Компенсация реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности (КРМ) является неотъемлемой частью задачи электроснабжения промышленного предприятия. Компенсация реактивной мощности одновременно с улучшением качества электроэнергии в сетях промышленных предприятий является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии.

Электрические сети предприятий по функциональным признакам работы электроустановок и средствам КРМ условно подразделяют на сети общего назначения и сети со специфическими (нелинейными, несимметричными и резкопеременными) нагрузками. В качестве средств КРМ в сетях общего назначения применяют высоковольтные и низковольтные конденсаторные батареи и синхронные электродвигатели. В сетях со специфическими нагрузками, кроме того, применяют фильтры высших гармоник, статические компенсаторы реактивной мощности, специальные быстродействующие синхронные компенсаторы, симметрирующие и фильтросимметрирующие устройства.

Количество реактивной мощности, которую необходимо скомпенсировать

 

, (1.17)

 

где  – расчетный коэффициент реактивной мощности

=tg ц^ґ=1,04

 – требуемый коэффициент реактивной мощности.

Требуемый коэффициент активной мощности , тогда

=

 

 (1.18)

 

Q_комп=211,50∙(1,04–0,48)=117,16 кВАр

Для компенсации выбираем две конденсаторные установки типа УКБ – 0,38–50УЗ. Общая мощность компенсаторных устройств Q_к1=100 кВАр. Компенсация получается неполной. Количество не скомпенсированной мощности

 

Q_ост = Q^ґ_р – Q_к1

 

Q_ост=219,60–2∙50=119,60 кВАр

Полная расчетная мощность с учетом компенсации

 

 кВАр

 

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

 

Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии промышленных предприятий. Выбор мощности силовых трансформаторов следует осуществлять с учетом экономически целесообразного режима их работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного из трансформаторов.

Намечаем два варианта расчета числа и мощности трансформаторов при равной надежности схемы электроснабжения.

Таблица 1.3

Вариант	Тип	SН, кВА	U1/U2	∆Pxx, Вт	∆Pкз, Вт	Ixx, %	Uк, %	Кол-во
I	ТМ-160	160	6,3/0,4	500	2600	2,4	4,5	2
II	ТМ-100	100	10/0,4	360	1970	2,6	4,5	4

 

Вариант I

Коэффициент загрузки

 

в_I= , (1.19)

 

где S_HI – номинальная мощность трансформатора, кВА

в_I=

Потери активной мощности

 

∆Р_I=n_I∙(∆P_xxI+в_I²∙∆P_кзI), (1.20)

 

где ∆Р_I – потери активной мощности, кВт;

n_I – количество трансформаторов;

∆Р_xxI – потери холостого хода, Вт;

∆Р_кз – потери при коротком замыкании, Вт

∆Р_I=2∙ (0,5+0,7²∙2,6)=3,52 кВт

Потери реактивной мощности

 

∆Q_I=n_I∙ , (1.21)

 

где ∆Q_I – потери реактивной мощности, кВАр;

I_xx – потери тока холостого хода, %;

U_к – потери напряжения при протекании токов короткого замыкания, %;

∆Q_I=  кВАр

Потери активной энергии за год

 

∆W_ГI=n_I(∆P_xxI ∙T_B+в_I²∙∆P_кзI∙ф_н), (1.22)

 

где ∆W_ГI – потери активной энергии за год, кВт∙ч;

Т_В – время включения оборудования в течение года, тыс. ч;

ф _Н – время потерь в режиме нагрузки, тыс. ч;

Для двухсменного режима работы:

Т_В=4000 тыс. ч [5]

ф_Н=2000 тыс. ч [5]

∆W_ГI=2∙ (0,5∙4000+0,7²∙2,6∙2000)=9035 кВт∙ч

Потери реактивной энергии за год

 

∆V_ГI=n_I∙  (1.23)

 

∆V_ГI=  кВАр

Стоимость потерь за год

 

C_nI=(m₁∙∆P_I +m₂∙∆W_ГI)+(n₁^ґґ∙∆Q_I+n₂^ґґ∙∆V_ГI), (1.24)

 

где m₁ – удельная стоимость потерь активной мощности 1 кВт;

m₁=60 [5]

m₂ – удельная стоимость потерь активной энергии 1 кВт∙ч;

m₂=0,015 [5]

n₁^ґґ – удельная стоимость потерь реактивной мощности 1 кВАр;

n₁^ґґ=1,2 [5]

n₂^ґґ – удельная стоимость потерь реактивной энергии кВАр∙ч;

n₂^ґґ=0,0004 [5]

C_nI=(60∙3,52+0,015∙9035)+(1,2∙14,65+0,0004∙30807,14)=376,48 тыс. руб.

Капитальные затраты на приобретение и монтаж трансформаторов

 

К_I=Ц_I∙n_I (1.25)

 

где Ц_I=90860 тыс. руб. – номинальная стоимость трансформатора на момент установки или монтажа [5]

К_I =90860∙2=181720 тыс. руб.,

Приведенные годовые затраты

 

З_ГI=0,15∙K_I+6,4∙ +C_nI (1.26)

 

З_ГI=0,15∙181720+6,4∙ +376,48=39264,56 тыс. руб.

Аналогично производим расчет второго варианта: четыре трансформатора мощностью 100 кВА каждый.

Результаты сводим в таблицу 1.4.

 

Таблица 1.4

Вариант	Тип		∆Р, кВт	∆Q, кВАр	∆W, кВт∙ч	∆V, кВАр	С, тыс. руб.	К, тыс. руб.	З, тыс. руб.
I	ТМ-160	0,7	3,52	14,65	9035	30807,14	376,48	181720	39264,56
II	ТМ-100	0,56	5,81	15,98	10643,18	41711,54	428,40	301180,8	64881,09

 

На основании технико-экономического расчета по показателям выбираем наиболее рациональный трансформатор. Таким образом, устанавливаем на подстанции два трансформатора мощностью 160 кВА каждый.