4. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях промышленного предприятия напряжением до 1000в и выше

4.1. Методика расчетов

Электрическая сеть промышленного предприятия представляет собой единое целое, и правильно выбрать средства компенсации для сетей напряжением до 1000 В и выше можно только при совместном решении задачи выбора всех элементов сети (трансформаторов, токопроводов иcточников реактивной мощности (ИРM) и т.д.)

Компенсация РМ потребителей в сетях напряжением до 1000 В может осуществляться при помощи синхронных двигателей (СД) или конденсаторных батарей (БК), присоединенных непосредственно к этим сетям, а также РМ может передаваться в сеть до 1000 В со стороны сети 6/10 кВ от СД, БК, генераторов местной электростанции или из сети энергосистемы.

ИРМ, устанавливаемые на стороне 6/10 кВ (крупные СД или БК), экономичнее БК на напряжение до 1000 В, но передача РМ со стороны 6/10 кВ может привести к увеличении установленной мощности цеховых трансформаторов и появлению дополнительных потерь электроэнергии в сети и трансформаторах.

Выбор типа, мощности, места установки и режима работы компенсирующих устройств (КУ) должен обеспечивать наибольшую экономичность при соблюдении технических требований: допустимые пределы напряжений в питающих и распределительных сетях; допустимые токовые нагрузки элементов сетей; режим работы источников РМ в заданных пределах; необходимый резерв РМ в узлах сети; статическая устойчивость работы сетей и электроприемников.

Критерием экономичности является минимум приведенных затрат на установку компенсирующих устройств и дополнительного оборудования (коммутационных аппаратов, устройств регулирования и т.п.); на оборудование трансформаторных подстанций; на сооружения питающей и распределительной сетей; на снижение потерь электроэнергии, активной и реактивной мощности в питающей и распределительной сетях вследствие уменьшения токовых нагрузок средствами компенсации.

При выборе КУ, устанавливаемых в распределительных сетях предприятия, исходными являются следующие данные: максимальные расчетные активные Рр и реактивные Qp нагрузки потребителей напряжением до 1000 В и 6/10 кВ в часы наибольшей и наименьшей активной нагрузки энергосистемы; типовые суточные и годовые графики активных и реактивных нагрузок; схема электроснабжения на напряжение 6/10 кВ проектируемого предприятия; заданные энергосистемой входные реактивные мощности QЭ1 и QЭ2, которые будут переданы из сети энергосистемы в сеть проектируемого предприятия в режимах наибольшей и наименьшей активных нагрузок.

При курсовом и дипломном проектировании значения QЭ1 и QЭ2 на шинах 6 или 10 кВ определяется в соответствии с [3,4]. Для потребителей с присоединенной мощностью трансформаторов и высоковольтных двигателей 750 кВ·А и выше значение QЭ1 определяют меньшим из значений, полученных по формулам

где QСД - РМ синхронных двигателей, которая может быть использована; α- расчетный

коэффициент, соответствующий установленным предприятию условиям получения от энергосистемы мощностей Рм и QЭ1; величина коэффициента принимается по данным таблицы

4.1.

39

где Qmin - мощность реактивной нагрузки предприятия в часы минимальной нагрузки

энергосистемы (при отсутствии данных о фактической реактивной нагрузке минимальная реактивная мощность принимается по типовому графику); QK - мощность, генерируемая

компенсирующими устройствами предприятия в часы минимальной активной нагрузки энергосистемы; QKД - мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых предприятием

для снижения потребления Q до величины QЭ1.

Конкретное значение QЭ2 из указанного диапазона следует устанавливать, исходя из режимов напряжения в данном узле в часы минимума нагрузки:

а) с повышенными напряжениями QЭ2 = QЭ' 2 ;

б) c допустимыми напряжениями QЭ2 может быть установлено не менее значения, рассчитанного по формуле (4.4) (QЭ2 = 0 , если значение QЭ'' 2 ≤ 0 ).

4.2.Определение суммарной мощности компенсирующих устройств

Необходимая суммарная мощность компенсирующих устройств (КУ) для режима наибольших реактивных нагрузок в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы в сети промышленного предприятия с присоединенной мощностью трансформаторов и высоковольтных двигателей ≥750 кB·А, для обеспечения технических требований к работе сетей и электроприемников (ЭП) в послеаварийных режимах с учетом резерва РМ

40

где Да.св. - доля установленной мощности асинхронных двигателей и сварочных трансформаторов в составе низковольтной нагрузки; Sпр - присоединенная мощность потребителя.

