МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

РЕФЕРАТ

ПО ДИСЦИПЛИНЕ<<ПЕРЕДАЧА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ>>

НА ТЕМУ<<КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ>>

Выполнил: студент IV курса

Заочного факультета, группы1А

Поляков А.В.

Проверил: Брятов А.С.

САМАРА 2004

Содержание:

1. Реактивная мощность………………………………………………стр. 2

2. Компенсация реактивной мощности……………………………...стр. 2

   1. Потребители реактивной мощности и меры по её уменьшению……………………………………………………...стр. 2

3. Средства компенсации реактивной мощности………………….стр. 4

   1. Конденсаторные батареи…………………………………….стр. 5

   2. Синхронные двигатели………………………………………стр. 7

   3. Синхронные компенсаторы…………………………………стр. 9

4. Выбор компенсирующих устройств……………………………..стр. 10

5. Размещение компенсирующих устройств в электрических сетях………………………………………………………………….стр. 17

6. Управление компенсирующими установками…………………стр. 21

7. Список используемой литературы………………………………стр. 25

1. Реактивная мощность

Реактивная мощность-мощность, которую источник переменного тока в течение одной четверти периода отдаёт во внешнюю цепь, обладающую реактивным сопротивлением, а в течение другой четверти периода получает её обратно. Характеризует энергию, не потребляемую во внешней цепи, а колеблющуюся между внешней цепью и источником, т.е. ёмкостную и индуктивную энергию, временно накапливаемую, а затем отдаваемую источнику.

Выражается произведением напряжения на зажимах данной цепи на реактивную составляющую тока в ней. Если реактивная составляющая тока больше активной составляющей, то и реактивная мощность будет больше фактически потребляемой в цепи мощности.

2.Компенсация реактивной мощности.

2.1 Потребители реактивной мощности и меры по её уменьшению

При подключении к электрической сети активно-индуктивной нагрузки ток отстаёт от напряжения на угол сдвига . Косинус этого угла (cos ) называется коэффициентом мощности.

Электроприёмники с такой нагрузкой потребляют как активную , так и реактивную мощность. Реактивная мощность.

Активная энергия, потребляемая электроприёмниками, преобразуется в другие виды энергии: механическую, тепловую, энергию сжатого воздуха и газа и т.п. Определённый процент активной энергии расходуется на потери. Реактивная мощность не связана с полезной работой ЭП и расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях, трансформаторах, линиях.

Из курса ТОЭ известно, что реактивная мощность может иметь индуктивный или ёмкостной характер. Условимся считать реактивную индуктивную мощность нагрузочной или потребляемой, а реактивную ёмкостную мощность генерируемой.

Прохождение в электрических сетях реактивных токов обусловливает добавочные потери активной мощности в линиях, трансформаторах, генераторах электростанций, дополнительные потери напряжения, требуют увеличения номинальной мощности или числа трансформаторов, снижает пропускную способность всей СЭС.

Полная мощность

; (1)

потери активной мощности

; (2)

коэффициент мощности

; (3)

потери напряжения

, (4)

где P, Q, S -соответственно активная, реактивная и полная мощности; R и X –соответственно активное и реактивное сопротивления элементов электрической сети; -номинальное напряжение сети.

Основным потребителем реактивной мощности индуктивного характера на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели АД (60-65 % общего её потребления), трансформаторы, включая сварочные (20-25%), вентильные преобразователи, реакторы и прочие ЭП.

Реактивной мощностью дополнительно нагружаются питающие и распределительные сети предприятия, соответственно увеличивается общее потребление электроэнергии. Меры по снижению потребления реактивной мощности: естественная компенсация (естественный ) без применения специальных компенсирующих устройств (КУ); искусственная компенсация, называемая чаще просто компенсацией.

Естественная компенсация реактивной мощности не требует больших материальных затрат и должна проводится на предприятиях в первую очередь. К естественной компенсации относятся:

упорядочение и автоматизация технологического процесса, ведущие к выравниванию графика нагрузки и улучшению энергетического режима оборудования (равномерное размещение нагрузок по фазам, смещение времени обеденных перерывов отдельных цехов и участков, перевод энергоёмких крупных ЭП на работу вне часов максимума энергосистемы и, наоборот, вывод в ремонт мощных ЭП в часы максимума в энергосистемы и т.п.);

создание рациональной схемы электроснабжения за счёт уменьшения количества ступеней трансформации;

замена трансформаторов и другого электрооборудования старых конструкций на новые, более совершенные с меньшими потерями на перемагничивание;

замена малозагруженных трансформаторов и двигателей трансформаторами и двигателями меньшей мощности и их полная загрузка;

применение СД вместо АД, когда это допустимо по условиям технологического процесса;

ограничение продолжительности ХХ двигателя и сварочных трансформаторов, сокращение длительности и рассредоточение во время пуска крупных ЭП;

улучшение качества ремонта электродвигателей, уменьшение переходных сопротивлений контактных соединений;

отключение при малой нагрузке (например, в ночное время, в выходные и праздничные дни) части силовых трансформаторов.

3. Средства компенсации реактивной мощности

Для искусственной компенсации реактивной мощности, называемой иногда «поперечной» компенсацией, применяются специальные компенсирующие устройства, являющиеся источниками реактивной энергии ёмкостного характера.

До 1974 г. Основным нормативным показателем, характеризующим потребляемую промышленным предприятием реактивную мощность, был средневзвешенный коэффициент мощности.

