Как найти компенсирующее устройство - Исправление недочетов и поиск решений вместе с Examum.ru

_{Расчетную

реактивную мощность компенсирующих

устройств можно определить из соотношения:}

_,

где_Q_K_._P_._{– расчетная мощность компенсирующего

устройства, кВАР;}

_{α

– коэффициент, учитывающий повышение}_cosφ_{естественным способом, принимается

α=0,9;}

—
коэффициенты реактивной мощности до и
после компенсации соответственно.

Компенсацию
мощности производим до
,
тогда

Сварочные
аппараты:

_{Продольно-фрезерные

станки:}

_{Горизонтально-расточные

станки:}

_{Агрегатно-расточные

станки:}

_{Плоскошлифовальные

станки:}

_{Краны

консольные поворотные:}

_{Токарно-шлифовальный

станок:}

_{Радиально-сверлильные

станки:}

_{Алмазно-расточные

станки:}

_{Компенсирующие

устройства буду установлены в точках}_I_и_II_.

_{Расчетная

мощность компенсирующего устройства

в точке}_I_равна:

_{Расчетная

мощность компенсирующего устройства

в точке}_II_равна:

_{Типы

компенсирующих устройств занесены в

таблицу 3:}

_{Таблица

3 – Типы компенсирующих устройств}

№ п/п	Место установки	Тип компенсирующего устройства	Мощность, кВАр	Номинальный ток фазы, А	Габаритные размеры (В×Ш×Г)
1	I	УКРМ -0,4-100-УХЛ3	100	144	600 × 600 × 200
2	II	УКРМ -0,4-125-УХЛ3	125	137	1200 × 800 × 300

Структура условного обозначения Пример маркировки: укрм-0,4-40-ухл4

Пояснение
маркировки:

УКРМ
— установка компенсации реактивной
мощности;
0,4
— номинальное напряжение, кВ;
40
— номинальная мощность, кВАр;
УХЛ4
— климатическое исполнение и категория
размещения.

Определение
центра нагрузок цеха.

Определим
условные координаты центра нагрузок
цеха:

_{Расчет

линий электроснабжения.}

_{Расчет

линий электропередач производим методом

проводникового материала. Всю схему

электроснабжения цеха разделим на два

участка и составим для каждого участка

схемы замещения.}

_{Рассчитаем

первую схему. Составим 1 схему замещения:}

_{Определим

значения моментов на участках схемы,

результаты сведены в таблицу 4.}

_{Таблица

4 – Расчетная таблица моментов нагрузки

для первой схемы.}

Участок	Длина, м	Рр, кВт	М, кВт*м
ШР2-11	14	8	112
ШР2-10	11	8	88
ШР2-9	10	24	240
ШР2-8	7	24	168
ШР2-7	4	24	96
ШР2-6	1	24	24
ШР2-5	3	24	72
ШР1-ШР2	11	136	1496
ШР1-4	2	24,02	48,04
ШР1-3	7	24,02	168,14
ШР1-2	11	24,02	264,22
ШР1-1	13	24,02	312,26
ШО1-ШР1	19	232,08	2288,66

Вычисляем
приведенные моменты нагрузок на участках,
где сеть разветвляется, а именно: участки
ШО1-ШР1 и ШР1-ШР2.

_{Для

прокладки выбираем провод марки ВВГ.}

ВВГ
— силовой
кабель
для передачи и распределения электроэнергии
в стационарных установках. Количество
жил в них насчитывается от 1 до 5, площадь
сечения — от 1,5 до 240 кв. мм. Они рассчитаны
на напряжение 660, 1000 и 6000 В. В качестве
проводников в ВВГ используется медная
проволока; изоляция и оболочка выполнены
из поливинилхлоридных пластикатов.

_{Расчетное

сечение провода для участка ШО1-ШР1:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШО1-ШР1:

Вывод:
так
как ,
то берем сечение
которое удовлетворяет требованиям по
условиям нагрева провода в нормальном
режиме при прокладке открыто.

Определяем
фактическую потерю напряжения на участке
ШО1-ШР1:

_{Допустимые

потери напряжения на ответвлениях от

точки ШР1 составят:}

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР1-1:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР1-1:

Вывод:
так
как ,
то берем сечение
которое удовлетворяет требованиям по
условиям нагрева провода в нормальном
режиме

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР1-2:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР1-2:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР1-3:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР1-3:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР1-4:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР1-4:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР1-ШР2:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР1-ШР2:

Вывод:
так
как ,
то берем сечение
которое удовлетворяет требованиям по
условиям нагрева провода в нормальном
режиме.

Определяем
фактическую потерю напряжения на участке
ШР1-ШР2:

_{Допустимые

потери напряжения на ответвлениях от

точки ШР2 составят:}

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР2-5:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР2-5:

Вывод:
так
как ,
то берем сечение
которое удовлетворяет требованиям по
условиям нагрева провода в нормальном
режим .

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР2-6:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР2-6:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР-7:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР2-7:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР2-8:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР2-8:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР2-9:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР2-9:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР2-10:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР2-10:

Вывод:
так
как ,
то выбранное сечение удовлетворяет
требованиям по условиям нагрева провода
в нормальном режиме.

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР2-11:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР2-11:

_{Рассчитаем

вторую схему. Составим 2 схему замещения:}

_{Определим

значения моментов на участках схемы,

результаты сведены в таблицу 5.}

_{Таблица

5 – Расчетная таблица моментов нагрузки

для второй схемы.}

Участок	Длина, м	Рр, кВт	М, кВт*м
ШР3-26	10	5,5	55
ШР3-25	15	7	105
ШР3-24	9	7	63
ШР3-20	16	1,63	26
ШР3-19	8	1,63	13
ШР3-14	18	5,25	94,5
ШР3-13	10	16,5	165
ШР3-12	4	16,5	66
ШО2-ШР3	15	61	915
ШР4-32	4	3	12
ШР4-31	11	3	33
ШР4-30	14	2,6	49,4
ШР4-29	19	2,6	49,4
ШР4-28	23	2,6	59,8
ШР4-27	27	2,6	70,2
ШР3-ШР4	62	16,4	1016,8
ШР5-23	9	1,63	14,63
ШР5-22	17	1,63	27,63
ШР5-21	25	1,63	40,63
ШР5-18	3	6	18
ШР5-17	11	6	66
ШР5-16	18	7	126
ШР5-15	23	5,25	120,75
ШР4-ШР5	5	29,13	145,63

Вычисляем
приведенные моменты нагрузок на участках,
где сеть разветвляется, а именно: участки
ШО2-ШР3, ШР3-ШР4 и ШР4-ШР5.