4.3. Распределение суммарной мощности между сетями до 1000 В и выше

Стоимость комплектных трансформаторных подстанций (КТП) очень велика, поэтому выбор числа и мощности цеховых трансформаторов должен соответствовать техникоэкономическим расчетам РМ, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1000 В. Минимально возможное число трансформаторов определяется по формуле

рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов цеха; SН.Т - номинальная мощность трансформатора.

где QВ - реактивная нагрузка потребителей, включенных в сеть 6 или 10 кВ:

QВ = QH ,В + QТ + QC.В;

QH ,В - суммарная РМ ЭП напряжением 6/10 кВ;

QТ , QC.В - реактивные потери в трансформаторах и в сети 6 или 10 кВ предприятия.

Реактивная мощность, которая может быть передана из сети напряжением 6/10 кВ в сеть напряжением до 1000 В:

где QpΣ - расчетная реактивная нагрузка ЭП напряжением до 1000 В.

Реактивная мощность КУ, которые могут быть установлены в сети напряжением 6 или 10 кВ без увеличения числа трансформаторов:

Далее рассматриваются варианты увеличения пропускной способности цеховых трансформаторов:

41

а) увеличением числа трансформаторов NТ на 1 или 2;

б) заменой номинальной мощности SН.Т мощностью на одну ступень выше;

в) установкой большего числа трансформаторов с большей суммарной мощностью. После увеличения пропускной способности трансформаторов по каждому варианту определяют Q1' по формуле (4.11), QКУ,H по формуле (4.12) и QКУ,В по формуле (4.13).

4.4.Выбор средств компенсации реактивной мощности

Вэлектрических сетях промышленных предприятий ИРМ являются БК, синхронные двигатели, воздушные и кабельные линии напряжением 6 и 10 кВ. При выборе средств компенсации РМ необходимо учитывать:

а) мощность, генерируемую БК поперечного включения и пропорциональную квадрату напряжения на ее зажимах:

••

где U ,U вх - относительные номинальные напряжения сети и конденсаторов в пункте их присоединения; QH .БК - номинальная мощность БК;

б) суммарную РМ всех СД, предусматриваемых в схемах электроснабжения пpедпpиятия. Максимальная величина РМ, которую может генерировать СД:

где QН , PН - номинальные реактивная и активная мощности СД; tgϕH , η - коэффициент реактивной мощности и К.П.Д., соответствующие номинальным данным двигателя; αп -

наибольшая допустимая перегрузка СД по РМ, зависящая от типа двигателя, относительного напряжения на его зажимах и коэффициента загрузки по активной мощности (табл. П1-1);

в) РМ, генерируемая воздушными и кабельными линиями:

•

где U - относительное напряжение сети по отношение к номинальному; Qо - удельная РМ, генерируемая 1 км кабельной линии (табл.П1-2); l - длина линии.

Мощности БК, устанавливаемых в сети до 1000 В и в сетях 6/10 кВ при наличии СД и протяженных кабельных линий 6/10 кВ, определяются по выражениям

QБК.Н ,QКУ.Н ,QСД.Н - соответственно мощность БК, КУ, СД, устанавливаемых в сети до 1000 В; QБК.В,QКУ.В,QСД.В - соответственно мощность БК, КУ, СД, устанавливаемых а сети 6/10 кВ.

Если QБК.Н <50 квар и QБК.B <800 квар, то установка БК в соответствующих сетях не рекомендуется.

4.5. Технико – экономическое обоснование выбора КУ

Выбор КУ производится на основании технико-экономического сравнения вариантов. Среди технически приемлемых вариантов экономически целесообразным будет тот, который

42

обеспечивает минимум приведенных годовых затрат. В общем случае суммарные затраты (в рублях) на установку КТП и на генерацию РМ могут быть определены по формуле

где Q - генерируемая источником РМ для проектируемой установки, Мвар; З0 - постоянная составляющая затрат, не зависящая от генерируемой мощности, руб; З1 - удельные затраты на 1 Мвар генерируемой мощности, руб/Мвар; З2 - удельные затраты на 1 Мвар генерируемой мощности, руб/Мвар2.

Для группы параллельно работающих однотипных СД затраты составляют:

где Ep - величина отчислений; K p - стоимость регулятора возбуждения СД, руб; C0 - стоимость потерь, руб/кВт; Д1, Д2 - постоянные величина, зависящие от технических параметров СД, кВт (величины Д1, Д2 для двигателей СДН, СТД, СД и СДЗ; QH - номинальная

43

РM СД, Мвар; Qпр - РМ, генерируемая группой однотипных двигателей для прочих потребителей до ввода проектируемого объекта, Мвар (для вновь проектируемого -Qпр =0).

