Навигация
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 кВ
А 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 |
| 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.
Похожие работы
... 2.1 Разработка и обоснование алгоритма функционирования и структурной схемы проектируемого устройства На основе проведенного исследования методов и устройств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения преобразовательных установок поставим задачу проектирования. Необходимо синтезировать устройство компенсации реактивной мощности для систем электроснабжения преобразовательных ...
... Вариант 1: Вариант 2: Следовательно, по условию минимума приведенных затрат выбираем первый вариант, т.е. напряжение питающей сети принимаем равным 35 кВ. Часть 2. Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения предприятия 2.1 Расчет реактивной мощности, поставляемой энергосистемой предприятию, определение ...
... степень надежности; обеспечивать необходимое качество электроэнергии; обеспечивать электромагнитную совместимость приемника с сетью; экономить электроэнергию. Мероприятия, могущие обеспечить вышеперечисленные задачи это - создание быстродействующих средств компенсации реактивной мощности, улучшающей качество; сокращение потерь достигается компенсацией реактивной мощности, увеличением загрузки ...
... , не превышающей экономических значений, составляет 332,88 грн/год, а плата за 1 квар/ч потребляемой энергии при тех же условиях составляет 0,038 грн/час. Если же потребление реактивной мощности превышает экономическое значение, то плата составляет 998,64 грн/год и 0,114 грн/час. Годовая сумма экономии на эксплуатационных расходах по предприятию при внедрении КУ составляет: Расчет ...
0 комментариев