Расчет мощности компенсирующих устройств узла нагрузки

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям не рациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью, и дополнительные потери напряжения в питающих сетях.

Компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий является одним из направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятий.

Ввод источника реактивной мощности приводит к снижению потерь в период максимума нагрузки в среднем на 0,081 кВт/кВАр. В настоящее время степень компенсации в период максимума нагрузки составляет 0,25 кВАр/кВт, что значительно меньше экономически целесообразной компенсации, равной 0,6 кВАр/кВт. Поэтому решение этой проблемы даст большой экономический эффект. Следует отметить, что с точки зрения экономии электроэнергии и регулирования напряжения компенсацию реактивной мощности наиболее целесообразно осуществлять у ее потребителей.

Определив расчетную нагрузку на шинах 10 кВ главной понизительной подстанции (ГПП), первым делом необходимо решить вопрос о проведении мероприятий по компенсации реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности может осуществляться тремя способами:

- установка компенсирующих устройств (КУ) на стороне 10 кВ у потребителя;

- установка КУ на стороне 0,4 кВ у потребителя;

- частичная компенсация на шинах 0,4 и 10 кВ.

Мощность, которую может потреблять предприятие от энергосистемы, можно определить через нормативное значение коэффициента реактивной мощности :

где - базовый коэффициент реактивной мощности (экономично обоснованый) для сетей 6-10 кВ присоединенный к шинам подстанции с высшим классом напряжения более 35 кВ, равный 0.5.

(2.18)

кВАр.

Величина реактивной мощности, разрешенной для потребления предприятием при которой оно не попадает под штрафные санкции, получилась меньше расчетной реактивной мощности, следовательно, требуется установка компенсирующих устройств.

Средствами компенсации реактивной мощности являются: в сетях общего назначения – батареи конденсаторов (низшего напряжения – НБК и высшего напряжения – ВБК) и синхронные двигатели (СД); в сетях со специфическими нагрузками, дополнительно к указанным средствам, - силовые резонансные фильтры (СРФ) (называемые также фильтр компенсирующими устройствами ФКУ).

К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Коэффициент мощности нагрузки НН обычно не превышает 0,8. Сети напряжением 380 – 660 В электрически более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сеть НН требует увеличения сечения проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять компенсацию реактивной мощности непосредственно в сети НН.

Источниками реактивной мощности в сети НН являются СД напряжением 380 – 660 и конденсаторные батареи. Недостаточная часть (некомпенсированная реактивная нагрузка НН) покрывается перетоком реактивной мощности из сети ВН Qмах тр.

При решении задачи КРМ требуется установить оптимальное соотношение между источниками реактивной мощности НН и ВН, принимая во внимание потери энергии на генерацию реактивной мощности источниками НН и ВН, потери электроэнергии на передачи Qмах,тр из сети ВН в сеть НН и удорожание цеховых ТП в случае загрузки их реактивной мощностью.

Определим мощность компенсирующих устройств, которую нужно установить у потребителя:

(2.19)

кВАр .

Теперь найдем ее распределение между шинами 10 кВ и 0,4 кВ, для нахождения величины компенсирующих устройств, подключенных к шинам 10 кВ, определяем

(2.20)

где - коэффициент расчетной реактивной мощности, подключенной к шинам 10 кВ нагрузки;

и - суммарная реактивная и активная расчетные мощности нагрузки с напряжением 10 кВ, подключенным к шинам.

В случае если , то размещать компенсирующие устройства нужно только на стороне 0,4 кВ.

Компенсацию реактивной мощности проводим на стороне 10 и 0,4 кВ.

Расчетную мощность низковольтных и высоковольтных БСК округляют до ближайшей (по стандартной шкале) мощности комплектных конденсаторных установок (КУ).

Определяем величину мощности БСК на стороне 0,4 кВ по формуле:

(2.21)

Компенсацию оставшейся реактивной мощности будем проводить на стороне 10 кВ:

(2.22)

Рассмотрим расчет на примере насосной станции (цех №6):

кВт, кВАр,

кВАр

По полученному значению выбираем КУ стандартной мощности 4×300 кВАр (УКМ 58-0,4-300-25 У3).

Итоговая мощность завода с учетом установленных батарей равна:

кВАр;

кВА.

