Компенсация реактивной мощности

К недостаткам относится появление высших гармоник, которые могут возникнуть

при глубоком регулировании реактивной мощности.

4 Выбор компенсирующих устройств.

Расчёт и выбор КУ производится на основании задания энергосистемы и в

соответствии с «Руководящими указаниями по компенсации». Задачи по расчёту

и выбору КУ решаются совместно с вопросами проектирования всех элементов

СЭС промышленного предприятия.

Потребляемая мощность КУ выбирается с учётом наибольшей входной

реактивной мощности [pic], квар, которая может быть передана из сетей

энергосистемы. В общем виде должно соблюдаться следующее условие:

[pic], (12)

где [pic]-расчётная (потребляемая) предприятием реактивная мощность, квар;

[pic]- реактивная мощность, которую надо скомпенсировать на предприятии

(т.е. мощность КУ).

Энергосистемой задаётся режим потребляемой реактивной мощности на

предприятии с учётом его расчётных максимальных нагрузок [pic] и [pic]. Это

требование заключается в том, что задаются значения [pic]- реактивной

мощности, выдаваемой энергосистемой предприятию в течении получаса в период

максимальных активных нагрузок энергосистемы, и [pic]-средней реактивной

мощности, передаваемой из сети энергосистемы или генерируемой в сеть

энергосистемы в период её наименьшей нагрузки. Практически во всех случаях

[pic]. С учётом изложенного выражения (12) приобретается вид:

[pic]; (13)

[pic], (14)

где [pic] и [pic]-соответственно необходимая мощность КУ в режиме

максимальных и минимальных нагрузок; [pic] и [pic]-соответственно расчётная

реактивная мощность предприятия в режиме максимальных и минимальных (в

ночную смену, в праздничные дни и т.п.) нагрузок.

Выражения (13) и (14) относятся к промышленным предприятиям с мощностью

750 кВ[pic]А и выше. Для предприятий с мощностью до 750 кВ[pic]А

энергосистемой рекомендуется полная компенсация реактивной мощности на

стороне до 1 кВ.

Эти требования энергосистемы вызваны тем, что в сетях напряжением до 1

кВ, как правило, коэффициент мощности нагрузки не превышает 0,8. При этом

сети до 1 кВ электрически более удалены от ИП энергосистемы и промышленных

ТЭЦ, поэтому передача реактивной мощности энергосистемы в сеть до 1 кВ

предприятия приводит к повышенным затратам на увеличение сечений

проводников, к повышению мощности трансформаторов и повышенным потерям

электроэнергии.

Таким образом, недостаток в энергосистеме реактивной энергии для

покрытия реактивных нагрузок промышленного предприятия устраняется за счёт

компенсирующих установок предприятия. Причём если устанавливается КБ, то

суммарная мощность их нерегулируемых секций не должна превышать расчётную

реактивную мощность предприятия в режимах минимальных нагрузок [pic].

В целях стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности

на промышленных предприятиях введена шкала скидок и надбавок к тарифу за

электроэнергию, отпускаемую энергоснабжающей организацией. Штрафы в виде

надбавки к тарифу за электроэнергию, выплачиваемые предприятием за

несоблюдение режима компенсации, не устраняют реальных потерь в

электрических сетях, а лишь перераспределяют их стоимость между

энергосистемой и промышленным предприятием. Однако указанные надбавки к

тарифу стимулируют предприятия к принятию мер по рациональной эксплуатации

КУ.

Энергосистема контролирует режим потребления реактивной мощности на

предприятии, для чего служат счётчики с указателями 30-минутного максимума

и реле времени. Счётчики устанавливают на границе раздела энергосистемы и

предприятия в точке, указываемой в договоре на отпуск электроэнергии. При

отсутствии специальных счётчиков используют показания обычных счётчиков.

Записи подлежат 30-минутные показания счётчиков в часы максимума и ночного

минимума энергосистемы.

Выбор мощности КУ и распределение их по сетям промышленного предприятия

напряжением до 1 кВ и выше производятся на основании технико-экономических

расчётов по минимуму приведённых затрат. Приведённые затраты на компенсацию

реактивной мощности, руб.,

[pic], (15)

где [pic]-реактивная мощность КУ, квар; [pic]-постоянная составляющая

затрат, не зависящая от мощности [pic], руб.; [pic]-удельные затраты на 1

квар реактивной мощности, руб/квар; [pic]-удельные затраты на 1 квар[pic]

реактивной мощности, руб/квар[pic].