Средневзвешенный коэффициент мощности за время t

(5)

где и -соответственно расход активной и реактивной электроэнергии за рассматриваемый промежуток времени.

Действовавшие до 1974 г. руководящие указания по компенсации реактивной мощности сыграли положительную роль в существенном снижении потреблении реактивной мощности и в повышении средневзвешенного коэффициента мощности в целом по стране с 0,75 в 1946 г. до 0,93 в 1974 г. В то время промышленные предприятия производили оплату израсходованной электроэнергии с учётом cos. Требования электроснабжающей организации были таковы, что на вводах предприятия значение cos должно было, находится в пределах 0,92-0,95.

Однако в соответствии со старым руководящими указаниями по компенсации реактивной мощности предприятия не были заинтересованы в отключении установленных КУ в часы минимальных нагрузок. В связи с этим в питающей энергосистеме часто наблюдалась перекомпенсация реактивной мощности. Перекомпенсация- это избыточная реактивная мощность, вырабатываемая компенсирующей установкой в периоды понижения нагрузок (ночью, в обеденные перерывы, в нерабочие и праздничные дни и т.п.) и передаваемая в сеть энергосистемы. Результатом перекомпенсации являлось увеличение суммарных потерь мощности и энергии в электрических сетях и усложнение, и удорожание устройств регулирования напряжения.

По этой причине в новых «Правилах пользования электрической и тепловой энергией», введённых в действие с 1 января 1982 г., указывается не нормируемое значение коэффициента мощности (0,92-0,95), а та суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, которая должна быть установлена на предприятии согласно заданию энергосистемы. Для стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности Минэнерго установлена новая шкала скидок и надбавок к тарифу за электроэнергию в зависимости от степени компенсации реактивной мощности у потребителей.

Наглядное представление о сущности компенсации реактивной мощности даёт (рис.1) На (рис 1 а) изображена схема электрической цепи. Пусть до компенсации потребитель имел активную мощность Р, соответственно ток (отрезок ОВ на рис 1, б) и реактивную мощность от индуктивной нагрузки с соответствующим током (отрезок ВА). Полной мощности соответствует вектор (отрезок ОА). Коэффициент мощности до компенсации . Векторная диаграмма компенсации представлена на (рис.1, в).

После компенсации, т.е. после подключения параллельно нагрузке КУ (конденсатора) с мощностью (ток ), суммарная реактивная мощность потребителя будет уже и соответственно снизится угол сдвига фаз с до и повысится коэффициент мощности с cos до cos. Полная потребляемая мощность при той же потребляемой активной мощности Р (токе ) снизится с (ток ) до (ток ) (отрезок ). Следовательно, в результате компенсации можно при том же сечении проводов повысить пропускную способность сети при активной мощности.

К техническим средствам компенсации реактивной мощности относятся следующие виды компенсирующих устройств: конденсаторные батареи (КБ), синхронные двигатели, вентильные статические источники реактивной мощности (ИРМ).

3.1 Конденсаторные батареи

Наибольшее распространение на промышленных предприятиях имеют конденсаторы (КБ)-крупные (в отличие от конденсаторов радиотехники) специальные устройства, предназначенные для выработки реактивной ёмкостной мощности. Конденсаторы изготовляют на напряжение 220, 380, 660, 6300 и 10500 В в однофазном и трёхфазном исполнении для внутренней и наружной установки. Они бывают масляные (КМ) и соволовые (КС). Диэлектрическая проницаемость совола примерно вдвое больше, чем масла. Однако отрицательная допустимая температура составляет - 10С для соволовых конденсаторов, в то время как масляные могут работать при температуре -40С. Широкое применение конденсаторов для компенсации реактивной мощности объясняется их значительными преимуществами по сравнению с другими видами КУ: незначительные удельные потери активной мощности до 0,005 кВт/квар, отсутствие вращающихся частей, простота монтажа и эксплуатации, относительно невысокая стоимость, малая масса, отсутствие шума во время работы, возможность установки около отдельных групп ЭП и т.д.

Недостатки конденсаторных батарей: пожароопасность, наличие остаточного заряда, повышающего опасность при обслуживании; чувствительность к перенапряжениям и толчкам тока; возможность только ступенчатого, а не плавного регулирования мощности.

Конденсаторы, как правило, собираются в батареи (КБ) и выпускаются заводами электротехнической промышленности в виде комплектных компенсирующих устройств (ККУ). На (рис. 2) изображён общий вид ККУ напряжением 380 В и мощностью 300 квар.

В таблице 1 приведены технические характеристики некоторых видов комплектных конденсаторных установок.

Таблица 1. Технические данные некоторых типов комплектных конденсаторных установок

