Ч
— в режиме генерации 3620 кВт*Ч
Разница показаний в сторону увеличения электропотребления индукционными счётчиками составила:
— в режиме потребления – 5,61%
— в режиме рекуперации – 5,36%
2.1. Организация АСКУЭ всех потребителей электроэнергии железных дорог и на её базе организация текущего контроля электропотребления на железной дороге.
2.2. Организация ежесуточного, месячного, квартального и годового анализа электроэнергии на тягу поездов и другим потребителям, выяснение причин повышенного электропотребления и разработка и оценивание мероприятий энергосбережения.
2.3.Организация системы стимулирования работников железных дорог по реализации мероприятий энергосбережения по предприятиям железной дороги.
2.4 Организация приобретения электроэнергии на оптовых рынках электрической энергии — региональном или федеральном.
2.5.Применение обоснованных тарифов на электроэнергию для различных категорий потребителей железной дороги.
1.7. Организация системы учёта потерь электроэнергии в тяговой сети по межподстанционным зонам дистанции электроснабжения и его текущий анализ (суточный, декадный, месячный, квартальный, годовой).
1. Анализ проблемы.
Потери в тяговой сети могут быть оценены следующими методами:
1.По разнице показаний счетчиков тяговых подстанций и электровозов в административных границах железных дорог и отделений дороги за расчетный период.
2. Программными методами косвенного расчета потерь электроэнергии на основе информации по токам фидеров тяговых подстанций, по схемам контактной сети, по параметрам грузового и пассажирского движения, по проценту порожних поездов, участковой и технической скорости, по продолжительности «горячего» простоя локомотивов, по количеству пробега локомотивом резервом и других данных, влияющих на потери электроэнергии.
3.Расчетным способом на компьютерных моделях NORD, FAZACOR, MATLAB и другие.
При наличии текущего учёта электроэнергии на тяговых подстанциях и ЭПС возможно наладить текущий учёт потерь электроэнергии в тяговой сети, условных потерь и их анализ. Количественная оценка потерь электроэнергии в системе тягового электроснабжения и их анализ позволит:
· выявлять причины увеличенных потерь электроэнергии и управлять снижением потерь;
· разрабатывать мероприятия снижения потерь электроэнергии.
· оценивать эффективность мероприятий снижения потерь электроэнергии;
· Существует проблема «условных» потерь. Расчётные потери в контактной сети составляют 3-5%, условные потери – 10 -15%.
2.1. Организация АСКУЭ всех потребителей электроэнергии железных дорог и на её базе организация текущего контроля потерь электроэнергии в тяговой сети.
2.2. Организация ежесуточного, месячного, квартального и годового анализа потерь электроэнергии, выяснение причин повышенных потерь электроэнергии по межподстанционным зонам и оценивание мероприятий энергосбережения.
2.3.Организация системы стимулирования работников железных дорог по реализации мероприятий энергосбережения по уменьшению потерь электроэнергии в тяговой сети.
В службе Т имеется суточное электропотребление по ЭПС и в службе Э по ТП и уже возможна организация анализа условных потерь.
1.8. Организация системы учёта потерь электроэнергии в тяговых трансформаторах тяговых подстанций дистанции электроснабжения и его текущий анализ (суточный, декадный, месячный, квартальный, годовой).
1. Расчёт потерь электроэнергии в трансформаторе.
Потери мощности в тяговых трансформаторах состоят из потерь в стали и потерь в меди (обмотках ): ∆Р = ∆Рст +∆Рм.
Потери в стали это потери холостого хода трансформатора, которые расходуются на намагничивание трансформатора. Потери в стали являются паспортной характеристикой трансформатора и имеют постоянное значение.
Потери меди (обмотках) трансформатора зависят от квадрата тока обмотки трансформатора и активного сопротивления обмотки
∆Рм = (I2обмI + I2обмII + I2обмIII ) Rобм
или от квадрата токов прямой и обратной последовательности обмоток
∆Рм = 3 (I2 1 + I2 ) Rобм,
где IобмI ,IобмII , IобмIII – токи обмоток тягового трансформатора; I2 1 , I2 — соответственно токи прямой и обратной последовательности; Rобм – активное сопротивление обмотки трансформатора.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:
∆W = 8760*∆Рт, кВт*ч;
её стоимость С = ∆W*q, рублей;
где q, руб/кВт*ч – стоимость электроэнергии на тягу поездов.
Потери электроэнергии в тяговом трансформаторе определяются следующими методами:
1. По средним токам плеч питания и обмоток трансформатора.
1.1.При однофазном учёте электроэнергии (раздельно по каждому плечу питания) средние токи плеч питания могут определяться по активной и реактивной электроэнергии плеч питания.
II, II = √ W2а + W2р / 27,5 *Т,
где Wа – активная электроэнергия плеча питания, кВт.ч; Wр – реактивная электроэнергия плеча питания тяги, кВАр.ч; 27,5 кВ – номинальное напряжение на шинах тяговой подстанции; Т – количество часов в сутках или году.
