Компенсация реактивной мощности


Наглядное представление о сущности компенсации реактивной мощности даёт рис. 5.3. На рис. 5.3, а изображена схема замещения однофазной электрической цепи.

 

Рис. 5.3. Векторная диаграмма компенсации реактивной мощности

 

Пусть до компенсации потребитель имел активную мощность Р, соответственно ток (отрезок ОВ на рис. 5.3, б), и реактивную мощность от индуктивной нагрузки с соответствующим током (отрезок ВА). Полной мощности соответствует вектор (отрезок ОА). Коэффициент мощности до компенсации cosφ1.

После компенсации (рис. 5.3, в), т. е. после подключения параллельно нагрузке КУ (конденсатора) с мощностью (ток ), суммарная реактивная мощность потребителя будет уже (ток ) и соответственно снизится угол сдвига фаз с φ1 до φ2 и повысится коэффициент мощности с cosφ1 до cosφ2. Полная потребляемая мощность при той же потребляемой активной мощности Р (токе ) снизится с (ток ) до (ток ) (отрезок ). Следовательно, в результате компенсации можно при том же сечении проводов повысить пропускную способность сети при активной мощности Р.

Пути снижения потребления реактивной мощности:

– естественная компенсация без применения специальных компенсирующих устройств (КУ);

– искусственная компенсация, чаще называемая просто компенсацией.

Естественная компенсация реактивной мощности не требует больших материальных затрат и должна проводиться на предприятиях в первую очередь. К естественной компенсации относятся:

– упорядочение и автоматизация технологического процесса, ведущие к выравниванию графика нагрузки и улучшению энергетического режима оборудования (равномерное размещение нагрузок по фазам, смещение времени обеденных перерывов отдельных цехов и участков, перевод энергоёмких крупных ЭП на работу вне часов максимума энергосистемы и т. п.);

– создание рациональной схемы электроснабжения за счёт уменьшения количества ступеней трансформации;

– замена трансформаторов и другого электрооборудования старых конструкций на новые, более совершенные и с меньшими потерями на перемагничивание;

– замена малозагруженных трансформаторов и двигателей трансформаторами и двигателями меньшей мощности и их полная загрузка;

– применение синхронных двигателей (СД) вместо асинхронных (АД), когда это допустимо по условиям технологического процесса;

– ограничение продолжительности режима холостого хода (ХХ) двигателя и сварочных трансформаторов, сокращение длительности и рассредоточение во время пуска крупных ЭП;

– понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой загрузкой;

– применение наиболее целесообразной силовой схемы и системы управления вентильных преобразователей;

– улучшение качества ремонта электродвигателей, уменьшение переходных сопротивлений контактных соединений;

– отключение при малой нагрузке (например, в ночное время, в выходные и праздничные дни) части силовых трансформаторов.

Искусственная компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств необходима для снижения потерь электрической энергии в сети. И в-третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.

Во всех случаях при применении компенсирующих устройств необходимо учитывать ограничения по следующим техническим и режимным требованиям:

– обеспечение резерва реактивной мощности в энергосистеме;

– обеспечение баланса реактивной мощности в узлах нагрузки;

– отклонение напряжения в узлах электрической сети;

– обеспечение пропускной способности элементов электрической сети.

С влиянием реактивной мощности, передаваемой по элементам сети, на напряжение и потери тесно связано понятие баланса реактивной мощности. Под балансом реактивной мощности понимают равенство генерируемой и потребляемой мощностей при допустимых отклонениях напряжения у прием­ников электроэнергии.

Генерация реактивной мощности. Для обеспечения баланса реактивной мощности необходима ее генерация. В основном реактивная мощность генерируется синхронными генераторами электрических станций и высоковольтными линиями электропередачи. Однако, в отличие от активной мощности, возможна и локальная генерация реактивной мощности (синхронными компенсаторами и электродвигателями, батареями конденсаторов).

Чрезмерная концентрация производства реактивной мощности во многих случаях экономически нецелесообразна по следующим причинам:

1) при передаче значительной реактивной мощности существенно возрастают до­полнительные потери активной мощности и электроэнергии во всех эле­ментах электрической сети от места генерации до потребителей, обусловленные загрузкой элементов ЭС реактив­ной мощностью;

2) возрастают дополнительные потери напряжения , которые особенно существенны в сетях районного значения.

Напряжение на шинах потребителя тем ниже, чем больше потребление реактивной мощности. Для иллюстрации на рис. 5.4 приведена осциллограмма изменения напряжения Uш на шинах 10 кВ и реактивной мощности Q при работе мощного вентильного преобразователя;

3) загрузка реактивной мощностью систем промышленного электроснаб­жения и трансформаторов уменьшает их пропускную способность и тре­бует увеличения сечений проводов воздушных и кабельных линий, увеличения номинальной мощности или числа трансформа­торов подстанций и т. п.