_{Для

прокладки выбираем провод марки ВВГ.}

_{Расчетное

сечение провода для участка ШО2-ШР3:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШО2-ШР3:

Определяем
фактическую потерю напряжения на участке
ШО2-ШР3:

_{Допустимые

потери напряжения на ответвлениях от

точки ШР3 составят:}

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР3-12:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР3-12:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР3-13:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР3-13:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР3-14:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР3-14:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР3-19:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР3-19:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР3-20:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР3-20:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР3-24:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР3-24:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР3-25:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР3-25:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР3-26:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР3-26:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР3-ШР4:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР3-ШР4:

Определяем
фактическую потерю напряжения на участке
ШР3-ШР4:

_{Допустимые

потери напряжения на ответвлениях от

точки ШР4 составят:}

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР4-27:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР4-27:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР4-28:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР4-28:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР4-29:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР4-29:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР4-30:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР4-30:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР4-31:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР4-31:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР4-32:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР4-32:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР4-ШР5:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР4-ШР5:

Определяем
фактическую потерю напряжения на участке
ШР4-ШР5:

_{Допустимые

потери напряжения на ответвлениях от

точки ШР5 составят:}

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР5-15:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР5-15:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР5-16:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР5-16:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР5-17:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР5-17:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР5-18:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР5-18:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР5-21:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР5-21:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР5-22:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР5-22:

_{Расчетное

сечение провода для участка ШР5-23:}

Ближайшее
большее стандартное сечение провода

Расчетный
ток на участке ШР5-23:

Расчет
токов короткого замыкания.

Определим
токи однофазного, двухфазного и
трехфазного короткого замыкания для
четырех точек К1, К2, К3 и К4.

Для
точки К1:

Определим
полное сопротивление линии:

_{,

где γ – удельная проводимость материала,

для меди γ=50 м/(Ом*мм}²_);

_S

–_{сечение

проводника, мм}²_.

_,

где_x₀_{– удельное индуктивное сопротивление,

мОм/м.}

_{Сопротивления

трансформатора равны:}

_{Определим

значение трехфазного тока КЗ:}

_,

где_U_{– напряжение в точке КЗ, В;}

_Z_k_{— полное сопротивление до точки КЗ.}

_{Ударный

коэффициент равен}

_{Ударный

ток КЗ равен:}

_{Действующее

значение ударного тока равно:}

_{—

коэффициент действующего значения

ударного тока.}

_{Двухфазный

ток КЗ:}

_{Однофазный

ток КЗ равен:}

_{,

где}_Z_П_{– полное сопротивление петли «фаза-нуль»

до точки КЗ.}

Для
точки К2:

Определим
полное сопротивление линии:

_{,

где γ – удельная проводимость материала,

для меди γ=50 м/(Ом*мм}²_);

_S

–_{сечение

проводника, мм}²_.

_,

где_x₀_{– удельное индуктивное сопротивление,

мОм/м.}

_{Сопротивления

трансформатора равны:}

_{Определим

значение трехфазного тока КЗ:}

_,

где_U_{– напряжение в точке КЗ, В;}

_Z_k_{— полное сопротивление до точки КЗ.}

_{Ударный

коэффициент равен}

_{Ударный

ток КЗ равен:}

_{Действующее

значение ударного тока равно:}

_{—

коэффициент действующего значения

ударного тока.}

_{Двухфазный

ток КЗ:}

_{Однофазный

ток КЗ равен:}

_,

где_Z_П_{– полное сопротивление петли «фаза-нуль»

до точки КЗ.}

Для
точки К3:

Определим
полное сопротивление линии:

_{,

где γ – удельная проводимость материала,

для меди γ=50 м/(Ом*мм}²_);

_S

–_{сечение

проводника, мм}²_.

_,

где_x₀_{– удельное индуктивное сопротивление,

мОм/м.}

_{Сопротивления

трансформатора равны:}

_{Определим

значение трехфазного тока КЗ:}

_,

где_U_{– напряжение в точке КЗ, В;}

_Z_k_{— полное сопротивление до точки КЗ.}

_{Ударный

коэффициент равен}

_{Ударный

ток КЗ равен:}

_{Действующее

значение ударного тока равно:}

_{—

коэффициент действующего значения

ударного тока.}

_{Двухфазный

ток КЗ:}

_{Однофазный

ток КЗ равен:}

_,

где_Z_П_{– полное сопротивление петли «фаза-нуль»

до точки КЗ.}

Для
точки К4:

Определим
полное сопротивление линии:

_{,

где γ – удельная проводимость материала,

для меди γ=50 м/(Ом*мм}²_);

_S

–_{сечение

проводника, мм}²_.

_,

где_x₀_{– удельное индуктивное сопротивление,

мОм/м.}

_{Сопротивления

трансформатора равны:}

_{Определим

значение трехфазного тока КЗ:}

_,

где_U_{– напряжение в точке КЗ, В;}

_Z_k_{— полное сопротивление до точки КЗ.}

_{Ударный

коэффициент равен}

_{Ударный

ток КЗ равен:}

_{Действующее

значение ударного тока равно:}

_{—

коэффициент действующего значения

ударного тока.}

_{Двухфазный

ток КЗ:}

_{Однофазный

ток КЗ равен:}

_,

где_Z_П_{– полное сопротивление петли «фаза-нуль»

до точки КЗ.}

_{Результаты

расчетов сведены в таблицу 6.}

_{Таблица

6 – Сводная ведомость токов КЗ по точкам.}

№ точек КЗ	Трехфазные токи КЗ	Двухфазные токи КЗ	Однофазные токи КЗ
X_л, мОм	R_л, мОм	Z_п, мОм	I_к⁽³⁾, кА	К_у	i_у, кА	q	I_у, кА	I_k⁽²⁾, кА	X_п, мОм	R_п, мОм	Z_п, мОм	I_к⁽¹⁾, кА
К1	0,27	0,48	0,55	13,59	1	19,2	1	13,59	11,6	0,27	0,96	0,99	5,7
К2	1,71	3,04	3,5	11,5	1	16,22	1	11,5	9,78	1,71	6,08	6,32	5,33
К3	0,99	3,19	3,34	11,62	1	16,4	1	11,62	9,9	0,99	6,38	6,46	5,32
К4	0,9	50	50	3,39	1	4,78	1	3,39	2,88	0,9	100	100	2,3

Источник

о компании l доставка l карта сайта l Контакты l -2% l eng

Оборудование

Лизинг

Проектирование и согласование

Монтаж и пусконаладка

Сервис

Статьи

Эксплуатация зданий

Партнерство


	+7 (499) 265-3108 +7 (499) 265-3180 +7 (499) 265-3690

		info@pea.ru

		105082, Россия, Москва ул. Б. Почтовая, д.38, стр.5

Доставка в регионы России,

		Оставить отзыв о компании +7 (926) 228 69 76 (моб.)