Тип

установки

Мощность

квар

Количество

ступеней

Удельные

потери

кВт/квар

Удельная стоимость

,

руб/квар

Приведённые

затраты,

руб/квар,

в год

Габариты (длиннаширина

высота), мм

Для осветительных сетей 380 В

УК2-0,38-50У3

УК3-0,38-75У3

УК2-0,38-100У3

50

75

100

2

3

2

0,0045

0,0045

0,0045

6,7

5,8

5,6

1,48

1,28

1,23

375430650

580430650

375430965

Для силовых сетей 380 В

УКБН0,38-100-50У3

УКБТ-0,38-150У3

УКТ-0,38-150У3

УКБ-0,38-150У3

УКБН0,38-200-50У3

100

150

150

150

200

2

1

1

-

4

0,0045

0,0045

0,0045

0,0045

0,0045

10,5

8

7,5

6,2

9,3

2,31

1,76

1,65

1,36

2,05

800440895

6305201400

7005601660

5804601200

8004401685

Для силовых сетей 6 и 10 кВ

УКМ-6,3-400-У1

УК-6,3-450-ЛУ3

УК-6,3-900-ЛУ3

УК-6,3-1125-ЛУ3

400

450

900

1125

1

1

1

1

0,003

0,003

0,003

0,003

4,9

4,1

3,7

3,7

1,08

0,9

0,81

0,81

21408602060

21408801800

35408801800

42408801800

Удельная стоимость конденсаторов высокого напряжения меньше удельной стоимости конденсаторов низкого напряжения, но конденсаторы низкого напряжения проще и надёжнее в эксплуатации. Комплектные конденсаторные установки имеют встроенное разрядное сопротивление R для снятия остаточного напряжения при отключении ККУ от сети. Иногда в качестве разрядного сопротивления применяют два однофазных трансформатора напряжения TV (рис.3, б)

За счёт присоединения к сети КУ с мощностью уменьшаются потери мощности и напряжения. После компенсации потери мощности

, (6)

где -потери мощности в компенсирующем устройстве, кВт.

Потери напряжения после компенсации, В,

. (7)

3.2 Синхронные двигатели.

Рассмотрим другой вид КУ- синхронные двигатели.

Из курса «Электрические машины» известно, что при увеличении тока возбуждения выше номинального значения синхронные двигатели (СД) могут вырабатывать реактивную мощность, следовательно, их можно использовать как средство компенсации реактивной мощности. Главным отличием СД от АД является то, что магнитное поле, необходимое для действия СД, создаётся в основном от отдельного источника постоянного тока (возбудителя). Вследствие этого СД в нормальном режиме (при ) почти не потребляет из сети реактивной мощности, необходимой для создания главного магнитного потока, а в режиме перевозбуждения, т.е. при работе с опережающим коэффициентом мощности, может генерировать ёмкостную мощность в сеть.

Синхронные двигатели, выпускаемые отечественной промышленностью, рассчитаны на опережающий коэффициент мощности и при номинальной активной нагрузке и напряжении могут вырабатывать номинальную реактивную мощность:

. (8)

При недогрузке СД по активной мощности < 1 возможна перегрузка по реактивной мощности >1.

Средние значения коэффициента нагрузки по реактивной мощности в зависимости от изменения активной нагрузки и напряжения сети для СД некоторых серий напряжением 6 10 кВ приведены в таблице 2.

Таблица 2. Зависимости коэффициента перегрузки по реактивной мощности синхронных двигателей от напряжения

Серия, номинальное напряжение

И частота вращения двигателя

Относительное напряжение на зажимах двигателя

Коэффициент перегрузки по реактивной мощности при коэффициенте загрузки

0,9

0,8

0,7

СДН, 6 и 10 кВ (для всех частот вращения)

СДН, 6 кВ:

600-1000 об/мин

370-500 об/мин

187-300 об/мин

100-167 об/мин

СДН, 10 кВ:

1000 об/мин

250-750 об/мин

СТД, 6 и 10 кВ,3000 об/мин

СД и СДЗ, 380 В (для всех частот вращения)

0,95

1

1,05

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

0,95

1,0

1,05

1,1

0,95

1,0

1,05

1,1

1,31

1,21

1,06

0,89

0,88

0,86

0,81

0,9

0,86

1,3

1,32

1,12

0,9

1,16

1,15

1,1

0,9

1,39

1,27

1,12

0,94

0,92

0,88

0,85

0,98

0,9

1,42

1,34

1,23

1,08

1,26

1,24

1,18

1,06

1,45

1,33

1,17

0,96

0,94

0,9

0,87

1

0,92

1,52

1,43

1,31

1,16

1,36

1,32

1,25

1,15

Преимуществом СД, используемым для компенсации реактивной мощности, по сравнению с КБ является возможность плавного регулирования генерируемой реактивной мощности.

Недостатком является то, что активные потери на генерирование реактивной мощности для СД больше, чем для КБ, так как зависят от квадрата генерируемой мощности СД.

Дополнительные активные потери в обмотке СД, кВт, вызываемые генерируемой реактивной мощностью в пределах изменения от 1 до 0,9 при номинальной активной мощности СД, равной ,

, (9)

где -номинальная реактивная мощность СД, квар; r –сопротивление одной фазы обмотки СД в нагретом состоянии, Ом; -номинальное напряжение сети, кВ.

В общем случае когда , , и отличаются от номинальных значений, потери активной мощности, кВт, на генерирование реактивной мощности

, (10)

где -величина генерируемой синхронным двигателем реактивной мощности, квар; и -постоянные величины (таблица 3) кВт.