Таблица 6А – Выбор БСК 0,4 кВ

кВАр.

На стороне 10 кВ устанавливаем БСК типа УКРМ-10,5-450-150 и УКРМ-10,5-300-150.

Мощность ВКУ составит:

кВАр.

Таблица 6Б - Марки БСК 0,4 кВ

С учетом компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 и 10 кВ:

кВАр,

кВА.
3 Построение картограммы нагрузок предприятия

Картограмма электрических нагрузок позволяет достаточно наглядно представить характер и распределение нагрузок на территории промышленного предприятия.

Картограмма нагрузок необходима для рационального выбора места размещения главной трансформаторной подстанции предприятия, цеховых подстанций и РП, источников компенсации реактивной мощности. Вследствие этого рекомендуется строить картограммы как активных, так и реактивных нагрузок.

Геометрическое изображение интенсивности распределения нагрузок по подразделениям предприятия осуществляют в виде кругов, площади которых соответствуют в выбранном масштабе расчётным мощностям. При построении картограммы нагрузок центры окружностей совмещают с центром тяжести геометрических фигур, изображающих отдельные подразделения (цеха) предприятия. Для наглядности представления структуры нагрузок, окружности делят на секторы, каждый из которых соответствует силовой нагрузке низшего напряжения и осветительной нагрузке. Силовую нагрузку цеха (выше 1 кВ) рекомендуется выделить отдельной окружностью.

Для определения условного центра электрических нагрузок предприятия на генеральном плане наносят оси координат Х и Y и по известным расчётным мощностям цехов и их координатам определяют центр нагрузок предприятия в целом.

Условный центр электрических нагрузок предприятия определяет место установки ППЭ с минимальными приведёнными затратами.

Однако следует отметить, что при окончательном определении места размещения ППЭ необходимо также учитывать следующие факторы:

– наличие необходимой площади;

– влияние окружающей среды;

– возможность ввода линии электропередач для питания подстанции.

Допускается смещение места размещения ППЭ в сторону источника питания:

, (3.1)

где – радиус круга; – масштаб; , откуда выразим :

. (3.2)

Каждый круг может быть разделен на секторы, площади которых равны соответственно осветительной и силовой нагрузкам. В этом случае картограмма дает представление не только о значениях нагрузок, но и об их структуре.

Осветительная нагрузка приемников электроэнергии (цехов, промышленного предприятие в целом и т.п.) показывается на картограмме в виде сегментов круга.

Угол сектора определяется по формуле:

, (3.3)

где – активная мощность осветительной нагрузки i – го цеха, кВт.

Нахождение центра электрических нагрузок выполним на примере насосной станции (цех №6).

Результаты расчетов остальных цехов сведем в таблицу 7.

Радиус окружности находим по формуле (3.2):

мм

Осветительная нагрузка показывается в виде сегментов круга. Угол сектора определяется по формуле (3.3):

Таблица 7 – Расчеты для построения картограммы электрических нагрузок 0,4 и 10 кВ

№ цеха	, кВт	, мм	, мм	, мм	, град	, кВт	кВт×мм	кВт×мм
1.	88,08			5,30	34,06	8,33
2.	86,43			5,25	34,71	8,33
3.	681,04			14,73	38,88	73,54
4.	1747,74			23,59	125,18	607,74
5.	1429,55			21,34	86,14	342,05
6.	3066,79			31,25	18,41	156,79
7.	311,45			9,96	70,74	61,20
8.	1260,37			20,03	36,10	126,37
9.	412,83			11,47	49,21	56,43
10.	293,15			9,66	46,67	38,00
11.	892,72			16,86	1,90	4,72
12.	2909,92			30,44	0,61	4,92
13.	223,49			8,44	21,73	13,49
14.	149,99			6,91	32,38	13,49
Продолжение таблицы 7
№ цеха	, кВт	, мм	, мм	, мм	, град	, кВт	кВт×мм	кВт×мм
15.	243,82			8,81	18,92	12,82
16.	152,69			6,97	41,71	17,69
17.	173,56			7,43	57,57	27,76
18.	123,88			6,28	63,15	21,73
19.	51,20			4,04	63,27	9,00
20.	26,68			2,92	166,40	12,33