Скачать опросный лист КРМ (УКМ58)

Компенсация реактивной мощности

	Статьи по компенсации реактивной мощности
	Калькулятор для расчета мощности конденсаторной установки КРМ-0,4 (УКМ-58)
	Конденсаторные установки для компенсации реактивной мощности
	Тиристорные установки для компенсации реактивной мощности
	Компоненты для конденсаторных установок КРМ-0,4 (УКМ-58)
	Анализ качества электроэнергии сети предприятия.

Компенсация реактивной мощности. Общие сведения
Для чего необходима компенсация реактивной мощности?
Где необходима компенсация реактивной мощности?
Как компенсировать реактивную мощность? Виды компенсации
Расчет необходимой мощности установки КРМ-0,4 (УКМ-58)
Установки КРМ-0,4 (УКМ-58). Конструкция
Установки КРМ-0,4 (УКМ-58). Технические характеристики
Высоковольтные конденсаторные установки КРМ (УКЛ56, УКЛ57)-6,3 (10,5) кВ.

Расчет и монтаж конденсаторных установок:
(499) 265-2863, 265-2890, 265-3108, 265-3180


Cертификаты соответствия

Дополнительная информация и консультации специалистов

— для отправки сообщения поставте галочку

pea.ru » Конденсаторные установки » КРМ-0.4 » Расчет необходимой мощности установки КРМ

Расчет необходимой мощности установки КРМ-0,4 (УКМ-58)

При выборе конденсаторной установки требуемая суммарная мощность конденсаторных батарей определяется, исходя из формулы

Qc = P x (tg(ф1)-tg(ф2)).

Здесь Р – потребляемая активная мощность;
S и S’ – полная мощность до и после компенсации;
QC – требуемая емкостная мощность;
QL и QL’ – индуктивная составляющая реактивной мощности до и после компенсации.

Значение (tg(ф1)-tg(ф2)) определяется, исходя из значений cos(ф1) и cos(ф2).
cos(ф1) – коэффициент мощности потребителя до установки компенсирующих устройств (действующий коэффициент мощности);
cos(ф2) – коэффициент мощности после установки компенсирующих устройств (желаемый или задаваемый предприятием энергоснабжения коэффициент мощности).

Таким образом, формулу можно записать в следующем виде:

Qc = P x k,

где k – коэффициент, получаемый из таблицы в соответствии со значениями коэффициентов мощности cos(ф1) и cos(ф2).

Таблица определения реактивной мощности установки, необходимой для достижения заданного (желаемого) cos(ф).

Текущий (действующий) cos (ф)	Требуемый (желаемый) cos (ф)
0.80	0.82	0.85	0.88	0.90	0.92	0.94	0.96	0.98	1.00
Коэффициент K
0.30	2.43	2.48	2.56	2.64	2.70	2.75	2.82	2.89	2.98	3.18
0.32	2.21	2.26	2.34	2.42	2.48	2.53	2.60	2.67	2.76	2.96
0.34	2.02	2.07	2.15	2.23	2.28	2.34	2.41	2.48	2.56	2.77
0.36	1.84	1.89	1.97	2.05	2.10	2.17	2.23	2.30	2.39	2.59
0.38	1.68	1.73	1.81	1.89	1.95	2.01	2.07	2.14	2.23	2.43
0.40	1.54	1.59	1.67	1.75	1.81	1.87	1.93	2.00	2.09	2.29
0.42	1.41	1.46	1.54	1.62	1.68	1.73	1.80	1.87	1.96	2.16
0.44	1.29	1.34	1.42	1.50	1.56	1.61	1.68	1.75	1.84	2.04
0.46	1.18	1.23	1.31	1.39	1.45	1.50	1.57	1.64	1.73	1.93
0.48	1.08	1.13	1.21	1.29	1.34	1.40	1.47	1.54	1.62	1.83
0.50	0.98	1.03	1.11	1.19	1.25	1.31	1.37	1.45	1.63	1.73
0.52	0.89	0.94	1.02	1.10	1.16	1.22	1.28	1.35	1.44	1.64
0.54	0.81	0.86	0.94	1.02	1.07	1.13	1.20	1.27	1.36	1.56
0.56	0.73	0.78	0.86	0.94	1.00	1.05	1.12	1.19	1.28	1.48
0.58	0.65	0.70	0.78	0.86	0.92	0.98	1.04	1.11	1.20	1.40
0.60	0.58	0.63	0.71	0.79	0.85	0.91	0.97	1.04	1.13	1.33
0.61	0.55	0.60	0.68	0.76	0.81	0.87	0.94	1.01	1.10	1.30
0.62	0.52	0.57	0.65	0.73	0.78	0.84	0.91	0.99	1.06	1.27
0.63	0.48	0.53	0.61	0.69	0.75	0.81	0.87	0.94	1.03	1.23
0.64	0.45	0.50	0.58	0.66	0.72	0.77	0.84	0.91	1.00	1.20
0.65	0.42	0.47	0.55	0.63	0.68	0.74	0.81	0.88	0.97	1.17
0.66	0.39	0.44	0.52	0.60	0.65	0.71	0.78	0.85	0.94	1.14
0.67	0.36	0.41	0.49	0.57	0.63	0.68	0.75	0.82	0.90	1.11
0.68	0.33	0.38	0.46	0.54	0.59	0.65	0.72	0.79	0.88	1.08
0.69	0.30	0.35	0.43	0.51	0.56	0.62	0.69	0.76	0.85	1.05
0.70	0.27	0.32	0.40	0.48	0.54	0.59	0.66	0.73	0.82	1.02
0.71	0.24	0.29	0.37	0.45	0.51	0.57	0.63	0.70	0.79	0.99
0.72	0.21	0.26	0.34	0.42	0.48	0.54	0.60	0.67	0.76	0.96
0.73	0.19	0.24	0.32	0.40	0.45	0.51	0.58	0.65	0.73	0.94
0.74	0.16	0.21	0.29	0.37	0.42	0.48	0.55	0.62	0.71	0.91
0.75	0.13	0.18	0.26	0.34	0.40	0.46	0.52	0.59	0.68	0.88
0.76	0.11	0.16	0.24	0.32	0.37	0.43	0.50	0.57	0.65	0.86
0.77	0.08	0.13	0.21	0.29	0.34	0.40	0.47	0.54	0.63	0.83
0.78	0.05	0.10	0.18	0.26	0.32	0.38	0.44	0.51	0.60	0.80
0.79	0.03	0.08	0.16	0.24	0.29	0.35	0.42	0.49	0.57	0.78
0.80		0.05	0.13	0.21	0.27	0.32	0.39	0.46	0.55	0.75
0.81			0.10	0.18	0.24	0.30	0.36	0.43	0.52	0.72
0.82			0.08	0.16	0.21	0.27	0.34	0.41	0.49	0.70
0.83			0.05	0.13	0.19	0.25	0.31	0.38	0.47	0.67
0.84			0.03	0.11	0.16	0.22	0.29	0.36	0.44	0.65
0.85				0.08	0.14	0.19	0.26	0.33	0.42	0.62
0.86				0.05	0.11	0.17	0.23	0.30	0.39	0.59
0.87					0.08	0.14	0.21	0.28	0.36	0.57
0.88					0.06	0.11	0.18	0.25	0.34	0.54
0.89					0.03	0.09	0.15	0.22	0.31	0.51
0.90						0.06	0.12	0.19	0.28	0.48
0.91						0.03	0.10	0.17	0.25	0.46
0.92							0.07	0.14	0.22	0.43
0.93							0.04	0.11	0.19	0.40
0.94								0.07	0.16	0.36
0.95									0.13	0.33