Таблица 3. Основные технические данные некоторых синхронных двигателей на напряжение 6 кВ при cos = 0,9

Тип двигателя

Номинальная мощность

КПД, %

Постоянные величины,

кВт

активная,

кВт

реактивная,

квар

1000 об/мин

СДН-14-49-6

СДН-14-59-6

СДН-15-30-6

СДН-15-49-6

СДН-15-64-6

СДН-15-76-6

СДН-16-69-6

СДН-16-84-6

СДН-16-104-6

1000

1250

1600

2000

2500

3200

4000

5000

6300

511

633

812

1010

1260

1610

2000

2500

3150

95,37

95,95

95,75

96,06

96,5

96,75

96,48

96,9

97,22

5,09

4,74

6,65

8,06

8,13

10,3

14,1

13,8

14,6

3,99

4,42

6,8

7,53

7,74

8,91

11,8

11,5

13,1

600 об/мин

СДН-14-44-10

СДН-14-56-10

СДН-15-39-10

СДН-15-49-10

СДН-15-64-10

СДН-16-54-10

СДН-16-71-10

СДН-16-86-10

СДН-17-59-10

СДН-17-76-10

630

800

1000

1250

1600

2000

2500

3200

4000

5000

325

410

511

637

812

1010

1265

1615

2010

2510

93,98

94,65

94,68

95,16

95,78

95,66

96,22

96,58

96,67

97,06

5,6

5,76

7,66

7,54

7,79

10,7

10,9

11,6

12,9

14,6

4,06

4,63

5,38

6,56

6,99

8,68

8,46

10,5

12,7

11,7

Реактивная мощность , генерируемая синхронным двигателем при активной нагрузке ,

, (11)

где -коэффициент перегрузки по реактивной мощности таблице 2; - активная нагрузка СД, кВт; и -соответственно тангенс угла и КПД двигателя, принимаемые по каталогу (паспорту) СД.

Следует отметить, что . Следовательно, сумма постоянных коэффициентов и определяет активные потери СД, вызванные генерированием реактивной мощности при номинальном напряжении и активной мощности .

Как правило, в системах электроснабжения промышленных предприятий КБ компенсируют реактивную мощность базисной (основной) части графиков нагрузок, а СД снижают, главным образом, пики нагрузок графика.

3.3 Синхронные компенсаторы.

Разновидностью СД являются синхронные компенсаторы (СК), которые представляют собой СД облегчённой конструкции без нагрузки на валу. В настоящее время выпускается СК мощностью выше 5000 квар; они имеют ограниченное применение в сетях промышленных предприятий и лишь в ряде случаев используются для улучшения показателей качества напряжения у мощных ЭП с резкопеременной ударной нагрузкой (дуговые печи, прокатные станы и т.п.). В сетях с резкопеременной ударной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ рекомендуется применение не конденсаторных батарей, а специальных быстродействующих источников реактивной мощности (ИРМ), Которые должны устанавливаться вблизи таких ЭП. Схема ИРМ приведена на (рис. 4). В ней в качестве регулируемой индуктивности используются индуктивности LR и нерегулируемые ёмкости С1-С3.

Регулирование индуктивности осуществляется тиристорными группами VS, управляющие электроды которых подсоединены к схеме управления. Достоинствами статических ИРМ является отсутствие вращающихся частей, относительная плавность регулирования реактивной мощности, выдаваемой в сеть, возможность трёх- и четырёхкратной перегрузки по реактивной мощности. К недостаткам относится появление высших гармоник, которые могут возникнуть при глубоком регулировании реактивной мощности.

4 Выбор компенсирующих устройств.

Расчёт и выбор КУ производится на основании задания энергосистемы и в соответствии с «Руководящими указаниями по компенсации». Задачи по расчёту и выбору КУ решаются совместно с вопросами проектирования всех элементов СЭС промышленного предприятия.

Потребляемая мощность КУ выбирается с учётом наибольшей входной реактивной мощности , квар, которая может быть передана из сетей энергосистемы. В общем виде должно соблюдаться следующее условие:

, (12)

где -расчётная (потребляемая) предприятием реактивная мощность, квар; - реактивная мощность, которую надо скомпенсировать на предприятии (т.е. мощность КУ).

Энергосистемой задаётся режим потребляемой реактивной мощности на предприятии с учётом его расчётных максимальных нагрузок и . Это требование заключается в том, что задаются значения - реактивной мощности, выдаваемой энергосистемой предприятию в течении получаса в период максимальных активных нагрузок энергосистемы, и -средней реактивной мощности, передаваемой из сети энергосистемы или генерируемой в сеть энергосистемы в период её наименьшей нагрузки. Практически во всех случаях . С учётом изложенного выражения (12) приобретается вид:

; (13)

, (14)

где и -соответственно необходимая мощность КУ в режиме максимальных и минимальных нагрузок; и -соответственно расчётная реактивная мощность предприятия в режиме максимальных и минимальных (в ночную смену, в праздничные дни и т.п.) нагрузок.

Выражения (13) и (14) относятся к промышленным предприятиям с мощностью 750 кВА и выше. Для предприятий с мощностью до 750 кВА энергосистемой рекомендуется полная компенсация реактивной мощности на стороне до 1 кВ.

Эти требования энергосистемы вызваны тем, что в сетях напряжением до 1 кВ, как правило, коэффициент мощности нагрузки не превышает 0,8. При этом сети до 1 кВ электрически более удалены от ИП энергосистемы и промышленных ТЭЦ, поэтому передача реактивной мощности энергосистемы в сеть до 1 кВ предприятия приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводников, к повышению мощности трансформаторов и повышенным потерям электроэнергии.

Таким образом, недостаток в энергосистеме реактивной энергии для покрытия реактивных нагрузок промышленного предприятия устраняется за счёт компенсирующих установок предприятия. Причём если устанавливается КБ, то суммарная мощность их нерегулируемых секций не должна превышать расчётную реактивную мощность предприятия в режимах минимальных нагрузок .

В целях стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности на промышленных предприятиях введена шкала скидок и надбавок к тарифу за электроэнергию, отпускаемую энергоснабжающей организацией. Штрафы в виде надбавки к тарифу за электроэнергию, выплачиваемые предприятием за несоблюдение режима компенсации, не устраняют реальных потерь в электрических сетях, а лишь перераспределяют их стоимость между энергосистемой и промышленным предприятием. Однако указанные надбавки к тарифу стимулируют предприятия к принятию мер по рациональной эксплуатации КУ.