 

 

Рис. 5.4. Осциллограмма напряжения и реактивной мощности

Как было отмечено ранее, реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами – конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60 % требуемой реактивной мощности, 20 % генерируется в ЛЭП с напряжением выше 110 кВ, 20 % вырабатывают компенсирующие устройства, расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителя.

Решение проблемы снижения потерь мощности и напряжения – в компенсации реактивной мощности. Компенсация реактивной мощности – одно из наиболее эффективных средств рационального использования электроэнергии.

К сетям с напряжением до 1 кВ промышленных предприятий подключают значительную часть электроприемников, потребляющих РМ. Коэффициент мощности нагрузки обычно 0,7–0,8, при этом ЭП напряжением 380–660 В удалены от источников питания. Поэтому передача РМ в сеть напряжением до 1 кВ приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводов и кабелей, на повышение мощности трансформаторов, на потери мощности. Эти затраты можно уменьшить, если обеспечить компенсацию РМ непосредственно в сети напряжением до 1 кВ. Источниками РМ могут быть синхронные двигатели и низковольтные конденсаторные батареи (НБК). Нескомпенсированная реактивная нагрузка покрывается из сети напряжением выше 1 кВ предприятия.

Источники РМ на напряжение 6–10 кВ экономичнее источников до 1 кВ, но передача их РМ в сеть до 1 кВ может привести к увеличению числа распределительных трансформаторов и увеличению потерь электроэнергии в сети и трансформаторах. Поэтому оптимальный вариант выбора средств компенсации РМ для сетей промышленных предприятий определяют на основании технико-экономических расчетов [7, 12].

Если в цехе установлены синхронные двигатели, то рассматриваются их компенсирующие возможности. При работе СД с опережающим коэффициентом мощности его полная мощность, определяющая его стоимость, растет в гораздо меньшей степени, чем его компенсирующая способность.

Максимальная величина РМ, которую может генерировать СД,

, (5.3)

где Рн, tgjн, hн – номинальные данные СД;

aм – коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности. Он определяется в зависимости от коэффициент загрузки СД по активной мощности b = Рсд/Рн (см. табл. 5.1).

РМ, генерированная СД, учитывается при определении расчетной нагрузки цеха Qр.ц и Sр.ц в зависимости от уровня напряжения СД. Если СД установлены на стороне НН, то при определении Qр.ц РМ всех синхронных двигателей SQсд берется со знаком «минус».

Экономически оправданная величина РМ, которую целесообразно передать со стороны 6–10 кВ ТП в сеть напряжением до 1 кВ без увеличения числа и мощности Sт трансформаторов, определяется исходя из пропускной возможности ТП:

, (5.4)

где – полная мощность, которую может обеспечить ТП;

– активная мощность нагрузки цеха.

Если при этом оказывается , то на ТП компенсацию реактивной мощности выполнять не рекомендуется и, следовательно, реактивная нагрузка ТП равна – расчетной реактивной нагрузке потребителей со стороны низкого напряжения.

Если , требуется установка на стороне низкого напряжения ТП дополнительных источников реактивной мощности. Чаще всего для этих целей применяются батареи статических конденсаторов (БК).

Мощность установленных БК:

. (5.5)

Если в цехе устанавливаются несколько трансформаторов, то единичные мощности БК допускается определять по условиям равномерности распределения нагрузки между ними.

Величина стандартной мощности, тип и другие технические данные НБК, а также стандартная мощность комплектной конденсаторной установки (ККУ) находятся по [6, 12].

В случае если установка БК на стороне НН ТП оказалась целесообразной, необходимо скорректировать величину его реактивной нагрузки:

, (5.6)

где – реактивная мощность БК (выбранной) стандартной ККУ.

Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах трансформаторов находится по уравнению

, (5.7)

а для двухтрансформаторных ТП. Для однотрансформаторных ТП коэффициент загрузки в аварийном режиме не определяется.

При определении нагрузки линий электропередач, питающих ТП, необходимо учитывать потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах. Нагрузка на стороне высокого напряжения ТП:

[кВт]; (5.8)

[кВ·Ар]; (5.9)

[кВ·А]. (5.10)

Конденсаторные установки любой мощности рекомендуется присоединять непосредственно к шинам цеховой подстанции, если распределительная сеть выполнена только кабельными линиями. При питании от одного трансформатора двух и более магистральных шинопроводов к каждому из них присоединяется только по одной БК.

Для схем с магистральными шинопроводами ККУ единичной мощностью до 400 кВ∙Ар подключаются к сети без дополнительной установки отключающего аппарата ввиду установки последнего в комплекте ККУ. При мощности ККУ более 400 кВ∙Ар рекомендуется их подключать к шинам цеховой подстанции с использованием автоматического выключателя.



Дата добавления: 2020-10-14; просмотров: 419;


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2024 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.014 сек.