3.4 Компенсация реактивной мощности

Передача реактивной мощности по элементам электроснабжения во многих случаях экономически нецелесообразна. Возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью. Дополнительные потери напряжения приводят к снижению качества напряжения и дополнительным затратам на средства регулирования напряжения. Загрузка реактивной мощностью линий электропередач и трансформаторов требует увеличения сечения проводов ВЛ и жил кабелей, увеличение номинальной мощности трансформаторов и их число. Из приведенного следует, что технически и экономически целесообразно предусматривать дополнительные мероприятия по уменьшению потребляемой реактивной мощности, которые можно разделить на две группы:

1) без применения специальных устройств компенсации реактивной мощности;

2) с применением специальных компенсирующих устройств.

В первую очередь следует проводить мероприятия первой группы: замену малонагруженных асинхронных двигателей и трансформаторов, ограничение продолжительности холостого хода ЭД применении СД вместо асинхронных, повышение качества ремонта электрооборудования, совершенствование технологического процесса с целью улучшения энергетического режима работы оборудования и т.д.

Ко второй группе относятся конденсаторные батареи и специальные компенсаторы.

Наибольшего эффекта достигают при правильном сочетании мероприятий первой и второй групп, которые должны быть экономически и технически обоснованы.

Реактивная мощность, кВар, статических конденсаторов определяется

как разность между фактической и наибольшей реактивной мощностью. Q₁ нагрузки предприятия и предельной реактивной мощностью Q₂, представляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:

Q₃ = Q₁ - Q₂ = P  (tg (₁) - tg(₂)), (3.17)

где, Q₂=Ptg(₁), (3.18)

Р – мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы, принимается по средней расчетной мощности наиболее загруженной смены;

tg (₁) – фактический тангенс угла, соответствующий мощностям нагрузки P и Q1 вычисляется по формуле:

tg(₁) = Q₁ / P; (3.19)

Найдём tg(₁):

tg(₁) = 1004,88 / 1149,59 = 0,87

tg (₂) – оптимальный тангенс угла, соответствующей установленым предприятию условиям получения от энергосистемы мощностей активной нагрузки P и реактивной Q₁.

По расчетам получили:

Фактический тангенс угла сдвига фаз 0,87

оптимальный тангенс угла сдвига фаз 0,29

Мощность активной нагрузки в часы максимума энергосистемы 1149,59кВт.

Расчет реактивной мощности для компенсации:

Q₂ = 1149,59  (0,87 - 0,29) = 666,76 кВАр;

Принимаем к установке одну конденсаторную установку мощностью 900кВАр типа УК-6,3-900-ЛУЗ

3.5 Расчёт мощности и выбор трансформаторов

ЦТБ относится к потребителям I категории, поэтому выбираем на подстанции два трансформатора.

Определяем мощность трансформатора по формуле:

S_т = S_p / β_доп (3.20)

S_т = S_p / (2 * cosφ) = 1526,87 / (2 * 0,91) = 839 кВА

Выбираем два трансформатора типа ТМЗ 1000/10.