1.2. При трёхфазном учёте электроэнергии необходимо опытными измерениями или моделированием систем тягового электроснабжения и движения поездов определить коэффициент распределения электроэнергии по плечам питания тяги и соответственно разделить энергию тяги по плечам питания для определения среднего тока обмоток тягового трансформатора.
2. Программно-аппаратным методом с постоянным контролем тока плеча подстанции.
Реализация этого метода позволит наиболее точно оценить потери электроэнергии в тяговом трансформаторе для анализа и расчёта с энергоснабжающей организацией.
Необходимо также рассчитывать потери электроэнергии от токов нетранспортных районных потребителей при питании от третьей обмотки тягового трансформатора.
Наиболее полное решение проблемы учёта потерь электроэнергии в тяговом трансформаторе это организация учёта потребления электроэнергии всеми потребителями на стороне первичного напряжения 110(220) кВ. Очевидно, что это должно планироваться на дороге.
2.1. Организация точного учёта потерь электроэнергии в тяговых трансформаторах подстанции с использованием программно-аппаратного контроля тока на плечах питания тяги и токов третьей обмотки.
2.2. Организация анализа потерь электроэнергии в тяговом трансформаторе.
2.3.Организация учёта потребления электроэнергии всеми потребителями тяговой подстанции на стороне первичного напряжения 110(220) кВ.
1.9. Нормализация режима работы тяговых трансформаторов на тяговых подстанциях по условиям потерь электроэнергии.
1. Теория режима работы двух трансформаторов по минимуму потерь электроэнергии.
При наличии на подстанции двух трансформаторов должна определяться граничная нагрузка Sгр<Sн подстанции, при которой экономически целесообразна работа одного трансформатора. При малой нагрузке потери в стали становятся доминирующими и для уменьшения общих потерь целесообразно отключить один трансформатор.
Граничная мощность Sгр или граничный коэффициент загрузки
βгр = Sгр/ Sн определяется из условия равенства потерь мощности для одного и двух трансформаторов
Sгр 2 Sгр 2
ΔPC + ΔPМH = 2ΔPC + 0,5ΔPМH ,
2 ΔPC Отсюда β=Sгр/Sн = = 0,6 ¸ 0,8
Если Вам понравилась эта лекция, то понравится и эта — 3.9 Определение перемещений в статически неопределимых системах.
Гарантированной границей работы одного трансформатора по критерию минимума потерь являются 60% мощности Sн трансформатора. Следовательно, при нагрузке трансформатора более 60 % по критерию минимума потерь электроэнергии необходимо включать два трансформатора на параллельную работу.
Граница работы одного тягового трансформатора подстанций железной дороги по критерию потерь электроэнергии должна уточнятся по конкретным параметрам трансформатора.
Это направление энергосбережения отсутствует в хозяйстве электроснабжения ВСЖД. Кроме того не учитывается проблема усиленного старения изоляции при значительных перегрузках.
2.1. Организация параллельной работы тяговых трансформаторов по критерию минимума потерь электроэнергии.
1.10.Автоматизация подогрева электрооборудования подстанции и электрического отопления здания подстанции.
Ключевые слова
энергоэффективность,
энергосбережение,
электрическая сеть,
постоянный ток,
фаза и нагрузка сетей.,
фаза и нагрузка сетей
электрическая сеть, постоянный ток, энергосбережение, энергоэффективность, фаза и нагрузка сетей.
Составление электрической схемы подстанции энергосистемы. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах при нормальном, аварийном, ремонтном режимах. Компенсация реактивной мощности. Экономичное использование электрической энергии в жилищах.
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Тема: «Оценка потенциала энергосбережения на подстанции энергосистемы».
Энергоснабжение — реализация организационных, правовых, технических, технологических, экономических и иных мер , направленных на уменьшение объёма используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования (в том числе объёма произведённой продукции, выполненных работ, оказанных услуг).
Неотъемлемая часть данной дисциплины — это повышение энергетической эффективности, которая основывается на следующих принципах:
1) эффективное и рациональное использование энергетических ресурсов;
2) поддержка и стимулирование энергосбережения и повышения энергетической эффективности;
3) системность и комплексность проведения мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности;
4) планирование энергосбережения и повышения энергетической эффективности;
1. Составление принципиальной электрической схемы ПС энергосистемы. Выбор главных трансформаторов (трансформатора) подстанции с учётом допустимых аварийных (систематических) перегрузок.