Энергосистема контролирует режим потребления реактивной мощности на предприятии, для чего служат счётчики с указателями 30-минутного максимума и реле времени. Счётчики устанавливают на границе раздела энергосистемы и предприятия в точке, указываемой в договоре на отпуск электроэнергии. При отсутствии специальных счётчиков используют показания обычных счётчиков. Записи подлежат 30-минутные показания счётчиков в часы максимума и ночного минимума энергосистемы.

Выбор мощности КУ и распределение их по сетям промышленного предприятия напряжением до 1 кВ и выше производятся на основании технико-экономических расчётов по минимуму приведённых затрат. Приведённые затраты на компенсацию реактивной мощности, руб.,

, (15)

где -реактивная мощность КУ, квар; -постоянная составляющая затрат, не зависящая от мощности , руб.; -удельные затраты на 1 квар реактивной мощности, руб/квар; -удельные затраты на 1 квар реактивной мощности, руб/квар.

Постоянная составляющая затрат, руб.,

, (16)

где -нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений ; -затраты на коммутационную аппаратуру, вводные и регулирующие устройства, устройства защиты и другие затраты компенсирующих установок, руб.

Для СД величина и выражение (15) принимает вид:

, (17)

где -номинальная реактивная мощность СД, квар (8);

(18)

; (19)

здесь -стоимость потерь, руб/кВт таблица 4;

Таблица 4 Стоимость 1 кВт потерь

Район расположения некоторых объединённых энергосистем

Число рабочих смен

Стоимость 1 кВт потерь , руб/кВт

Центр, Юг, Северо-Запад

Средняя Азия

Сибирь

1

2

3

1

2

3

1

2

3

52

106

112

64

64

80

85

85

85

n-число однотипных СД; -реактивная мощность, вырабатываемая СД предварительно, квар. Если СД вводится вновь, то =0 и (18) принимает вид:

. (20)

Для КБ тогда (5.15)

, (21)

где -мощность КБ, квар; -удельные потери мощности в конденсаторах, кВт/квар (табл. 1); -напряжение на конденсаторной батарее, В; -удельные затраты на установку КБ (см. табл. 1); -постоянная составляющая затрат для КБ

(22)

здесь =0,223-нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений в КБ; и -соответственно стоимость вводного и регулирующего устройства, руб.

Чаще всего при проектировании СЭС ещё не уточнены места установки КУ. Поэтому с достаточной для практических целей точностью можно принимать средние удельные затраты на компенсацию 1 квар =3,5 руб/(квар год).

На предприятиях мощностью более 750 кВА после проведения мер по естественной компенсации нескомпенсированая реактивная нагрузка в сетях до 1 кВ может покрываться как установкой КУ до 1 кВ, так и перетоком реактивной мощности с шин 6-10 кВ, оптимальное соотношение между которыми определяется расчётом.

Источники реактивной мощности напряжением 6-10 кВ более экономичны по сравнению с источниками реактивной мощности на напряжение до 1 кВ. Однако передача реактивной мощности из сети 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ может привести к увеличению числа трансформаторов на ТП на , обусловленного их дополнительной загрузкой, передаваемой реактивной мощностью, и соответственно к увеличению потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Дополнительные приведённые затраты, руб., увеличиваются:

, (23)

где -стоимость дополнительно устанавливаемых трансформаторов, руб.

Как правило, стоимость КТП, устанавливаемых на современных промышленных предприятиях, достаточно высока, и поэтому передача избыточной реактивной мощности СД 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ является невыгодной.

Чаще всего реактивная мощность СД 6-10 кВ используется для компенсации реактивных нагрузок на стороне 6-10 кВ.

Мощность КУ в сетях напряжением до 1 кВ определяется по минимуму приведённых затрат выбором экономически оптимального числа трансформаторов цеховых ТП и определением дополнительной мощности КУ ниже 1 кВ в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6-10 кВ, питающей эти трансформаторы.

Рассчитанная таким путём мощность компенсации распределяется между всеми трансформаторами цеха пропорционально их реактивным нагрузкам.

При выборе КУ на предприятиях с большим числом трансформаторов решающее значение имеет число устанавливаемых трансформаторов.

Ориентировочное количество необходимых трансформаторов одинаковой оптимальной экономической мощности для покрытия всех электрических нагрузок цеха при неравномерном распределении этих нагрузок по площади цеха и при найденной средней плотности нагрузок цеха выбирают по выражению

, (24)

где -полная средняя мощность цеха за максимально загруженную смену, кВА; -оптимальная экономическая номинальная мощность трансформатора, определяемая по (рис. 5); -рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов (таблица 5); -отношение коэффициентов мощности на стороне вторичного напряжения трансформатора соответственно после и до компенсации реактивных нагрузок.

Таблица 5. Рекомендуемые коэффициенты загрузки

трансформаторов на подстанциях

Характер нагрузки и вид ТП

При преобладании нагрузок I категории на двухтрансформаторных ТП.

При преобладании нагрузки II категории на однотрансформаторных ТП и взаимном резервировании трансформаторов по связям вторичного напряжения.

При преобладании нагрузки II категории и при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузке III категории.