Для генераторов электростанций З0 =0, 31 и З2 определяются по формуле (4.25). Затраты на генерацию РМ БК

где K0 - стоимость вводного устройства, руб; K p - стоимость регулирующего устройства, руб; Kу - удельная стоимость БК, руб/Мвар; C0 - удельная стоимость потерь активной мощности; Е

•

- суммарные ежегодные отчисления; РБК - удельные потери в конденсаторах; U БК - отношение

•

номинального напряжения конденсаторов к номинальному напряжению сети; U - относительная величина напряжения сети в пункте присоединения БК (для БК напряжением до

1000 В U БК =1, U = 1; для БК напряжением 6/10 кВ U БК =1,05; U = 0,95.

Затраты на генерацию РМ воздушными и кабельными линиями ЗЛ = 0 .

44

Пример 1.

Выбор числа и мощности трансформаторов тп 10/0,4 кв с учетом компенсации реактивной мощности

Для цеха алюминиевого литья машиностроительного предприятия известны:

PPΣ =12104.3 кВт, QPΣ = 7942.2 квар .

Qmin - определяется по годовому графику. Для машиностроения Qmin = 53% от расчетного максимума:

Qmin = 0.53 7942.2 = 4521 квар.

Определяем значения Рр и Qр

QЭ'' 1 = α PP = 0,28 12.460 = 3488.8 квар .

Принимаем меньшее из значений QЭ1 = 3488.8 квар.

б) QЭ'' 2 = Qmin −QKД = Qmin −(QP −QЭ1) = 4521−(8530 −3488,8) = −520, 2 квар ; QЭ' 2 = Qmin +QK = 4521+0 = 4521 квар; QK = 0 .

Принимаем большее из значений QЭ2 = 4521 квар.

2. Суммарная мощность КУ:

QКУ max =1.1 QP −QЭ1 =1.1 8530 −3488.8 = 5894.2 квар.

Мощность нерегулируемых КУ:

QКУ min = Qmin −QЭ2 = 4521−4521 = 0 квар, то есть все КУ должны быть регулируемые.

3. Выбираем число и мощность трансформаторов:

где kз = 0,7 (для двухтрансформаторных ТП); SЦ - площадь цеха.

Принимаем ближайшее большее NT =11.

5. Определяем РМ, которая должна быть передана из сети 10 кВ в сеть 0.4 кВ и не должна компенсироваться:

45

QЭН = QЭ1 −QВ = 3488 −(8530 −7912,2) = 2901 квар,

где QВ - реактивная мощность потребителей 6 …10 кВ.

6. Находим РМ, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть до 1000В:

46

Пример 2.

Расчет компенсации реактивной мощности в сети чугунно-литейного корпуса автозавода

Исходными данными являются:

Pp ∑ =17213.3кВт;Qр∑ =11456.6квар; Sр∑ = 20677.3кВА.

В корпусе установлены ТП с трансформаторами ТСГЗЛ 1600/10/0,4. Из [16] определяем

QТ = NТ (i0 + Кз2 Uкз ) 100Sн =16 (0.7 +0.72 6) 1600100 = 931.84квар

Расчетная нагрузка корпуса с учетом потерь в трансформаторах:

Pр = Pр∑ + PТ =17213.3 +139.76 =17353.06кВт

Qр = Qр∑ + QТ =11456.6 +931.84 =12387.84квар

Реактивная мощность в часы минимума нагрузки:

Qmin = 50% Qр = 6244квар - по типовому годовому графику электрических нагрузок для автомобильной промышленности.

1. Экономически обоснованные значения реактивной мощности в часы максимума энергосистемы:

Qэ'1 = Qр −0.7 QСД =12387.84квар

Qэ''1 = α Pр = 0.28 17353.06 = 4858.86квар

где α = 0.28;QСД = 0 .

Из-за пониженного напряжения в часы максимальных нагрузок принимаем меньшее из значений: Qэ1 = 4858.86квар

2. Экономически обоснованные значения реактивной мощности в режиме наименьших нагрузок:

Qэ' 2 = Qmin +Qк = 6244квар, где Qк = 0 ;

Qэ''2 = Qmin −QКД = Qmin −(Qр −Qэ1) = 6244 −(12387.84 −4858.86) = −1284.98квар.

Из-за повышенного напряжения в часы минимальных нагрузок принимаем значение мощности:

Qэ2 = 6244квар.