Полную максимальную мощность, протекающую через трансформатор, найдём по табл.1 :
Smax = Sзим =75,6 МВА
Табл.2 Каталожные данные трансформатора ТРДН-63000/220 (ТРДЦН)
Коэффициент начальной нагрузки:
Коэффициент длительных аварийных перегрузок:
2. Определение суточных и годовых объёмов отпуска ЭЭ с главных шин распределительных устройств низкого напряжения подстанции без учёта потерь энергии в линиях электропередач, подключённых к ПС
электрический энергия подстанция потеря компенсация
3. Определение абсолютных и относительных потерь ЭЭ в главных трансформаторах подстанции для характерных зимних и летних суток при нормальных эксплуатационных режимах, а также режимах ремонтных (послеаварийных), имеющих место при отключении одного из трансформаторов на подстанции
Примечание. Повторяющиеся и аналогичные расчёты будут записываться кратко либо записываться в соответствующие таблицы.
3.1 Нормальная (параллельная) работа
Нормальная работа характеризуется одновременной работой трансформаторов, то есть каждый из них загружен на 50% .
Абсолютные суточные и годовые потери в трансформаторах:
Относительные суточные и годовые потери в трансформаторах:
3.2 Послеаварийный режим.(ПАР)
Данный режим наступает после внепланового выхода из работы одного из трансформаторов. Рассмотрим зимний период.
Абсолютные суточные потери в трансформаторе:
Относительные суточные потери в трансформаторе:
Относительное изменение суточных потерь в трансформаторе:
— знак (+) говорит о том, что потери в трансформаторах увеличились, знак (-) — уменьшились.
3.3 Ремонтный режим
Данный режим наступает в ходе планового выключения одного из трансформаторов. Рассмотрим летний период.
Абсолютные потери в трансформаторе:
Относительные потери в трансформаторе:
Изменение относительных потерь в трансформаторе:
Как видно, при отключении одного трансформатора летом, суточные потери в другом трансформаторе не изменяются, а в данном случае вообще уменьшаются. Тогда можно говорить о том, что в летний период может работать один трансформатор. Но чтобы говорить о полной замене двух трансформаторов одним, нужно посмотреть, как в целом изменяются суточные потери при разной загруженности трансформаторов.
4. Оценка относительных изменений суточных потерь ЭЭ в трансформаторах ПС
4.1 Параллельная или раздельная работа на РУ низкого напряжения в разных вариантах распределения нагрузки между секциями РУ. (40%/60%, 30%/70%, 20%/80%, 10%/90%, 0%/100%)
Один трансформатор загружен на 40%, второй — на 60%
Последующие расчёты сводим в таблицу 4.1
Табл. 4.1 Относительное изменение суточных потери при разной загруженности трансформаторов.
Можно сделать следующий вывод, что наиболее оптимальный вариант- это параллельная работа. Так же в некоторых случаях можно использовать один трансформатор. Естественно, замена двух трансформаторов одним, экономически выгодно, но если он выйдет из строя, то потребитель останется без питания и достаточно долгое время, так как ремонт или замена трансформатора занимает не один день. В нашем случае есть потребители первой категории, для которых сбой в системе неприемлем. Поэтому в данном случае один трансформатор ставить нельзя.
4.2 Ремонт трансформаторов или других последовательно соединённых с ними элементов схемы ПС в разные календарные сроки (время года, продолжительность ремонта)
Летом ремонт длится 5 дней ,зимой — 2 дня. Рабочий день с 8.00 — 20.00
Относительная величина дает нам оценку потерь только за одни сутки ремонта, и чтобы определить, как влияет ремонт на потери в целом, нужно определить годовые потери.
соответственно относительное изменение потерь буде равно
тогда относительное изменение потерь в этом случае
Если ремонт велся и зимой и летом:
Табл.4.2 Относительное изменение потерь в разные календарные сроки.
Из этой таблицы можно выделить следующее: За все дни, в которые ведётся ремонт, потери возрастают, но на годовые потери они мало влияют.
4.3 Полная и частичная компенсация реактивной мощности.
Табл.4.3 Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 50%
Табл. 4.4 Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 75%
100% компенсации (Q=0, S=P)
Табл. 4.5 Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 100%
Абсолютные потери и изменение относительных потерь внесём в таблицу 4.6
Табл.4.6.Изменение относительных потерь при полной или частичной компенсации
Можно сделать вывод, что при компенсации реактивной мощности потери в трансформаторах уменьшаются. Так же заметно, что полная компенсация не намного уменьшает потери по сравнению с компенсацией в 75%. И поэтому для сохранения денежных средств, можно ограничиться компенсацией в 75%
5. Выбор кабелей, подключаемых к РУ низкого напряжения ПС для питания распределительных пунктов (РП), по условиям их работы в основных эксплуатационных режимах. Определение относительных суточных потерь ЭЭ в этих линиях в условиях нормальных и послеаварийных режимов для характерных зимних и летних суток
Табл.5.1. Максимальные зимние и летние нагрузки РП сети.
Выбираем 2 кабеля.
Сечение жилы кабеля: .
Чтобы кабель прошёл должно выполняться условие :, где — допустимый ток с учётом поправочных коэффициентов.
Определение относительных потерь ЭЭ в линиях в нормальных и послеаварийных режимах.