На ступенях высшего напряжения СЭС мощных промышленных предприятий (на ГПП, УРП, крупных ПГВ)

0,65-0,7

0,7-0,8

0,9-0,95

0,5-0,55

При равномерно распределённой по площади цеха нагрузке число трансформаторных подстанций

(25)

Для выбора наивыгоднейшего числа трансформаторов и мощности КУ следует провести технико-экономическое сравнение вариантов с минимальным числом трансформаторов и с числом трансформаторов, увеличенным на один или два. Для варианта с увеличенным числом трансформаторов следует учитывать затраты на дополнительную установку трансформаторов по (23).

Если на предприятии нельзя увеличить число трансформаторов по условию размещения цехов, способу резервирования и т. п., то определяют минимально возможную мощность трансформатора по (рис.5). Затем сравнивают варианты установки трансформаторов с минимально возможной мощностью и мощностью трансформатора на ступень выше.

Как правило реактивная нагрузка индуктивного характера в сетях 6-10 кВ создаётся реактивной мощностью ЭП 6-10 кВ и нескомпенсированной в сетях НН 0,4-0,69 кВ реактивной нагрузкой с учётом потери реактивной мощности в силовых трансформаторах на стороне 6-10 кВ.

Наибольшая реактивная мощность, квар, которая может быть передана из сети 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ для покрытия оставшейся нескомпенсированной реактивной мощности в сети до 1 кВ без увеличения числа устанавливаемых трансформаторов и их коэффициента загрузки, определяется

, (26)

где -активная средняя нагрузка за максимально загруженную смену, кВт.

В целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети 6-10 кВ суммарная мощность КБ напряжением до 1 кВ для группы с небольшим числом трансформаторов цеха

(26а)

где -суммарная расчётная реактивная нагрузка за максимально загруженную смену.

Если окажется, что ,то установка конденсаторов напряжения до 1 кВ не требуется.

На практике для промышленных предприятий чаще всего сравнивают варианты установки средств компенсации отдельно в виде КБ, СД или совместной установки КБ и СД.

При отсутствии на предприятии СД для привода производственных механизмов сначала выбирается оптимальная мощность КУ на стороне до 1 кВ, а затем определяется оптимальная мощность силовых трансформаторов на подстанциях.

Пример 1. На (рис. 6) приведена схема одной секции РП 10 кВ, к шинам 10 кВ которого присоединены два СД мощностью кВт каждый и с частотой вращения об/мин. Коэффициент загрузки каждого СД и коэффициент мощности , синхронные двигатели вводятся вновь и =0. Потребление реактивной мощности в сети до 10 кВ от других ЭП промышленного предприятия составляет квар. В сети 380 В расчётные нагрузки за максимально загруженную смену составляют: МВт, Мвар, МВА. Питающая энергосистема находится в Средней Азии и может передать в часы максимума реактивную мощность Мвар.

Коэффициент загрузки трансформаторов (табл. 5) при наличии перемычек в сети 0,4 кВ. Площадь цеха . Стоимость КТП мощностью 1000 кВА с необходимым оборудованием Предприятие работает в две смены; принято равным 0,

Определим оптимальный вариант выбора КУ.

Решение. Определим минимально необходимое количество трансформаторов с номинальной мощностью по (25):

Принимаем семь трансформаторов, мощность каждого из которых принята по (рис. 5) при .

Реактивная мощность, вырабатываемая двумя СД, определяется по

.

Реактивная мощность, которая может быть передана от СД 10 кВ на сторону 0,4 кВ

.

По (26) наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформаторы,

Оставшаяся некомпенсированной мощность КБ на стороне 0,4 кВ при передаче реактивной мощности из сети 10 кВ, равной 1,21 Мвар, по (26а)

.

Примем по (табл. 1) 13 КБ марки УКБ-0,38-150У3 с общей мощностью .

При

,

т.е. практически можно всю необходимую реактивную мощность на стороне 0,4 кВ передать со стороны 10 кВ через трансформаторы. В этом случае установка КБ на стороне 0,4 кВ не потребуется. Но располагаемая мощность КУ в сети 10 кВ равна 1,83 Мвар. Следовательно, . Примем 9 КБ марки УКБ-0,38-150У3 c общей мощностью .

Проведём технико-экономическое сравнение двух вариантов с установкой семи и восьми трансформаторов. Удельные затраты при передаче реактивной мощности СД в сеть 0,4 кВ определяются по (20):

.

По (19)

,

где и .

Полные затраты на установку КБ в сети 0,4 кВ определяются по (21):

.;

.,

где принято по (табл. 1) для УКБ-0,38-150У3 и ; .

Для варианта I при затраты складываются из стоимости потерь активной энергии в СД и стоимости установки КБ на стороне 0,4 кВ:

руб.

Для варианта II при

.

Следовательно, оптимальным вариантом компенсации реактивной мощности является вариант I установки семи трансформаторов.

5 Размещение компенсирующих устройств в электрических сетях.

После определения оптимального значения мощности КУ решается вопрос об их размещении в электрических сетях промышленного предприятия. Рациональное размещение КУ зависит от соотношения мощностей СД и АД, установленных в сетях 6-10 кВ. Наибольший эффект достигается при установке КУ вблизи ЭП с наибольшим потреблением реактивной мощности, так как это приводит к максимальному снижению потерь мощности и электроэнергии.

В электрических сетях напряжением до 1 кВ наибольшее распространение в качестве средств компенсации реактивной мощности имеют батареи статических конденсаторов (КБ). Нерегулируемые КБ мощностью не менее 30 квар устанавливаются, как правило, в цехах у силовых шкафов или присоединяются к магистральному шинопроводу (групповая компенсация). Индивидуальная компенсация с помощью КБ целесообразна лишь у крупных ЭП 0,4-0,69 кВ с относительно низким коэффициентом мощности и большим числом часов работы в году.

