Компенсация реактивной мощности в системе электроснабжения

черная и цветная металлургия, химическая, нефтедобыча, пищевая, бумажная, стройматериалов – 0,9;

- угольная, газовая, машиностроение, металлообработка – 0,85;

- торфоперерабатывающая, деревообрабатывающая – 0,8;

- прочие – 0,75.

Суммарную мощность компенсирующего устройства Q_ку определяется по балансу реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой, в период наибольших активных нагрузок энергосистемы.

                                           (4.13)

Значение суммарной мощности компенсирующих устройств, определенное по формуле (4.13), необходимо распределить по характерным узлам нагрузки системы электроснабжения предприятия.

4.5  Размещение компенсирующих устройств по уровням

системы электроснабжения

Большое значение имеет правильный выбор места установки компенсирующего устройства. Общее правило: реактивную мощность необходимо компенсировать в месте ее потребления.

При решении задачи компенсации РМ требуется установить оптимальное соотношение между источниками реактивной мощности НН и ВН, принимая во внимание:

- потери электроэнергии на генерацию реактивной мощности источниками реактивной мощности НН и ВН;

- потери электроэнергии на передачу реактивной мощности из сети ВН в сеть НН;

- удорожание цеховых ТП в случае загрузки их реактивной мощностью.

К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Коэффициент мощности нагрузки НН обычно не превышает 0,5…0,8.

Сети напряжением 380 – 660 В электрически более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сеть НН требует увеличения сечений проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты, обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять компенсацию РМ непосредственно у потребителя реактивной мощности в сети НН.

Выбор оптимальной мощности низковольтных батарей статических конденсаторов (НБСК) осуществляется одновременно с выбором силовых трансформаторов цеховых ТП.

Существует несколько подходов для решения этого вопроса.

Коэффициент реактивной мощности для рассматриваемого узла нагрузки (tgφ₁) определяется по значению коэффициента активной мощности (cosφ₁) данного узла. Задается требуемое значение cosφ₂, которому соответствует tgφ₂.

Значение мощности компенсирующих устройств (КУ) определяется по формуле:

Q_ку = Р_п (tgφ₁ - tgφ₂),                                       (4.14)

где Q_ку – мощность компенсирующих устройств узла нагрузки, кВ·Ар; Р_п – потребленная активная мощности данного узла нагрузки, кВт.

Суммарная расчетная мощность компенсирующих устройств в узле нагрузки до 1 кВ, исходя из пропускной способности питающих трансформаторов (Q_ку.нн.) [1]

          ,                                       (4.15)

где   – расчетная РМ за наиболее загруженную смену, кВ·Ар;  – наибольшая РМ, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть до 1 кВ.

     ,                                (4.16)

где N – число трансформаторов цеховой ТП; k_з – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора; S_н.т. – номинальная мощность трансформатора, кВ·А; P_р – активная расчетная мощность до 1 кВ цеховой ТП за наиболее