Пример:
Активная мощность 300 кВт.
Действующий cos(ф) = 0,7.
Требуемый (желаемый) cos(ф) = 0,96.
Определяем из таблицы значение коэффициента k = 0,73.
Следовательно, требуемая мощность конденсаторной установки КРМ-0,4 (УКМ-58) Qc=0,73 x 300 = 219кВАр.
Следует отметить, что обычно не рекомендуется компенсировать реактивную мощность полностью (до cos(ф)=1), так как при этом возможна перекомпенсация (за счет переменной величины активной мощности нагрузки и других случайных факторов). Обычно стараются достигнуть значения cos(ф) =0,90…0,95.

Упростить расчет Вам поможет специальный Калькулятор для расчета мощности.

Для расчета необходимой мощности установки КРМ-0,4 заполните, пожалуйста, поля, приведенные ниже, и нажмите кнопку «Рассчитать».

Потребляемая активная мощность, кВт:

Текущий (действующий) cos(φ):
или укажите cos(φ) вручную

Требуемый (желаемый) cos(φ):



Необходимая мощность установки КРМ-0.4, кВАр:

Расчет мощности конденсаторной установки КРМ (УКМ58, АКУ, УКРМ)

Дополнительная информация, консультации, цены

Мы предложим эффективное и экономичное решение. Воспользуйтесь опытом наших технических специалистов — заполните форму справа, или позвоните.

Расчет, производство и поставка конденсаторных установок. Установки компенсации реактивной мощности, в наличии и под заказ.

Отдел конденсаторных установок и компенсации реактивной мощности

Руководитель
Стрельцов Игорь Анатольевич
(моб. 8-926-2073630)

(499) 265-3690
krm@pea.ru

http://www.pea.ru/fileadmin/CatalogEspa.pdf

Источник

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.

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.

(1)

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)	0,5
— напряжением 35 кВ (60 кВ)	0,4
— напряжением 6-20 кВ	0,4
— напряжением 0,4 кВ	0,35

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.

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:

P_{р.нагр.1}= P_{р.нагр.2} = P_р.нагр. – расчётная активная мощность нагрузки;
cosϕ_{р.нагр.1}= cosϕ_{р.нагр.2} = cosϕ_р.нагр. – расчётный коэффициент мощности нагрузки;
Q_{КУ-1.ном} = Q_{КУ-2.ном} = Q_КУ.ном – номинальная мощность устройства компенсации реактивной мощности (УКРМ);
ΔQ_КУ-1 = ΔQ_КУ-2 = ΔQ_КУ – мощность ступени регулирования УКРМ;
U_НН – номинальное напряжение стороны низкого напряжения (НН);
P_1НН = P_2НН = P_НН = P_р.нагр.– расчётная активная мощность на шинах НН;
Q_1НН = Q_2НН = Q_НН – расчётная реактивная мощность на шинах НН;
tgϕ_1НН = tgϕ_2НН = tgϕ_НН – расчётный коэффициент реактивной мощности на шинах НН;
ΔP_Т – потери активной мощности в трансформаторе;
ΔQ_Т – потери реактивной мощности в трансформаторе;
U_ВН – номинальное напряжение стороны высокого напряжения (ВН);
tgϕ_max (tgϕ_min) – максимальное (минимальное) значение нормируемого коэффициента реактивной мощности на шинах ВН;
P_1ВН = P_2ВН = P_ВН – расчётная активная мощность на шинах ВН;
Q_1ВН= Q_2ВН = Q_ВН– расчётная реактивная мощность на шинах ВН;
tgϕ_1ВН = tgϕ_2ВН = tgϕ_ВН – расчётный коэффициент реактивной мощности на шинах ВН.

Цель: рассчитать номинальную реактивную мощность (Q_КУ.ном) и ступень регулирования (ΔQ_КУ) УКРМ.

Расчет мощности УКРМ

Коэффициент реактивной мощности на стороне ВН определяется следующим образом:

(2)

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

(3)

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

(4)

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

(5)

Коэффициент реактивной мощности нагрузки

(6)

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

Потери активной мощности в трансформаторе

(7)

Потери реактивной мощности в трансформаторе

(8)

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

ΔQ_μ – потери реактивной мощности холостого хода трансформатора, квар;

ΔP_нагр. (ΔQ_нагр.) – нагрузочные активные (реактивные) потери в трансформаторе, кВт (квар);

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

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

(9)

S_Т – номинальная полная мощность трансформатора, кВ*А;

I_хх – ток холостого хода трансформатора, %;

U_к – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

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

принять Q_КУ.р = 0 и выполнить расчет без компенсирующего устройства;
принять Q_КУ.р = Q_р.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 Q_КУ:

Коэффициент реактивной мощности на шинах ВН

(10)

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

Нормирование коэффициента реактивной мощности на шинах ВН

(11)

Выполнение условия (11) необходимо по нормативным требованиям, но недостаточно, так как коэффициент реактивной мощности может быть отрицательной величиной. Действительно, если в (10) Q_КУ.р будет достаточно большой величиной, чтобы числитель дроби стал отрицательным, то получим перекомпенсацию реактивной мощности Q_ВН< 0 (генерацию в сеть высокого напряжения) и tgϕ_ВН < 0. Перекомпенсация реактивной мощности также нежелательна, как и недокомпенсация, так как в сети опять появляются дополнительные потери мощности и энергии в электрической сети и возрастают капитальные затраты на её строительство. Таким образом, наряду с максимальным значением коэффициента реактивной мощности должно задаваться его минимальное значение tgϕ_min. В отсутствие нормативных требований к величине tgϕ_min его значение может быть определено из следующих соображений:

если генерация реактивной мощности в сеть ВН недопустима, то tgϕ_min = 0;
если нельзя превышать заданный уровень потерь мощности и энергии в сети, а также обеспечить работу оборудования в номинальных режимах (перекомпенсация допустима), то tgϕ_min = -tgϕ_max.