Установка КБ напряжением до 1 кВ в помещении ТП или на головном участке магистрального шинопровода ТП является централизованной компенсацией и допускается только в тех случаях, когда установка КБ в цехе невозможна по условиям пожаро - и взрывоопасности цеха.

Места установки регулируемых КБ в сетях напряжением до 1 кВ определяют с учётом требований энергосистемы, предъявляемых к регулированию напряжения в сетях. Число и мощность ступеней регулирования следует определять на основании существующего графика нагрузок промышленного предприятия.

При размещении цеховых групповых КУ напряжением до 1 кВ следует, стремится к тому, чтобы их мощность по возможности определялась реактивными нагрузками силовых РШ или шинопроводов, к которым эти КУ присоединяются.

Рассмотрим размещение КБ в сетях напряжением до 1 кВ при отсутствии в этих сетях СД. Распределение мощностей КБ в таких сетях зависит от структуры сети - радиальная (рис. 7, а) или магистральная (рис. 7, б). В радиальной сети от шин 0,4-0,69 кВ ТП отходят п радиальных линий, питающих п силовых шкафов с реактивными расчётными нагрузками . Распределение мощностей КБ, квар, в такой сети производится по формуле

(27)

где -искомая мощность КБ в данном узле подключения, квар; -суммарная распределяемая мощность КБ, полученная в результате технико-экономического расчёта, квар; -сопротивление радиальной линии длинной , сечением , питающей узел присоединения нагрузок, Ом; -эквивалентное сопротивление сети напряжением до 1 кВ, Ом, определяемое по формуле:

(28)

где -сопротивление участков радиальной сети, Ом.

Определение местоположения КБ для компенсации реактивной мощности рассмотрим в примерах 2, 3.

Пример 2 Схема питания нагрузок 0,4 кВ показана на (рис. 8). Реактивные мощности шкафов Суммарная мощность КБ на стороне 0,4 кВ .Из сети 10 кВ передаётся компенсирующая реактивная мощность . Требуется правильно разместить КУ между силовыми шкафами (на рис. 8 и 9 r-в Омах; Q-в киловольт-амперах).

Решение. Определяем эквивалентное сопротивление сети по (28):

,

тогда вся реактивная мощность , передаваемая из сети 10 кВ, распределяется между РШ1-РШ4 по (27):

Расчётная мощность КБ, устанавливаемых около шкафов РШ1-РШ4,

Номинальные мощности ККУ типа УКБН-0,38 принимаем по (табл. 1). Ближайшие к расчётным значениям мощности будут: 100, 150, 200 и 450 квар. С учётом этих значений применяем стандартные значения мощности: Шкафы ККУ устанавливаются рядом с распределительными шкафами РШ1-РШ4. Суммарная мощность КБ

,

т.е. несколько больше расчетного (заданного) значения 700 квар. Следовательно, мощность КУ между силовыми шкафами размещена правильно.

На (рис. 7,б) показана схема распределения КУ в магистральной сети с ответвлениями большой длинны. Нагрузки и КУ присоединяются к ответвлениям от магистрального шинопровода 0,4 кВ. В этом случае размещение КБ производится с учётом сопротивлений ответвлений. Эквивалентное сопротивление сети для каждой точки ответвления определяется с конца шинопровода, Ом,

. (29)

Пример 3 Схема питания нагрузок 0,4 кВ, значения расчётных реактивных мощностей, сопротивления ответвлений от шинопровода и сопротивления участков шинопровода показана на (рис. 9). Суммарная расчётная мощность КБ на стороне 0,4 кВ . Из сети 6 кВ передаётся реактивная мощность . Определить оптимальные значение мощности КБ, присоединяемых к силовым шкафам РШ1-РШ4.

Решение Определяем сначала эквивалентные сопротивления сети для всех четырёх ответвлений с конца магистрального шинопровода. Для ответвления от точки 3, для которой и , по (29) определяем:

Для ответвления от точки 2, для которой и :

Аналогично для ответвления от точки 1:

Определяем по (5.27) реактивную мощность, передаваемую со стороны 6 кВ по ответвлению 1 на шкаф РШ1:

тогда для полной компенсации на стороне 0,4 кВ мощность КБ в узле шкафа РШ1

По (табл. 1) выбираем ККУ типа УКБН-0,38 со стандартной мощностью . В этом случае в ответвление 1 будет передаваться мощность: а не 91 квар и на участке токопровода 1-2 мощность будет равна:

Реактивная мощность, передаваемая в ответвление 2,

Мощность КБ для шкафа РШ2

Примем . На участке 2-3 передаётся реактивная мощность:

и в ответвлении 3:

Реактивная мощность КБ в точке подключения шкафа РШ3

Принимаем по (табл. 1) ККУ типа УКБН-0,38 со стандартной мощностью

тогда в ответвление 3 будет передаваться мощность:

На участке токопровода 3-4, следовательно, Для её компенсации выбираем конденсаторную батарею

Таким образом, суммарная мощность всех КБ определяется:

т.е. примерно равна заданной мощности

Следовательно, к силовым шкафам РШ1-РШ4 присоединены оптимальные мощности КБ.

6 Управление компенсирующими установками.