Нормальный режим (N=2)
Остальные расчёты заносим в табл. 5.2
Аварийный режим (ПАР).(N=1)
Все расчёты аналогичны предыдущим, поэтому сразу заносим данные в табл.5.2
Табл.5.2. Относительные потери в линиях при нормальных и аварийных режимах.
6. Оценка относительного изменения суточных потерь ЭЭ в линиях
6.1 Использование кабелей разного сечения
Выберем два сечения , соседних с исходным:
F=120мм2, Iдоп=310A, r0=0,258Ом/км
F=185мм2, Iдоп=400А, r0=0,167 Ом/км
Примечание: По аналогичным формулам пункта 5 рассчитаем относительные потери нормального режима в линиях для данных сечений кабелей. Сведём всё в табл.6,1
Табл. 6,1. Относительное изменение относительных потерь при использовании разных сечений кабеля одной марки
Из всего этого можно сделать вывод, что при использовании кабеля большего диаметра можно уменьшить потери примерно на 20%, но с другой стороны такой кабель намного дороже, а это немало важный фактор при выборе любого оборудования.
6.2 Использование кабелей разных марок
Изменение относительных потерь занесём в табл. 6.2
Табл.6.2 Изменение относительных потерь в кабелях при использовании другой марки кабеля
Из таблицы заметно, что при использовании кабеля из пластмассовой изоляции с
тем же самым сечением потери в линиях увеличились на 30%. То есть кабель с бумажной изоляции в данном случае наиболее оптимален.
6.3 Отклонение напряжения электропередачи в диапазонах
U1=0,9Uном, U2=0,95Uном, U3=1,05Uном, U4=1,1Uном.
Следующие параметры находятся по уже известным формулам, поэтому сразу заносим их в табл. 6.3. В неё же заносим параметры, рассчитанные при других отклонениях номинального режима.
Табл. 6.3 Изменение относительных потерь в кабелях при разных отклонениях Uном.
Из таблицы видно, что падение напряжения увеличивает потери в трансформаторах, поэтому стараются поддерживать его постоянным. Именно поэтому были выбраны трансформаторы с РНП (регулированием нагрузки под напряжением)
6.4 Разное размещение компенсирующих устройств
· на шинах ПС или на шинах питаемых от них РП;
· при полной или частичной компенсации реактивной мощности на шинах РП
(0,3QРП, 0.6QРП, 0,9QРП )
Для наглядности и простоты возьмём 100% компенсации. Если мы поставим БСК на шинах ПС, то компенсируется реактивная мощность в цепях трансформаторов, в высоковольтных линиях, а по кабелям будет протекать 100% реактивной мощности , то есть полная мощность SРП.
Если мы поставим БСК на шинах РП, то реактивная мощность будет компенсироваться непосредственно и в кабелях, то есть по ним будет протекать только РРП.
Можно предположить, что при установке БСК на шинах ПС потери в кабелях уменьшатся, по сравнению с установкой на шинах ПС. Для проверки рассчитаем изменение относительных потерь для обоих случаев и занесём данные в таблицу 6.4
Табл.6.4 Изменение относительных потерь в кабелях при разном размещении компенсирующих устройств.
Как и предполагалось, установка БСК на шинах РП приводит к уменьшению потерь в кабелях
Табл.6,5 Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 30%
Табл. 6.6Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 60%
Табл. 6.7 Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 90%
Изменение относительных потерь внесём в таблицу 6.8
Табл.6.8.Изменение относительных потерь при полной или частичной компенсации реактивной мощности в кабелях.
Потери в линиях аналогичны потерям в трансформаторах. При большей компенсации реактивной мощности потери уменьшаются.
7. Еженедельные изменения электропотребления в жилище студента. План мероприятий, направленных на энергосбережение в быту. Оценка их натуральной и стоимостной эффективности
Табл. 7.1 Учет ЭЭ за два месяца
Если проследить за показаниями, то можно сделать следующие выводы. Много электроэнергии потребляют пылесос, стиральная машина и микроволновая печь. Если в доме индивидуальное отопление, то регулируя температуру помещения, мы регулируем потребляемую мощность. Ближе к маю, когда на улице потеплеет, отопление совсем можно отключить: потребление энергии снижается, о чем говорит уменьшение чисел в конце таблицы.
Если говорить о затратах ЭЭ и способах ее уменьшения, то могу предложить некоторые варианты, которых я придерживаюсь сама. В отличие от частных домов, в многоэтажных домах можно выключать отопление, если уезжаешь на выходные, так как квартира не промёрзнет полностью, потому что будет поступать тепло от соседей сверху, снизу, сбоку.
Не стоит включать разом стиральную машину, микроволновку или пылесос — может выйти из строя автомат.
Естественно, если есть возможность не использовать электронные вещи, то я так и делаю ( читаю обычные книги, а не электронные). Протираю лампочки, мою окна. Так же есть вариант замены обычных лампочек, энергосберегающими, светодиодными. Но я не использую энергосберегающие лампы, потому что сложна их утилизация.
И таких мелочей много, по порой это даёт возможность неплохо сэкономить.
