Меню

Как определить необходимую мощность конденсаторной батареи



Определение мощности высоковольтных батарей конденсаторов

date image2015-03-07
views image1123

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

Для каждой цеховой ТП определяют нескомпенсированную реактивную нагрузку Qнс. т на стороне 6 или 10 кВ каждого трансформатора [4]

где Qр. цт – наибольшая расчетная нагрузка цехового трансформатора; QНКф – фактическая принятая мощность НБК; ΔQцт – суммарные реактивные потери в цеховом трансформаторе при его коэффициенте загрузки с учетом компенсации (табл. 6.4).

Суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах

в зависимости от мощности трансформатора и коэффициента загрузки

Номинальная мощность трансформатора, кВ∙А Суммарные реактивные потери в трансформаторе при Kз, квар
0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

Для РП или ГПП нескомпенсированную реактивную Qнс. в определяют как сумму реактивных мощностей цеховых ТП и других потребителей.

Суммарную расчетную мощность ВБК для всего предприятия определяют из условия баланса реактивной мощности:

где Qр.в i – расчетная реактивная нагрузка на шинах 6−10 кВ i-го РП; Qр. цт – наибольшая расчетная нагрузка цехового трансформатора; QНКф – фактическая принятая мощность НБК; ΔQцт – суммарные реактивные потери в цеховом трансформаторе при его коэффициенте загрузки с учетом компенсации; QСД р – располагаемая мощность СД; n – количество РП (или ТП) на предприятии; Qэ1 – входная реактивная мощность, заданная энергосистемой на шинах 6 или 10 кВ.

Если энергосистема задает входную реактивную мощность на стороне 35 кВ и выше ГПП предприятия, то должны быть учтены потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП.

Если окажется, что мощность QВК

Решение.1. Для всех объектов завода выбраны число и мощность цеховых трансформаторов и рассчитана фактическая мощность батарей низковольтных конденсаторов QНКф аналогично примеру 6.1. Результаты расчетов приведены в табл. 6.6.

2. Определяем потери реактивной мощности, квар, в трансформаторах ГПП мощностью 63000 кВА:

Рис. 6.4. Схема электроснабжения механического завода

3. Определяем суммарную реактивную нагрузку предприятия на стороне 110 кВ ГПП (граница балансовой принадлежности):

4. Определяем суммарную мощность, квар, высоковольтных батарей конденсаторов из условия баланса реактивной мощности:

Расчетные активные и реактивные нагрузки предприятия

Наименование объекта Расчетные нагрузки Количество и мощность цеховых трансформаторов, шт. × кВА ΔQцт, квар QНКф, кВА
Рр, кВт Qр (Qр.т), квар Sр, кВА
Главный корпус (0,4 кВ) 13×1600
Механический цех (0,4 кВ) 12×1600 6263,5
Блок вспомогательных цехов (0,4 кВ) 6×1600
1РП. Компрессорная, в том числе: −7620 4×1000
силовое электрооборудование (0,4 кВ);
синхронные двигатели при cosφ = 1 (10 кВ) −9246
Прочие потребители 3×1000
Всего на шинах 10 кВ ГПП 110/10 14993,5
Итого: с учетом коэффициента максимумов нагрузок Kм = 0,95 14993,5

5. Все батареи высоковольтных конденсаторов устанавливаем на шинах 10 кВ ГПП. На РП1 батареи ВБК не устанавливают, так как отсутствуют потребители реактивной мощности (QСДэ выдается в сеть 10 кВ, т. е. имеет место опережающий cosφ).

6. Определяем необходимую фактическую мощность ВБК, устанавливаемых на шинах 10 кВ ГПП. Выбираем мощность ККУ одинаковую для каждой секции шин по 4050 квар. Всего QВКф = 8100 квар.

Источник

Аврал.Блог

Компенсация реактивной мощности: расчет мощности и выбор ступени регулирования конденсаторной батареи

Июль 10th, 2014 | Автор: E.J.