3. Суммарная мощность компенсирующих устройств:

47

Qку.max =1.1 Qр −Qэ1 =1.1 12387.84 −4858.86 =8767.8квар Qку.min = Qmin −Qэ2 = 6244 −6244 = 0

Следовательно, все КУ должны быть регулируемые.

Произведем выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности.

Вариант А

Рассмотрим вариант с трансформаторами типа ТСЗГЛ-1600 кВА.

Реактивная мощность, которая должна быть передана из сети 6/10 кВ в сеть напряжением до 1кВ и не должна компенсироваться:

Qэн = Qэ1 −(Qр −Qр∑ ) = 4858.86 −(12387.84 −11456) = 3927.02квар.

Реактивная мощность, которая может быть передана из сети 6/10 кВ в сеть напряжением до

1кВ:

QТ = (NТ КЗ Sн.Т )2 − Pр2∑ = (16 0.7 1600)2 −17213.32 = 4983квар.

Мощность КУ, устанавливаемых на стороне до 1кВ:

QКУ.н = Qр∑ −QТ =11456 −4983 = 6473квар.

Мощность КУ, которые могут быть установлены на стороне 6/10 кВ:

QКУ.в = QКУ.max −QКУ.н =8767.8 −6473 = 2294.6квар .

Так как QКУ.в >800квар, то установка БК на стороне 6/10кВ целесообразна.

Полагая, что РМ равномерно распределена между трансформаторами, принимаем к установке:

15 регулируемых КУ типа УК-0.38-430 Н мощностью 430 квар каждая и общей установленной мощностью 6,45 Мвар;

2 регулируемых КУ типа УК-6/10 Н-1125 мощностью 1125 квар каждая и общей установленной мощностью 2,25 Мвар.

Приведенные затраты на БК до 1 кВ:

+0.27 16 15 =1584.9тыс.руб.

где Е=0.223; С0=4800 руб/кВт; UБК =1; U=1; Кр=16000 руб; PБК =4.5 кВт/Мвар; Q =6.45 квар; Ку =960 тыс. руб/Мвар; Ер=0.27.

Приведенные затраты на БК 6/10 кВ:

+0.27 240 2 = 353.75тыс.руб.

где Е=0.223; С0=4800 руб/кВт; UБК =1.05; U=0.95; Кр=240000 руб; PБК =2.5 кВт/Мвар; Q =2.25 квар; Ку =480 тыс. руб/Мвар; Ер=0.27.

Суммарные затраты на КУ:

ЗКУ = ЗКУ.н + ЗКУ.в =1584.9 +353.75 =1826.6тыс.руб.

48

Затраты на установку КТП с трансформаторами ТСЗГЛ 16000/10:

Зобщие = ЗКУ + ЗКТП =1826.6 +14341.7 =16168.3тыс.руб.

Вариант Б

Рассмотрим вариант с трансформаторами мощностью на одну ступень выше - ТСЗГЛ-2500 кВА.

Реактивная мощность, которая должна быть передана из сети 6/10 кВ в сеть напряжением до 1кВ и не должна компенсироваться:

Qэн = Qэ1 −(Qр −Qр∑ ) = 4858.86 −(12387.84 −11456) = 3927.02квар.

Реактивная мощность, которая может быть передана из сети 6/10 кВ в сеть напряжением до

1кВ:

QТ = (NТ КЗ Sн.Т )2 − Pр2∑ = (10 0.7 2500)2 −17213.32 = 3155квар .

Мощность КУ, устанавливаемых на стороне до 1кВ:

QКУ.н = Qр∑ −QТ =11456 −3155 =8301квар.

Мощность КУ, которые могут быть установлены на стороне 6/10 кВ:

QКУ.в = QКУ.max −QКУ.н =8767.8 −8301 = 466.5квар.

Так как QКУ.в <800квар, то установка БК на стороне 6/10кВ не целесообразна.

К установке принимаем 9 регулируемых КУ типа УК-0.38-900 общей установленной

+0.27 16 9 =1947.9тыс.руб.

где Е=0.223; С0=4800 руб/кВт; UБК =1; U=1; Кр=16000 руб; PБК =4.5 кВт/Мвар; Q =8.1 квар; Ку =960 тыс. руб/Мвар; Ер=0.27.

Затраты на установку КТП с трансформаторами ТСЗГЛ 2500/10. Стоимость КТП КТП=1017.5 тыс.руб.

49

По приведенным затратам выбираем трансформатор ТСЗГЛ-1600 кВА.

50