Так же вывод о зависимости показаний счетчика от времени года можно сделать и по квитанциям, которые мы оплачиваем каждый месяц.
Табл. 7.2 Расход ЭЭ за февраль, март, апрель.
В зимние месяцы мы тратим больше ЭЭ, из-за холодов, из-за короткого светового дня. И по таблице видо, что с наступлением тепла и с увеличением светового дня, потребление уменьшилось в среднем на 21кВт ч. Но это совсем не значит, что в летний пероид потребление ЭЭ дойдёт до минимума. Если лето очень жаркое, то во всех домах начинают работать вентиляторы, кондиционеры, что сопровождается увеличением потребления ЭЭ.
В данной работе была составлена схема подстанции, выбраны силовые трансформаторы, кабельные линии, питающие РП. Были рассмотрены потери электрической энергии в трансформаторах при нормальном, аварийном, ремонтном режимах. Получены данные о зависимости потерь от разной загруженности каждого из трансформаторов. Так же получены данные о зависимости потерь в кабельных линиях от использования кабелей разного сечения, разных марок, от отклонения номинального напряжения.
Немало внимания было уделено компенсации реактивной мощности в трансформаторных линиях, в кабельных линиях. Получены данные об изменении потерь при различной компенсации реактивной мощности, различном размещении компенсирующих устройств. Был рассмотрен вопрос об экономичном использовании электрической энергии в жилищах.
В данной работе можно было использовать компенсирующие устройства (поставить БСК), но это было бы экономически невыгодно, так как выбранные трансформаторы могут работать на рассчитанную мощность и без компенсации.
Уменьшение любых потерь, бесспорно, приводит к дополнительным денежным затратам. Всегда будет становиться вопрос: «А будет ли это выгодно? А сможет ли это окупиться?» Нахождение баланса между затратами и выгодой — и есть задачи энергосбережения.
Список используемой литературы
1. «Справочник по проектированию электроэнергетических сетей» под редакцией Д. Л. Файбисовича. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.:НЦ ЭНАС,
2009 г. -392с. ил.
2. Правила устройства электроустановок ПУЭ. — 7-е изд. — М: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003 г.
3. Федеральный закон «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ.
4. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. М.: Энергоатомиздат. 1989.
5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. — Москва: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с. ил.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Определение суточного графика электрической нагрузки здания по показаниям трехфазного счетчика электроэнергии. Мониторинг характеристик неравномерности электропотребления. Оценка потерь электроэнергии в трансформаторе и в питающей кабельной линии.
Оценка энергоэффективности работы трансформаторной подстанции
электрический трансформатор кабель
По показаниям трехфазного счетчика электроэнергии (табл. 1), установленного на вводе многоквартирного дома, построить суточный график электрической нагрузки здания. Определить характеристики неравномерности электропотребления. Пересчетный коэффициент счетчика равен 60 (включение через трансформаторы тока с коэффициентом трансформации 200/5). Определить потери электроэнергии в трансформаторе ТМ-630/6, в питающей кабельной линии АВВГ-4×95, L=80 м.
Таблица 1 -Показания счетчика электроэнергии
1. Построение суточного графика нагрузки и определение его характеристик
Суточный график нагрузки многоквартирного дома по данным замеров (табл. 1) представлен на рис. 1 шестью 4-часовыми интервалами осреднения. Средняя мощность на каждом j-м интервале с учетом коэффициента пересчета определяется по формуле:
Рисунок 1 — Суточный график нагрузки многоквартирного дома
Электроэнергия, потребленная домом за сутки, определяется разностью первого и последнего показаний счетчика ЭЭ с учетом пересчетного коэффициента (коэффициента трансформации)
или непосредственным суммированием мощностей по графику электрической нагрузки
Вывод: полученные показатели отражают значительную неравномерность и малую плотность электропотребления в многоквартирном доме в течение суток.
2. Потери энергии в трансформаторе
Потери активной энергии в трансформаторе определяются по формуле (4)
ДWтр = ДРхТп + к2зтДРкзфн , (11)
где ДРх, ДРкз — потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, Вт;
Тп — годовое время включения трансформатора, ч;
кзт — коэффициент загрузки трансформатора;
фн — время наибольших потерь.
Исходные данные для трансформатора ТМ-630/6:
Sном.тр. =630 кВ*А; соs?=0,9; ДРх = 1,56 кВт; ДРкз = 7,6 кВт; Uк = 5,5%; Iх. = 2%.
Среднеквадратичная мощность нагрузки:
Потери активной энергии в трансформаторе:
ДWтр = ДРхТп + к2зтДРкзфн = 1,56•8760 + 0,252•7,6•3175 = 15174 кВт •ч. (15)
3. Потери электроэнергии в кабельной линии 0,4 кВ
Потери электроэнергии в линиях определяются по формуле (35)
?Эл=3I2срRэфн , (16)
где Iср — средний ток сети, А;
Rэ — эквивалентное сопротивление кабельной линии, Ом;
фн — время наибольших потерь, час.