Введение

Мощность, потребляемая нагрузкой на переменном токе, подразделяется на активную (P) и реактивную (Q) составляющую. Полезную работу совершает только активная мощность, а реактивная мощность идет на создание магнитного и электрического поля. Передача реактивной мощности от источников генерации к потребителю нежелательна по следующим причинам:

  • появляются дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах электрической сети;
  • возрастают потери напряжения;
  • увеличиваются капитальные затраты на строительство сетей, так как приходится ставить более мощное оборудование на подстанциях и прокладывать линии с большим сечением жил проводов и кабелей.
Читайте также:  Увеличение потребляемой мощности электроэнергии

Существует ряд мероприятий по снижению потребления реактивной мощности, в частности, установка компенсирующих устройств (КУ). Очевидно, что наиболее целесообразно ставить КУ в местах потребления реактивной мощности, так как в этом случае разгружается все элементы сети, участвующие в передаче электроэнергии. Для компенсации реактивной мощности используются конденсаторные батареи, синхронные компенсаторы, тиристорные компенсаторы.

Соотношение потребления активной и реактивной мощности характеризуется коэффициентом реактивной мощности – tgϕ.

Коэффициент реактивной мощности

Предельные значения tgϕ в часы больших суточных нагрузок электрической сети для потребителей, присоединенных к сетям напряжением ниже 220 кВ, определяются в соответствии с приложением к [1] (см. табл. 1).

Таблица 1.

Предельные значения коэффициента реактивной мощности

Положение точки присоединения потребителя к электрической сети

tgϕ

— напряжением 110 кВ (154 кВ)

— напряжением 35 кВ (60 кВ)

— напряжением 6-20 кВ

— напряжением 0,4 кВ

Следует заметить, что эти значения устанавливаются

«…в отношении потребителей электрической энергии, присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых более 150 кВт (за исключением граждан-потребителей, использующих электрическую энергию для бытового потребления, и приравненных к ним в соответствии с нормативными правовыми актами в области государственного регулирования тарифов групп (категорий) потребителей (покупателей), в том числе многоквартирных домов, садоводческих, огороднических, дачных и прочих некоммерческих объединений граждан)» [1].

Кроме того, максимальная величина tgϕ может указываться в выдаваемых потребителям технических условиях (ТУ) на подключение к электрическим сетям. В этом случае примерная формулировка следующая (пример для ТП-10/0,4 кВ):

«Согласованный системным оператором tgϕ на стороне 10 кВ принять не более 0,1. Проектом необходимо выполнить расчёт реактивной мощности, предусмотреть компенсирующие устройства с автоматическим регулированием в РУ-0,4 кВ трансформаторной подстанции. Количество и мощность компенсирующих устройств определить проектом».

В приведенной формулировке требования к максимальному значению tgϕ жёстче, чем в [1] (см. табл. 1). При этом не указывается, к какому режиму относится требование – часы больших или малых суточных нагрузок.

В статье рассматривается распространенный случай компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения при установке регулируемой батареи конденсаторов на шинах 0,4 кВ трансформаторной подстанции (ТП) напряжением 10(6)/0,4 кВ.

Постановка задачи

Принципиальная электрическая схема трансформаторной подстанции с установленными устройствами компенсации реактивной мощности (конденсаторными батареями) приведена на рис. 1.

Принципиальная электрическая схема трансформаторной подстанции

Рис. 1. Принципиальная электрическая схема трансформаторной подстанции.

Как правило, секционный автоматический выключатель в нормальном режиме работы ТП разомкнут. Каждую секцию шин можно рассматривать изолировано друг от друга и рассчитывать параметры режима отдельно. Для упрощения расчетов будем считать режимы потребления электроэнергии на обеих секциях симметричными и примем следующие обозначения:

  • Pр.нагр.1 = Pр.нагр.2 = Pр.нагр. – расчётная активная мощность нагрузки;
  • cosϕр.нагр.1 = cosϕр.нагр.2 = cosϕр.нагр. – расчётный коэффициент мощности нагрузки;
  • QКУ-1.ном = QКУ-2.ном = QКУ.ном – номинальная мощность устройства компенсации реактивной мощности (УКРМ);
  • ΔQКУ-1 = ΔQКУ-2 = ΔQКУ – мощность ступени регулирования УКРМ;
  • UНН – номинальное напряжение стороны низкого напряжения (НН);
  • P1НН = P2НН = PНН = Pр.нагр.– расчётная активная мощность на шинах НН;
  • Q1НН = Q2НН = QНН – расчётная реактивная мощность на шинах НН;
  • tgϕ1НН = tgϕ2НН = tgϕНН – расчётный коэффициент реактивной мощности на шинах НН;
  • ΔPТ – потери активной мощности в трансформаторе;
  • ΔQТ – потери реактивной мощности в трансформаторе;
  • UВН – номинальное напряжение стороны высокого напряжения (ВН);
  • tgϕmax (tgϕmin) – максимальное (минимальное) значение нормируемого коэффициента реактивной мощности на шинах ВН;
  • P1ВН = P2ВН = PВН – расчётная активная мощность на шинах ВН;
  • Q1ВН= Q2ВН = QВН – расчётная реактивная мощность на шинах ВН;
  • tgϕ1ВН = tgϕ2ВН = tgϕВН – расчётный коэффициент реактивной мощности на шинах ВН.
Читайте также:  Генератор уаз патриот мощность двигателя