Для более экономичного использования компенсирующих установок (СД и КБ) в условиях эксплуатации некоторые из низ должны быть оборудованы устройствами автоматического или ручного управления, позволяющими полностью или частично регулировать мощность КУ в периоды наименьших и наибольших нагрузок в энергосистеме. Таким способом улучшается общий режим работы СЭС, исключается перекомпенсация реактивной мощности, которая может вызвать повышение напряжения в сети и увеличить потери электроэнергии.

В первую очередь следует рассматривать возможности автоматического регулирования возбуждения имеющихся на предприятии СД. Устройство автоматического регулирования возбуждения входит в конструкцию СД и позволяет двигателю работать как с перевозбуждением, генерируя реактивную мощность в сеть в часы максимума нагрузок, так и с недовозбуждением, в период которого СД потребляет из сети реактивную мощность.

Конденсаторные батареи мощностью более 150 квар должны быть снабжены регуляторами реактивной мощности. Это достигается за счёт деления всей мощности КБ на отдельные (не более трёх-четырёх) секции, позволяющие осуществлять как одноступенчатое, так многоступенчатое регулирование.

Одноступенчатое регулирование мощности КБ, при котором вся мощность КБ включается и отключается в определённое время суток в соответствии с графиком нагрузок или при определённом уровне напряжения в сети, выполняется проще. Такой способ одноступенчатого регулирования целесообразен при равномерном графике потребления реактивной мощности и при применении КУ 6-10 кВ, имеющих масляные выключатели, у которых количество переключений должно быть ограничено.

На предприятиях, имеющих неравномерные графики потребления реактивной мощности, применяется многоступенчатое регулирование, при котором становится возможным включение и отключение различного числа секций КБ. Причём часть мощности КБ, равная наименьшей реактивной нагрузки предприятия, должна оставаться нерегулируемой, т.е. постоянно включенной.

Выбор того или иного способа автоматического регулирования реактивной мощности, параметра и схемы регулирования определяется характером технологического процесса и изменением реактивных нагрузок (медленные изменения или резкопеременные ударные нагрузки), исходным заданием энергосистемы и т.п. Параметрами регулирования могут быть время суток, уровень напряжения сети, реактивные токи в сети и др.

На промышленных предприятиях чаще всего применяется автоматическое регулирование по времени суток и по уровню напряжения.

При регулировании в функции времени суток используются сигнальные часы типа ЭВЧС-24, с помощью которых в определённое время суток можно переключать секции КБ. Такое регулирование по временам суток осуществляется на предприятиях ,у которых реактивная мощность нагрузок почти не меняется или меняется во времени. В зависимости от вида регулирования (одно- или многоступенчатое) используются один или несколько комплектов часов ЭВЧС-24.

Регулирование мощности КБ по напряжению применяется в тех случаях, когда потребители требуют одновременного регулирования реактивной мощности и напряжения, например при питании ЭП от нерегулируемого силового трансформатора. В этом случае с увеличением реактивной мощности снижается напряжение и наоборот.

Иногда применяется комбинированное регулирование - по времени суток с коррекцией по напряжению. Такие схемы регулирования могут быть применены для одно- и многоступенчатого регулирования. Особое внимание следует обращать на исключение возможности повторного включения КБ в заряженном состоянии. Для этой цели используется реле времени с выдержкой 2-3 мин после отключения и нового включения КБ. Это время необходимо для разрядки конденсаторов.

На (рис. 10) представлена комбинированная схема одноступенчатого автоматического регулирования мощности КБ по времени суток с коррекцией по напряжению. Особенностью этой схемы является то, что если после включения КБ действием часов ЭВЧС в заданное время суток напряжение в сети окажется повышенным, реле минимального напряжения КV своим замыкающим контактом вновь отключит КБ. И наоборот, если часы ЭВЧС в заданное время суток отключают КБ, а напряжение на данном участке сети будет пониженное, то реле КV своим размыкающим контактом включит КБ, не дожидаясь заданного времени по часам ЭВЧС. Таким образом, часы ЭВЧС включают и отключают КБ в соответствии с программой, заданной по времени суток, а реле КV вводит коррективы в работу ЭВЧС в зависимости от напряжения в сети в данное время суток. В результате такого регулирования напряжение в сети не выходит за нормированные пределы . В цепи реле KV включается добавочное сопротивление R, необходимое для более точной настройки схемы. Схема регулирования по напряжению должна быть отстроена от кратковременных колебаний напряжения, вызываемых толчковыми нагрузками. Для этой цели служит реле времени с выдержкой времени 2-3 мин.

В настоящее время применяются схемы автоматических конденсаторных установок с обслуживанием тиристорными выключателями.

Для многоступенчатого комбинированного автоматического регулирования мощности КБ (серий УК-0,38-220-УК-0,38-540) применяются регуляторы АРКОН, которые можно использовать и в сетях 6-10 кВ, например, для УК6(10)-660-УК6(10)-1800. В этом случае регулятор АРКОН получает питание через измерительный TV. С помощью регулятора АРКОН можно выполнить требования питающей энергосистемы относительно компенсацией реактивной мощности.

Таким образом, в данном курсовом проекте было рассмотрено все, что касается компенсации реактивной мощности. Полученные знания пригодятся для дальнейшей работы на предприятии.

Список используемой литературы.

1. «Основы электроснабжения промышленных предприятий». Фёдоров А.А., Каменева В.В.

2. «Электрическая часть станций и подстанций» Васильев А.А, Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф.

3. «Указания по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий» Железко Ю.С.

4. «Автоматические устройства по компенсации реактивной мощности в электросетях предприятий» Красник В.В.