где Sср.кв. — среднеквадратичная мощность сети, кВ•А;
Uн — номинальное напряжение кабельной линии, кВ;
сosц — средний коэффициент мощности.
Rэ = LR0 , (18)
где L — длина линии, м;
R0 — удельное сопротивление кабельной линии, Ом/км.
Тмах = Эгод/ Рмах , (19)
Где Тмах — время максимальных потерь, час;
Эгод — годовое потребление электроэнергии, кВт •ч
Рмах — наибольшее значение активной мощности суточного графика нагрузок, кВт.
фн = (0,124+Тмах*10-4)*8760 . (20)
Расчет потерь электроэнергии в питающей кабельной линии АВБбШв — 4Ч70
R0 = 0,320 Ом/км
L = 80 м
Находим общее сопротивление кабеля для заданной длины:
R = R0L = 0,320*0,08=0,0265 Ом. (21)
Расчетный ток в час максимума энергосистемы равен:
Iср = А . (22)
Принимаем Sср.кв. =157 кВ*А, исходя из суточного графика.
Потери электроэнергии в кабеле за год:
?Э = 3I2cрRфн = 3*(238,54)2*0,0256*3175*10-3=13892,3 кВт•ч; (23)
4. Замена трансформатора ТМ-630/6 на трансформатор меньшей мощности
Произведем расчет и экономическое обоснование замены трансформатора ТМ — 630/10, установленного на подстанции ТП — 1, на трансформатор меньшей мощности ТМ — 160/10.
Проведя анализ графика электрических нагрузок определили, что среднеквадратичная мощность трансформатора ТМ 630/10/0,4 на ТП — 1 составляет 157 кВ•А. Следовательно, коэффициент загрузки трансформатора:
Из этого видно, что трансформатор фактически недогружен, что приводит к большим потерям холостого хода.
Потери электрической энергии в трансформаторе 630 кВ•А составляют:
ДWтр1 = 15174 кВтЧч/год,
что в денежном эквиваленте при стоимости 1 кВт ч электроэнергии 1,8 руб. составит:
Необходимо определить стоимость монтажных работ по замене трансформатора. Условно примем, что она составляет в среднем 30% от стоимости трансформатора. Стоимость трансформатора ТМ-160/6 составляет 114,45 тыс. руб. Следовательно затраты на монтаж составят:
З1 = 0,3*114,45=34,33 тыс. руб. — затраты на сооружение;
З2 = 114,45 тыс. руб. — стоимость трансформатора;
Ликвидационная стоимость заменяемого трансформатора (стоимость продажи тр-ра б/у с учетом износа) составляет 30% от стоимости нового трансформатора этой же мощности.
К=0,3*289,38=86,81 тыс. руб. — ликвидационная стоимость заменяемого тр-ра.
Время окупаемости с ликвидационной стоимостью заменяемого трансформатора:
Вывод. Время окупаемости 13,4 лет не приемлемо для реализации мероприятия.
5. Замена существующей кабельной линии на кабельную линию большего сечения
Производим замену кабеля АВВГ — 4Ч95 на кабель большего сечения АВВГ — 4Ч120.
R0 = 0,265 Ом/км
R = R0L = 0,3265*0,08=0,02048Ом. (30)
?Э = 3I2cрRфн = 3*(238,54)2*0,02048*3175*10-3=11099,9 кВт•ч; (31)
Вывод. Время окупаемости 8,5 лет не приемлемо для реализации мероприятия.
Таблица 1 — Параметры трансформаторов напряжением ВН 6-10 кВ
Таблица 2 — Активное сопротивление кабелей 0,4 кВ
Таблица 3 — Стоимость трансформаторов типа ТМ
Таблица 4 — Стоимость кабелей АвБбШв
Рекомендуемые материалы
Схемы двустороннего питания КС двухпутного участка различают:
· Раздельная схема КС первого и второго пути;
· Узловая схема КС: по середине МПЗ включён пост секционирования (ПСК) для электрического соединения КС обеих путей, разделения на секции и защиты КС;
· Параллельная схема питания КС: кроме ПСК между ПС и ТП включён пост параллельного соединения (ППС), который электрически соединяет КС обеих путей.
Схемы питания КС оцениваются по технико-экономическим показателям: потери мощности, потери напряжения, нагрев проводов КС, эффективность рекуперации, длина участка, отключаемая при КЗ.
Раздельная работа смежных ТП называется односторонним питанием КС. КС в середине участка между ТП делится на две секции нейтральной вставкой (НВ). При этом каждая секция питается от одной ТП через питающий провод (ФКС).
Параллельная работа ТП по КС называется схемой двустороннего питания КС. Поезда в МПЗ получают питание одновременно от двух поездов смежных подстанций.
Часть схемы КС, которая получает питание от одной ТП называется фидерной зоной (ФЗ), от двух ТП и межподстанционной зоной (МПЗ). Часть схемы, которая присоединена непосредственно к определённой подстанции называется подстанционной зоной.