Цель: рассчитать номинальную реактивную мощность (QКУ.ном) и ступень регулирования (ΔQКУ) УКРМ.

Расчет мощности УКРМ

Коэффициент реактивной мощности на стороне ВН определяется следующим образом:

Потребляемая активная мощность на шинах ВН складывается из активной мощности нагрузки и активных потерь мощности в трансформаторе:

Потребляемая реактивная мощность на шинах ВН складывается из реактивной мощности нагрузки и реактивных потерь мощности в трансформаторе за вычетом расчетной мощности компенсирующего устройства:

Выразим реактивную мощность нагрузки через известные величины (см. рис.1):

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторе зависят от передаваемой мощности и рассчитываются по формулам (7) и (8):

где ΔPxx – потери активной мощности холостого хода трансформатора (паспортные данные), кВт;

ΔQμ – потери реактивной мощности холостого хода трансформатора, квар;

ΔPнагр. (ΔQнагр.) – нагрузочные активные (реактивные) потери в трансформаторе, кВт (квар);

ΔPк – потери активной мощности короткого замыкания трансформатора (паспортные данные), кВт;

SНН – потребляемая полная мощность на шинах НН, кВ*А:

Потребляемая полная мощность на шинах НН

SТ – номинальная полная мощность трансформатора, кВ*А;

Iхх – ток холостого хода трансформатора, %;

Uк – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Следует заметить, что расчеты по формулам (7) – (9) носят приближённый характер, так как на этом этапе нельзя определить значение QНН из-за того, что неизвестно расчетное значение реактивной мощности компенсирующего устройства QКУ.р, см. формулу (4). В этом случае можно:

  • принять QКУ.р = 0 и выполнить расчет без компенсирующего устройства;
  • принять QКУ.р = Qр.нагр. и выполнить расчет при полной компенсации реактивной мощности на шинах НН (этот вариант рекомендуется использовать из-за меньшей расчетной погрешности первой итерации расчёта потерь в трансформаторе).

Подставляя в (2) выражения (3), (4) и (5), получим выражение для расчета коэффициента реактивной мощности на шинах ВН, где вторым неизвестным является значение реактивной мощности компенсирующего устройства QКУ:

Так как максимальное значение коэффициента реактивной мощности на шинах ВН нормировано, значит должно выполняться следующее условие:

Выполнение условия (11) необходимо по нормативным требованиям, но недостаточно, так как коэффициент реактивной мощности может быть отрицательной величиной. Действительно, если в (10) QКУ.р будет достаточно большой величиной, чтобы числитель дроби стал отрицательным, то получим перекомпенсацию реактивной мощности QВН Рис. 2. Изображение реактивной мощности УКРМ в текущем режиме.

а – до переключения ступени регулирования; б – в момент переключения ступени регулирования

Значение QКУ находится между значениями QКУ.min и QКУ.max, значит коэффициент реактивной мощности tgϕВН находится в допустимом диапазоне значений. При уменьшении реактивной мощности нагрузки Qнагр. значения QКУ.min и QКУ.max начинают уменьшаться, см. (5), (16) и (17). При этом они смещаются влево на оси Q до тех пор, пока QКУ.max не достигнет значения QКУ (см. рис. 2, б). При дальнейшем снижении Qнагр. значение QКУ выходит за допустимый диапазон. В этот момент УКРМ снижает вырабатываемую реактивную мощность QКУ на величину ступени регулирования ΔQКУ до значения Q’КУ. Очевидно, что величина ступени регулирования не должна превышать разность между значениями QКУ.max и QКУ.min. Аналогичные рассуждения можно провести при увеличении реактивной мощности нагрузки Qнагр.