Необходимое и достаточное условие для выбора УКРМ выглядит следующим образом:

(12)

Подставив (10) в (12), получим:

(13)

Рассмотрим отдельно левую и правую части выражения (13).

Очевидно, что tgϕ_max будет при наименьшем расчетном значении реактивной мощности компенсирующего устройства Q_КУ.р._min. Заменим в (13) Q_КУ.р на Q_КУ.р._min и подставим знак равенства между правой и средней частью выражения:

Максимальный коэффициент реактивной мощности

(14)

Выразив в (14) Q_КУ.р._min и выполнив необходимые преобразования (15), получим выражение для расчета минимально допустимой мощности компенсирующего устройства (16):

Минимально допустимая мощность компенсирующего устройства

(15)

(16)

Аналогично для левой части (13), tgϕ_min будет при наибольшем расчетном значении реактивной мощности компенсирующего устройства Q_КУ.р._max. Соответственно, выражение для расчета максимально допустимой мощности КУ:

Максимально допустимая мощность компенсирующего устройства

(17)

Номинальная мощность установки компенсации реактивной мощности выбирается из условия:

Условие выбора номинальной мощности УКРМ

(18)

где Q_КУ.р._max и Q_КУ.р._min – граничные значения реактивной мощности УКРМ, определенные для расчётных значений P_р.нагр. и cosϕ_р.нагр..

Подставив (16) и (17) в (18), получаем окончательные выражения для выбора номинальной реактивной мощности УКРМ:

(19)

(20)

Выбрав УКРМ, проводим вторую итерацию расчетов по формулам (7) – (9), подставляя в формулы вместо Q_КУ.р значение Q_КУ.ном, и уточняем величину Q_КУ.ном по выражениям (19) и (20).

Выбор ступени регулирования УКРМ

Конденсаторная батарея (УКРМ) содержит ограниченный набор конденсаторов. Конденсаторы могут быть одинаковой или различной ёмкости и разбиты на группы. Каждая группа имеет свое коммутационное устройство (контактор) для включения в электрическую цепь. Микропроцессорный блок контроля и управления измеряет параметры текущего режима (ток и напряжение) и подбирает такое сочетание имеющихся групп конденсаторов, чтобы обеспечить требуемое значение коэффициента реактивной мощности. Очевидно, что регулирование реактивной мощности УКРМ является дискретным. Минимальная величина изменяемого значения реактивной мощности УКРМ называется ступенью регулирования ΔQ_КУ. Чем меньше ступень регулирования, тем более громоздким и дорогим получается УКРМ, так как увеличивается число конденсаторных групп и коммутационных устройств, но тем точнее поддерживается заданный коэффициент реактивной мощности.

Таким образом, при выборе УКРМ необходимо наряду с номинальной мощностью определить величину ступени регулирования. Ступень регулирования должна быть достаточно мала для поддержания коэффициента реактивной мощности в заданном диапазоне, см. (12), и в то же время без необходимости не увеличивала габариты и стоимость УКРМ.

Для наглядности нанесём значения Q_КУ, Q_КУ._min и Q_КУ._max на числовую ось Q для текущего (не расчетного) режима нагрузки в фиксированный момент времени (см. рис. 2, а).

Текущий режим нагрузки характеризуется значениями:

P_нагр.(Q_нагр.) – активная (реактивная) мощность нагрузки;
cosϕ_нагр. – коэффициент мощности нагрузки;
Q_КУ – реактивная мощность, вырабатываемая КУ;
Q_КУ._min и Q_КУ._max – граничные значения реактивной мощности УКРМ для текущего режима нагрузки.

Рис. 2. Изображение реактивной мощности УКРМ в текущем режиме.

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

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

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

Расчётная величина ступени регулирования УКРМ

(21)

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

(22)

Выбор ступени регулирования УКРМ ΔQ_КУ выполняется по выражению:

(23)

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

(24)

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

P_р.нагр.= 400 кВт;
P_р._{min.нагр.}= 150 кВт (расчётная мощность в режиме малых нагрузок);
cosϕ_р.нагр. = 0,85;

заданный диапазон значений коэффициента реактивной мощности:

tgϕ_max= 0,1;
tgϕ_min = 0;

паспортные значения трансформатора:

S_Т = 630 кВ*А;
ΔP_xx =0,94 кВт;
ΔP_к = 7,6 кВт;
I_хх = 1,6%;
U_к = 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.

(25)

(26)

Потребляемая полная мощность на шинах НН

(27)

(28)

(29)

Расчётное значение минимальной мощности УКРМ

(30)

Расчётное значение максимальной мощности УКРМ

(31)

Выполним подбор номинальной мощности УКРМ по выражению (18):

(32)

Выбираем по каталогу завода-изготовителя УКРМ с номинальной мощностью 250 квар.

Подставим в формулу (27) выбранное значение номинальной мощности УКРМ вместо Q_КУ.р (вторая итерация расчётов):

(33)

Так как значение S_НН практически не изменилось, то не имеет смысла производить все расчёты второй итерации. В итоге номинальное значение реактивной мощности УКРМ не изменится.

Окончательно выбираем УКРМ номинальной мощностью 250 квар.

Рассчитаем ступень регулирования УКРМ по выражению (22), предварительно определив потери активной мощности в трансформаторе в режиме минимальных нагрузок по формуле (7), приняв S_НН = P_р._{min.нагр.}, так как приближенно считаем, что всю реактивную мощность нагрузки компенсирует УКРМ:

(34)

(35)

Учитывая (23), по каталогу завода-изготовителя выбираем УКРМ со ступенью регулирования ΔQ_КУ = 12,5квар.

Итак, в результате расчёта выбрали УКРМ с номинальной мощностью 250 квар и ступенью регулирования 12,5 квар (всего 20 ступеней).