Одностороннее питание по сравнению с двусторонним имеет следующие недостатки:
1. Неравномерная по времени загрузка ТП и КС;
2. Большая величина токов в КС увеличивает потери мощности и напряжения, снижает напряжение на токоприёмнике ЭПС;
3. Меньшая надёжность электроснабжения при повреждении ТП.
4. В месте секционирования КС возникает разница напряжений и поэтому требуется выполнять секционирование с НВ, что усложняет КС и работу машиниста ЭПС;
1. При одностороннем питании ФЗ меньше и при КЗ отключается меньшая часть участка;
2. При одностороннем питании отсутствуют уравнительные токи.
При двустороннем питании ток к ЭПС поступает с двух сторон в течение всего времени движения. ТП загружается по времени более равномерно с меньшей величиной тока. Потери энергии и напряжения в КС, нагрев проводов КС и тягового трансформатора (ТТ) ТП меньше, чем при одностороннем питании.
При неодинаковых напряжениях на шинах смежных подстанций при двустороннем питании появляется УТ. Это увеличивает потери мощности. В некоторых случаях УТ уничтожает преимущества двустороннего питания. Значительный УТ может возникнуть на переменном токе при питании смежных ТП от различных энергосистем.
На дорогах России, как правило, применяют схему двустороннего питания. Одностороннее питание применяется в виде исключения.
На двухпутных участках, как правило, применяют узловую схему КС. Для МПЗ с большим электропотреблением и горным профилем применяют параллельную схему КС.
Поперечные соединения проводов КС смежных путей многопутных и двухпутных участков выравнивают нагрузки в КС путей, уменьшаются потери энергии и напряжения в сети. Такие соединения улучшают условия рекуперации энергии, облегчают передачу энергии от рекуперирующего ЭПС к тяговому.
Степень уменьшения потерь энергии и напряжения при поперечных соединениях зависит: от соотношения расходов энергии поездами по путям, степени использования пропускной способности, разнотипности поездов и характера изменения тока поезда, числа поперечных соединений и их расположения, соотношения сопротивлений проводов КС на обоих путях.
У мест расположения ТП КС секционируется и каждая примыкающая секция сети питается через свой фидер КС, который присоединяется к шинам ТП через выключатель. На переменном токе секционирование станции с ТП с одной стороны выполняется с помощью НВ. ТП располагаются на ЖД станциях. Для питания КС станций и локомотивного депо используют отдельные ФКС.
Изолирующее сопряжение для отделения станции и перегона располагают между входным сигналом и первой стрелкой станции со стороны перегона, чтобы при снятии напряжения со станции поезд мог быть остановлен у входного сигнала. НВ
ТП А ТП В
Рис.1. Одностороннее питание контактной сети (раздельная работа смежных ТП по КС).
ТП А ТП В
Рис 2. Двустороннее питание контактной сети (параллельная работа смежных ТП по КС),
ТПА ТПВ
Рис. 3. Раздельная схема КС двухпутного участка.
ТПА ПСК ТПВ
Рис.4 Узловая схема КС двухпутного участка.
ТПА ППС ПСК ППС ТПВ
Рис. 5. Параллельная схема КС двухпутного участка.
1.По условиям минимизации потерь электроэнергии целесообразно применять следующие схемы питания контактной сети:
· Двусторонние схемы контактной сети.
· Узловые и параллельные схемы контактной сети.
Нормальными проектными схемами контактной сети являются узловые схемы. Параллельные схемы эффективно использовать в межподстанционных зонах горного профиля с интенсивной рекуперацией, со значительной разницей электропотребления по чётным и нечётным путям. Сегодня главный ход ВСЖД характеризуется значительной разницей грузопотока по восток и запад и область эффективного использования параллельных схем может быть значительно увеличена. Требуется детальный анализ электропотребления и потерь электроэнергии в системе тягового электроснабжения
2.Для уменьшения величины уравнительного тока при двусторонней схеме контактной сети необходимо проведение работ по согласованию напряжений на шинах смежных подстанций и определение оптимальных положений РПН трансформаторов.
3.3. Энергодиспетчерский контроль за нормальными схемами контактной сети по условиям минимальных потерь электроэнергии в контактной сети.
3.4. Энергодиспетчерский контроль за положениями РПН трансформаторов по условиям минимальных потерь электроэнергии в контактной сети от уравнительных токов.
Технико-экономическая эффективность применения двусторонних узловых и параллельных схем питания контактной сети дистанции электроснабжения.
Годовая экономия электрической энергии от применения параллельных схем питания по сравнению с реальной.
· Размещение компенсирующих устройств в сети;
· Оптимизация режимов работы КУ;
· Разработка КУ с улучшенными техническими и экономическими показателями.