Итак, расчётная величина ступени регулирования компенсирующего устройства определяется по выражению:

Читайте также:  Как по мощности определить силу постоянного тока

Подставив в (21) выражения (16) и (17), получим формулу расчёта ступени регулирования УКРМ:

Выбор ступени регулирования УКРМ ΔQКУ выполняется по выражению:

Подставив (22) в (23), окончательно получим:

Из (22) видно, что расчетное значение ступени регулирования зависит от величины активной мощности нагрузки Pнагр.; при снижении Pнагр. снижается и расчетное значение ΔQКУ.р. Следовательно, если ступень регулирования выбрана по расчетной мощности нагрузки Pр.нагр., то приемлемое значение tgϕВН гарантированно будет обеспечиваться только в диапазоне расчетных (максимальных) значений нагрузок потребителей. При снижении потребляемой нагрузки Pнагр. величина ΔQКУ.р может оказаться меньше ΔQКУ, и tgϕВН выйдет за границы диапазона допустимых значений tgϕmax и tgϕmin. Во избежание этой ситуации рекомендуется производить расчет ΔQКУ.р в режиме малых нагрузок. Тогда выбранная ступень регулирования ΔQКУ по выражению (24) обеспечит поддержание tgϕВН в требуемом диапазоне в режиме и больших, и малых нагрузок.

Пример расчёта

Произведем расчет номинальной мощности и ступени регулирования УКРМ для следующих условий:

параметры нагрузки:

  • Pр.нагр.= 400 кВт;
  • Pр.min.нагр.= 150 кВт (расчётная мощность в режиме малых нагрузок);
  • cosϕр.нагр. = 0,85;

заданный диапазон значений коэффициента реактивной мощности:

паспортные значения трансформатора:

  • SТ = 630 кВ*А;
  • ΔPxx =0,94 кВт;
  • ΔPк = 7,6 кВт;
  • Iхх = 1,6%;
  • Uк = 5,5 %.

Выполним последовательно расчеты по формулам (6), (5), (9), (7), (8), (16) и (17), при этом примем номинальную мощность УКРМ равной реактивной мощности нагрузки.

Источник

Расчет и выбор конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности

Расчет и выбор конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощностиНаиболее распространенными видами компенсирующих устройств, которые выполняют роль местных генераторов реактивной мощности на предприятиях, являются батареи статических конденсаторов и синхронные двигатели. Конденсаторные батареи устанавливают на цеховых общезаводских трансформаторных подстанциях — со стороны низкого или высокого напряжения.

Чем ближе компенсирующее устройство к приемникам реактивной энергии, тем больше звеньев системы электроснабжения разгружается от реактивных токов. Однако при централизованной компенсации, т. е. при установке конденсаторов на трансформаторных подстанциях, конденсаторная мощность используется более полно.

Мощность конденсаторных батарей может быть определена по диаграмме рис. 1.

Диаграмма мощностей

Рис. 1. Диаграмма мощностей

Q к = P1 х tg φ1 — P2 х tg φ2 ,

где P1 и P2 — нагрузка до и после компенсации, φ1 и φ 2 — соответствующие углы сдвига фаз.

Реактивная мощность, отдаваемая компенсирующей установкой,

где Q 1 и Q2 — реактивная мощность до и после компенсации.

Активная мощность, потребляемая из сети компенсирующим устройством

Величину необходимой мощности конденсаторной батареи можно определить приближенно без учета потерь в конденсаторах, которые составляют 0,003 — 0,0045 кВт/квар

Q к = P (tg φ1 — tg φ2)

Пример расчета и выбор конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности

Необходимо определить номинальную мощность Qк конденсаторной батареи, необходимой для повышения коэффициента мощности до значения 0,95 на предприятии с трехсменным равномерным графиком нагрузки. Среднесуточный расход электроэнергии Аа = 9200 кВтч; Ар = 7400 кварч. Конденсаторы установлены на напряжение 380 В.

P ср = Аа/24 = 9200/24 = 384 кВт.

Мощность конденсаторных батарей

Q к = P (tg φ1 — tg φ2) = 384 (0,8 — 0,32) = 185 квар,

где tg φ1 = Ар/Аа = 7400/9200 = 0,8, tg φ2 = (1 — 0,95 2 )/0,95 = 0,32

Выбираем трехфазные конденсаторы типа KM1-0,38-13 каждый номинальной мощностью 13 квар на напряжение 380 В. Число конденсаторов в батарее

n = Q/13 = 185/13 = 14

Мощность различных конденсаторных установок для среднесуточной нагрузки можно найти в электротехнических справочниках и каталогах производителей.

Источник