Выводы

При выборе УКРМ (конденсаторной батареи) расчёту подлежит не только её номинальная мощность, но и ступень регулирования.
Выбор ступени регулирования рекомендуется выполнять для режима малых нагрузок.
Расчёты с учётом потерь мощности в трансформаторе носят приблизительный характер и их рекомендуется проводить в две итерации; в некоторых случаях от второй итерации можно отказаться ввиду незначительной погрешности расчётов.
Формулы расчёта и выбора номинальной мощности УКРМ:

(36)

(37)

где Q_КУ.ном – номинальная мощность устройства компенсации реактивной мощности (УКРМ);

P_р.нагр.– расчётная активная мощность на шинах НН трансформаторной подстанции;

tgϕ_р.нагр. – расчётный коэффициент реактивной мощности нагрузки;

tgϕ_max (tgϕ_min) – максимальное (минимальное) значение нормируемого коэффициента реактивной мощности на шинах ВН;

ΔP_Т – потери активной мощности в трансформаторе;

ΔQ_Т – потери реактивной мощности в трансформаторе.

Формула выбора ступени регулирования УКРМ:

Формула выбора ступени регулирования УКРМ

(38)

где ΔQ_КУ – мощность ступени регулирования устройства компенсации реактивной мощности (УКРМ);

P_нагр.– активная мощность на шинах НН трансформаторной подстанции (рекомендуется принимать значение для режима малых нагрузок).

Литература

Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 22 февраля 2007 г. № 49 «О порядке расчёта значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)».

Обновление от 12 февраля 2018 г. (спасибо пользователю «Игорь» за комментарий)

Приказ № 49 от 22 февраля 2007 г. утратил силу с 07.08.2015 на основании приказа Минэнерго России от 23.06.2015 № 380:

Приказ Министерства энергетики РФ от 23 июня 2015 года № 380 «О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии».

Применительно к статье, в приказе № 380 убрали ограничение

«…в отношении потребителей электрической энергии, присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых более 150 кВт…»

а также изменилась таблица

«Приложение. Максимальные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети»

(в старой редакции «Предельные значения коэффициента реактивной мощности«).

Эту статью можно обсудить ниже в комментариях или на форуме.

Источник

16.03.2023

Основные принципы расчета и выбора оборудования установок компенсации реактивной мощности

В данной статье рассмотрены ответы на основные вопросы наших клиентов по расчету и выбору оборудования установок компенсации реактивной мощности (УКРМ).

На наш взгляд, перед проектированием УКРМ необходимо провести полноценный анализ сети, включающий в себя измерение напряжения в течение суток, активной мощности P, коэффициента мощности, уровня гармонических искажений напряжения THD-U. Произведем расчет УКРМ на примере измеренных данных.

Исходя из данных измерений, получены следующие параметры: Р=446кВт, cos φ₁=0,77 (tg φ₁=0,89), напряжение при максимальной нагрузке U_н=400В, максимальное напряжение U_max=427В, THD-U 2,4%.

Мощность компенсирующего устройства определяем по формуле:

Q_C
= P (tgφ₁ – tgφ₂)

где Р – расчетная максимальная мощность активной нагрузки объекта, кВт;

φ₁ − угол сдвига фаз до включения батареи конденсаторов при Р;

φ₂ − угол сдвига фаз после выключения батареи конденсаторов при Р.

Произведем расчет установки компенсации реактивной мощности для повышения коэффициента до cos φ₂=0,95 (tg φ₂=0,33).

Q_C
= 446 (0,89 – 0,33) = 249,8 кВАр ≈ 250 кВАр

Следующим шагом идет определение количества ступеней установки и шаг минимальной ступени.

Исходя из опыта эксплуатации УКРМ, а также научных исследований в этой области [1], минимальный шаг ступени выбирается в размере 10% от полной мощности установки, в нашем случае это будет 25кВАр.

Далее определяем количество шагов УКРМ. Чем больше шагов содержит УКРМ, тем точнее будет происходить регулирование коэффициента мощности, но чаще будут происходить коммутации конденсаторов и тем больше будет переходных процессов в сети и негативных процессов, связанных с ними, прежде всего – снижение срока службы самих конденсаторов. По нашему мнению, для большинства систем достаточно 6 ступеней регулирования. При большой мощности установок (более 500кВАр), следует рассматривать установку 7…12 ступеней, количество ступеней свыше 12 нецелесообразно и допускается в исключительных случаях.

В нашем примере, исходя из расчетов, выбираем установку на 6 ступеней, мощность по ступеням будет следующей: 50-50-50-50-25-25кВАр, суммарно 250кВАр.

Проверяем установку по наименьшей нагрузке. По графику минимальная нагрузка составляет 220кВт, или половину от максимальной. Соответственно, максимальная ступень должна составлять не более половины всей мощности УКРМ (125кВАр). В нашем случае максимальная ступень составляет 50кВАр, следовательно, УКРМ будет корректно компенсировать реактивную мощность при минимуме нагрузки.

Схема установки будет выглядеть следующим образом:

Рассмотрим расчет и выбор основных составляющих установки.

1. Компенсационный (косинусный) конденсатор. Является основной частью установки компенсации реактивной мощности, выдавая в сеть емкостную мощность.

Масляные конденсаторы типа MKV ввиду своей малой надежности и пожароопасности постепенно выходят из использования, на смену им приходят так называемые “сухие” конденсаторы, выполненные по технологии MKP, выпускаемые ведущими мировыми производителями, такими, как ZEZ Silko.

Главные преимущества на примере серии CSAD ZEZ SILKO:

не содержат PCB или ПХБ (полихлорированные бифенилы). Полихлорированные бифенилы относятся к группе стойких органических загрязнителей (СОЗ), мониторинг которых в воздухе, воде и почве является обязательным в развитых индустриальных странах вследствие их высокой опасности для окружающей среды и здоровья населения;
изготавливаются c использованием технологии MKP. Это означает использование металлизированной полипропиленовой пленки со свойствами самовосстановления и чрезвычайно низкими потерями диэлектрика;
защищены встроенным разъединителем по давлению, который обеспечивает безопасное отключение конденсатора от сети в случае аварийной перегрузки или в конце срока службы;
оснащены встроенными разрядными резисторами для безопасности обслуживающего персонала.

Выбор конденсаторов производится по основным параметрам: номинальной частоте, номинальному рабочему напряжению, мощности при рабочем напряжении, классу по устойчивости к гармоническим искажениям напряжения в сети.

В наших сетях стандартной является частота 50Гц, отклонения незначительны, поэтому здесь внимание акцентировать не будем.

Выбор по номинальному напряжению осуществляется, исходя из измеренных значений максимального напряжения в месте подключения УКРМ в течение суток. В нашем случае это напряжение составляет 427В. Следует помнить, что при включении УКРМ в сеть потери напряжения снизятся, что увеличит максимальное напряжение. Поэтому, нужно произвести перерасчет напряжения или выбрать номинальное напряжение конденсатора с запасом. В линейке конденсаторов ZEZ Silko наименьшим номинальным напряжением является 440В, что для нашего случая подходит.