4.1.Параллельная компенсация реактивной мощности
Для компенсации РМ в СТЭ переменного тока применяют установки параллельной компенсации (поперечной) емкостной компенсации( КУ). Особенностью КУ ЭЖД переменного тока является их однофазное или двухфазное исполнение, наличие защитного реактора для ограничения резонансных явлений.
Установки параллельной компенсации РМ являются многофункциональными: компенсируют реактивную индуктивную мощность тяговой нагрузки, повышают напряжение в точке включения, симметрируют токи и напряжения в тяговом трансформаторе питающей сети, ослабляют уровень высших гармоник в СТЭ.
КУ могут располагаться на тяговых подстанциях в отстающей фазе, в тяговой сети на посту секционирования, на ЭПС. Мощность КУ на ЭПС используется не эффективно и поэтому в настоящее время не используется.
4.2. Схема замещения и векторная диаграмма тока и напряжения тяговой сети с КУ. 27,5 кВ
Ì = Ìн + Ìк Хс Rс U2
U1 КУ ЭПС
Рис. Схема замещения
где Хс, Rс – индуктивное и активное сопротивление до КУ, Iн – ток ЭПС, Iку – ток установки компенсации, U1 – напряжение у источника, U2 — напряжение на шинах ТП в месте включения КУ.
4.3.Векторные диаграммы. 4.1 Первый вариант векторной диаграммы
Iре φ1 Iри2 Iри1
Рис. Векторная диаграмма тока и напряжения на шинах тяговой подстанции при наличии КУ: Uтп — напряжение на шинах подстанции, Iа – активный ток, Iри1 и Iри2 – реактивный индуктивный ток до и после включения КУ, Iрэ – емкостной ток КУ, φ1 и φ2 – угловые сдвиги между током и напряжением до и после включения КУ.
Второй вариант векторной диаграммы.
IК ∆U1
Рис. Векторная диаграмма тока и напряжения на шинах тяговой подстанции и потерь напряжения при наличии КУ: IH , IН1 — полный ток без КУ и с КУ; IIH — активная составляющая тока; IIIН и IIIH1 – реактивная составляющая тока без КУ и с КУ; IК – ток КУ; U2 – напряжение на шинах подстанции; IIн R∑ , IIIн Х∑ — активные и реактивные составляющие потери напряжения от тока нагрузки;
IКХС — реактивная составляющая потери от емкостного тока КУ; ∆U и ∆U1 – потери напряжения без КУ и с КУ.
4.3 Третий вариант векторной диаграммы.
Iк U1Ф
Iа I1R I1х
Iр1 I1 IR
Iр I
Рис. Векторная диаграмма тока и напряжения на шинах тяговой подстанции и потерь напряжения при наличии КУ: Iк – емкостной ток компенсации, Iр, Iр1 – реактивный ток ЭПС до и после включения КУ, Iа – активный ток ЭПС ; Iх, I1х – реактивная составляющая потери напряжения до и после включения КУ; IR, I1R — активная составляющая потери напряжения до и после включения КУ; ∆U, ∆U1 – до и после включения КУ.
4.4. Эффективность КРМ
1Снижение активных потерь ЭЭ в сети:
При передачи РМ активные потери в сети, без КУ
DР1 = I2R = S2R/U2 = (P2 + Q2)* R/ U2;
DР2 = P2 + (Q — Qку) 2 * R / U2;
Уменьшение потери мощности при наличии КУ
Пример: КУ снизила реактивную нагрузку на 50% при j = 36,87гр. эл; cosj = 0,8; tgj =0,75
Относительное снижение потерь мощности при этом
то есть на 27% снизилась генераторная мощность для покрытия потерь энергии а также уменьшение расхода топлива для покрытия этих потерь.
При КРМ электрооборудование разгружается от реактивных токов и работает в более экономичном режиме, появляется возможность дополнительной загрузки активной мощности. Эффект в первом случае — снижение активных потерь, во втором случае — отказ от установки дополнительного оборудования.
Пример: Трансформатор , S = 1600 кВА, b = 1 (нагрузка 100%), P1 = 1000 кВт,
Q1 = 1250 кВАр, tgj = Q1 /P1 = 1250/1000 = 1,25, j = 51,34, cosj = 0,625.
Выполнены мероприятия по КРМ: Q2 = 500 кВАр, S2 = Ö10002 + 5002 =
1118 кВА, то есть b2 = 1118 / 1600 = 0,7 (70%).
При такой же реактивной нагрузке трансформатор может дополнительно нагружен на Рд = Ö16002 — 5002 — 1000 = 1676 — 1000 = 676 кВт. Если бы не было мероприятий по КРМ, то понадобился бы дополнительный трансформатор S = 630 кВА.
Трансформатор с такой нагрузкой работает в более экономичном режиме (активные и реактивные потери меньше).
Вместе с этой лекцией читают «21 Муфты для соединения валов».
4.5.Параллельная компенсация реактивной мощности в системе тягового электроснабжения переменного тока.
1. Установка параллельной компенсации и места их включения
Рис. Схемы включения КУ в СТЭ.