В ассортименте ZEZ Silko
присутствуют три серии конденсаторов, в зависимости от уровня высших гармоник в сети (THD-U):

В нашем примере THD-U составляет 2,4%, поэтому выбираем серию HD.

При наличии в сети THD-U более 4% необходима установка фильтрующих дросселей. Подробно о выборе системы конденсатор-дроссель будет рассказано в отдельной статье.

Выбор конденсаторов по номинальной мощности производим по таблице.

Выберем конденсатор для наименьшей ступени – 25кВАр. Поскольку в нашем примере рабочее напряжение при максимуме нагрузки составляет 400В, то выбор конденсатора осуществляем по третьей колонке, тип конденсатора – CSADG-0,44/30-HD. Данный конденсатор будет выдавать мощность 25кВАр при напряжении 400В. Ввиду того, что конденсатор имеет номинальное напряжение 440В, при минимуме нагрузок и напряжении 427В конденсатор будет выдавать мощность около 28кВАр, не будет испытывать перенапряжений и срок его службы не снизится.

2. Контакторы для конденсаторов. Выполняют функцию коммутации секции конденсатора. Использование обычных контакторов не допускается ввиду больших пусковых токов конденсаторов (в 100 раз и более превышающее номинальный ток). Некоторые азиатские производители используют обычные контакторы, дополненные специальной приставкой для сглаживания пусковых токов, чего недостаточно для коммутации конденсаторов. В контакторах Rade Koncar серии CNNK кроме специальной приставки, сглаживающей пусковой ток конденсатора, применены усиленные силовые контакты, обеспечивающие многократный надежный пуск конденсаторов.

Контактор выбирается, исходя из реальной потребляемой мощности конденсатора. Произведем выбор контактора для конденсатора CSADG-0,44/30-HD, используя таблицу с его паспортным данными. Поскольку максимальное напряжение на конденсаторе составляет 427В, то выбор контактора ведем по мощности на этом напряжении. Как говорилось выше, она составляет приблизительно 28кВАр. Исходя из этого, выбираем контактор CNNK 30 10N.

3. Регулятор реактивной мощности. Назначение – автоматическое включение и отключение ступеней установки для регулирования коэффициента мощности.

Основной параметр для выбора регулятора – количество ступеней регулирования.

Регуляторы реактивной мощности Beluk серий ACX, ACXeco, ACXplus, кроме стандартных для современных регуляторов функций, имеют следующие немаловажные функции:

контроль температуры (при установке датчика ACX-NTC),
с настраиваемой возможностью отключения установки при превышении температуры либо выводом сигнала в систему телемеханики через аварийный контакт;
контроль параметров сети, включая THDi, THDu, с настраиваемой возможностью отключения установки при отклонении параметров сети;
настройка мощности каждой ступени индивидуально;
контроль емкости ступеней, при отклонении более 30% от номинала выводится сигнал на экран для оператора;
отдельный выход для вентилятора, который можно настроить для регулирования дополнительной ступени (в сериях ACXeco, ACXplus);
наличие интерфейса с протоколом Modbus, что позволяет вести удаленный мониторинг установки компенсации реактивной мощности (в серии ACXplus).

Дополнительные функции позволяют использовать регуляторы Beluk как устройства мониторинга сети, а также сохранить установку в целостности при превышении параметров выше заданных, контролировать ее состояние и вовремя производить работы по обслуживанию и замене устаревших комплектующих.

В нашем случае специфические требования отсутствуют, поэтому выбираем регулятор BLR-ACX (ACX06R), имеющий 6 ступеней регулирования. Для дополнительной защиты от перегрева оснащаем регулятор датчиком температуры BLR-ACX.

4. Аппарат защиты линии. Основная функция – защита конденсатора и идущей к нему линии от перегрузок и коротких замыканий. Как правило, применяется рубильник с предохранителями, например, XLP, как наиболее дешевый и быстродействующий вариант, имеющий высокую отключающую способность. Такой вариант защиты, как автоматический выключатель используется значительно реже, ввиду значительно более высокой цены.

Плавкие вставки следует выбирать быстродействующие, типа aR.

Ток плавкой вставки или расцепителя автоматического выключателя выбирается, исходя из условия:

где I_н– номинальный ток расцепителя выключателя или плавкой вставки, А;

k – коэффициент надежности, учитывающий разброс по току срабатывания принимаем равным 1,2-1,25 для автоматических выключателей и 1,4-1,6 для плавких вставок.

Произведем расчет плавкой вставки для конденсатора CSADG-0,44/30-HD
при рабочем напряжении 440В. Номинальный ток при напряжении 440В у данного конденсатора составляет 39,4А, произведем расчет:

Исходя из расчета, выбираем плавкую вставку ближайшего наибольшего номинала – 63А. Предохранители устанавливаем в откидной рубильник XLP00-6M8.

5. Вводной аппарат. Необходим для коммутации УКРМ, а также, для защиты сборных шин установки (при их наличии). Чаще всего применяются автоматические выключатели, реже – рубильники или выключатели нагрузки с предохранителями.

Не является обязательной частью установки компенсации реактивной мощности, при близком расположении питающего аппарата необходимости в установке нет. Выбор вводного аппарата производится по той же методике, что и выбор аппарата защиты линии.

Автор выражает благодарность кандидату технических наук Жуковскому Александру Ивановичу за оказание помощи в создании данной статьи и предоставление необходимых материалов по исследованию процессов компенсации реактивной мощности

Задать вопросы автору данной статьи: kuchinskiy@overdrive.by

Уточнить цены, наличие, получить квалифицированную консультацию по продуктам можно по телефонам ☎️ +375 17 247-19-99, +375 44 567-19-99, +375 29 787-19-99 либо у своего менеджера.

Коммерческое предложение действительно на 25.05.2023 г.

Источник

Установка компенсирующего устройства позволяет повышать коэффициент мощности и снижать потери напряжения в сети.

Определяем коэффициент мощности подстанции cos ?_пс для решения вопроса о необходимости установки компенсирующего устройства по формуле

cos ?_пс = , (11)

где Р_см10 — средняя активная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 10 кВ, кВт;

Р_см0,4 — средняя активная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 0,4 кВ, кВт;

Q_см10 — средняя реактивная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 10 кВ, квар;

Q_смр0,4 — средняя расчетная реактивная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 0,4 кВ, квар.

cos ?_пс = = 0,64

Так как cos ?_пс меньше оптимального значения коэффициента мощности cos ?_опт = 0,92 ? 0,95, необходимо наличие компенсирующего устройства. Мощность компенсирующего устройства Q_ку, квар определяем по формуле

Q_ку = Р_см (tg ?_пс — tg ?_опт), (12)

где Р_см — средняя активная нагрузка подстанции за наиболее нагруженную смену, кВт;

tg ?_пс — коэффициент мощности подстанции;

tg ?_опт — оптимальный коэффициент мощности.

tg ? = (13)

tg ?_пс = = 1,2

tg ?_опт = = 0,33

Р_см = 1790 + 715,5 = 2505,5 кВт

Q_ку = 2505,5 • (1,2 — 0,33) = 2179,8 квар

По литературе [2] выбираем компенсирующее устройство, имеющее ближайшую меньшую мощность. Выбираем батареи конденсаторов: УК-6/10 -1125ЛУЗ, ПУЗ мощностью 1125 квар, УК-6/10Н -1125Л, П мощностью 900 квар

Определяем действительный коэффициент мощности подстанции с учетом выбранных компенсирующих устройств cos ?_пс‘ по формуле

сos ?_пс‘ = (14)

где Qку — суммарная номинальная мощность выбранного компенсирующего устройства, квар, Qку = 1125 + 900 = 2025 квар

сos ?_пс‘= = 0,93

Выбранное компенсирующее устройство удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. Оно повышает cos ? почти до оптимального значения.

Расчет и выбор силового трансформатора

Так как по надежности электроснабжения электроприемники данной подстанции относятся к первой и второй категории, то используется раздельная работа двух трансформаторов.

Определяем максимальную расчетную полную нагрузку подстанции с учетом компенсирующих устройств S_{мр пс}, кВ·А, по формуле

S_{мр пс} = 2 • (15)

S_{мр пс} = 2 • = 8363,2 кВ·А

Определяем номинальную мощность силового трансформатора S_{ном т}, кВ·А, по формуле

S_{ном т} ? , (16)

где К_1,2 — доля электроприемников 1,2 категории в общей нагрузке подстанции, К_1,2 = 1

S_{ном т} ? · 1 = 5974 кВ·А

По справочной литературе [5] выбираем два типа трансформаторов, подходящих по мощности, первичному и вторичному напряжению. Данные выбранных трансформаторов представлены в таблице 3.

Проводим технико-экономическое сравнение выбранных трансформаторов.

Таблица 3 — Каталожные данные трансформаторов

Тип трансформатора	S_ном, кВ·А	U_1ном, кВ	U_2ном, кВ	?Р_кз, кВт	I_хх, %	U_кз, %	?Р_хх, кВт	К_т, тыс. руб
ТМН-6300/110	6300	115	11	50	1,0	10,5	10	7500
ТМ-6300/110	6300	121	11	55,16	3,72	10,5	27,3	7100

Определяем реактивные потери при холостом ходе ?Q_хх, квар, по формуле

?Q_хх = ·S_{ном т}, (17)

где I_хх — ток холостого хода, %;

S_{ном т} — номинальная мощность силового трансформатора, кВ·А

?Q_хх1 = • 6300 = 63 квар

?Q_хх2 = • 6300 = 234,4 квар

Определяем реактивные потери при коротком замыкании ?Q_кз, квар, по формуле

?Q_кз = · S_{ном т}, (18)

где Uкз напряжение короткого замыкания, %

?Q_кз1 =· 6300 = 661,5 квар

?Q_кз2 =· 6300 = 661,5 квар

Определяем приведенные потери активной мощности при коротком замыкании ?Р_кз‘, кВт, по формуле

?Р_кз‘ = ?Р_кз + к_пп·?Q_кз, (19)

где к_пп — коэффициент повышения потерь, , к_пп = 0,05;

?Р_кз — потери активной мощности при коротком замыкании, кВт

?Р_кз1^‘ = 50 + 0,05 • 661,5 = 83,1 кВт

?Р_кз2^‘ = 55,16 + 0,05 • 661,5 = 88,2 кВт

Определяем приведенные потери активной мощности при холостом ходе ?Р_хх, кВт, по формуле

?Р_хх‘ = ?Р_хх + к_пп·?Q_хх, (20)

где ?Р_хх — потери активной мощности при холостом ходе, кВт

?Р_хх1‘ = 10 + 0,05 · 63 = 13,2 кВт

?Р_хх2‘ = 27,3 + 0,05 · 234,4 = 39 кВт

Определяем полные приведенные потери активной мощности ?Р’, кВт, по формуле

?Р’ = n(?Р_хх‘ + к_з² · ?Р_кз‘), (21)

где n — число параллельно работающих трансформаторов, n=1;

к_з — коэффициент загрузки трансформатора

кз = (22)

S_{мр секц} =, кВ·А (23)

S_{мр секц} = = 3828 кВ·А

к_з1 = к_з2 = = 0,61

?Р₁^? = 13,2 + 0,61² · 83,1 = 44,1 кВт

?Р₂^? = 39 + 0,61² · 88,2 = 71,8 кВт

Определяем стоимость потерь активной мощности трансформаторов С_п , тыс. руб., по формуле

С_п = С₀ · ?Р’ · Т_г , (24)

где С₀ — удельная стоимость потерь, , С₀ = 0,8 ;

Т_г — годовое число часов работы, Т_г = 6500ч

С_п1 = 0,8 · 44,1 · 6500 = 22932 руб ? 229,32 тыс. руб

С_п2 = 0,8 · 71,8 · 6500 = 373360 руб ? 373,36 тыс. руб

Определяем стоимость амортизационных отчислений С_а, тыс. руб., по формуле

С_а = р_а · К_т , (25)

где р_а норма амортизации, р_а = 0,05;

К_т — стоимость трансформаторов, тыс. руб

С_а1 = 0,05 · 7500 = 375 тыс. руб

С_а2 = 0,05 · 7100 = 355 тыс. руб

Определяем стоимость эксплуатационных расходов С_э, тыс. руб., по формуле

С_э = С_п + С_а (26)

С_э1 = 229,32 + 375 = 604,32 тыс. руб

С_э2 = 373,36 + 355 = 728,36 тыс. руб

Определяем приведенные годовые затраты З, тыс. руб., по формуле

З = С_э + 0,125 · К_т(27)

З₁ = 604,32 + 0,125 · 7500 = 1541,82 тыс.руб

З₂ = 728,36 + 0,125 · 7100 = 1615,86 тыс.руб

Окончательно выбираем трансформатор типа ТМН-6300/110, так как приведенные годовые затраты у него меньше, чем у трансформатора

ТМ-6300/110.

Источник