Постоянная составляющая затрат, руб.,

[pic], (16)

где [pic]-нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений ;

[pic]-затраты на коммутационную аппаратуру, вводные и регулирующие

устройства, устройства защиты и другие затраты компенсирующих установок,

руб.

Для СД величина [pic] и выражение (15) принимает вид:

[pic], (17)

где [pic]-номинальная реактивная мощность СД, квар (8);

[pic] (18)

[pic]; (19)

здесь [pic]-стоимость потерь, руб/кВт таблица 4;

|Таблица 4 Стоимость 1 кВт потерь |

|Район расположения |Число рабочих |Стоимость 1 кВт потерь|

|некоторых |смен |[pic], руб/кВт |

|объединённых | | |

|энергосистем | | |

|Центр, Юг, |1 |52 |

|Северо-Запад |2 |106 |

| |3 |112 |

| |1 |64 |

|Средняя Азия |2 |64 |

| |3 |80 |

| |1 |85 |

|Сибирь |2 |85 |

| |3 |85 |

n-число однотипных СД; [pic]-реактивная мощность, вырабатываемая СД

предварительно, квар. Если СД вводится вновь, то [pic]=0 и (18) принимает

вид:

[pic]. (20)

Для КБ [pic]тогда (5.15)

[pic], (21)

где [pic]-мощность КБ, квар; [pic]-удельные потери мощности в

конденсаторах, кВт/квар (табл. 1); [pic]-напряжение на конденсаторной

батарее, В; [pic]-удельные затраты на установку КБ (см. табл. 1); [pic]-

постоянная составляющая затрат для КБ

[pic][pic] (22)

здесь [pic]=0,223-нормативный коэффициент эффективности капитальных

вложений в КБ; [pic] и [pic]-соответственно стоимость вводного и

регулирующего устройства, руб.

Чаще всего при проектировании СЭС ещё не уточнены места установки КУ.

Поэтому с достаточной для практических целей точностью можно принимать

средние удельные затраты на компенсацию 1 квар [pic]=3,5 руб/(квар год).

На предприятиях мощностью более 750 кВ[pic]А после проведения мер по

естественной компенсации нескомпенсированая реактивная нагрузка в сетях до

1 кВ может покрываться как установкой КУ до 1 кВ, так и перетоком

реактивной мощности с шин 6-10 кВ, оптимальное соотношение между которыми

определяется расчётом.

Источники реактивной мощности напряжением 6-10 кВ более экономичны по

сравнению с источниками реактивной мощности на напряжение до 1 кВ. Однако

передача реактивной мощности из сети 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ

может привести к увеличению числа трансформаторов на ТП на [pic],

обусловленного их дополнительной загрузкой, передаваемой реактивной

мощностью, и соответственно к увеличению потерь электроэнергии в линиях и

трансформаторах.

Дополнительные приведённые затраты, руб., увеличиваются:

[pic], (23)

где [pic]-стоимость дополнительно устанавливаемых [pic]

трансформаторов, руб.

Как правило, стоимость КТП, устанавливаемых на современных промышленных

предприятиях, достаточно высока, и поэтому передача избыточной реактивной

мощности СД 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ является невыгодной.

Чаще всего реактивная мощность СД 6-10 кВ используется для компенсации

реактивных нагрузок на стороне 6-10 кВ.

Мощность КУ в сетях напряжением до 1 кВ определяется по минимуму

приведённых затрат выбором экономически оптимального числа трансформаторов

цеховых ТП и определением дополнительной мощности КУ ниже 1 кВ в целях

оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6-10

кВ, питающей эти трансформаторы.

Рассчитанная таким путём мощность компенсации распределяется между

всеми трансформаторами цеха пропорционально их реактивным нагрузкам.

При выборе КУ на предприятиях с большим числом трансформаторов решающее

значение имеет число устанавливаемых трансформаторов.

Ориентировочное количество необходимых трансформаторов одинаковой

оптимальной экономической мощности для покрытия всех электрических нагрузок

цеха при неравномерном распределении этих нагрузок по площади цеха и при

найденной средней плотности нагрузок цеха [pic] выбирают по выражению

[pic], (24)

где [pic]-полная средняя мощность цеха за максимально загруженную

смену, кВ[pic]А; [pic]-оптимальная экономическая номинальная мощность

трансформатора, определяемая по (рис. 5); [pic]-рекомендуемый коэффициент

загрузки трансформаторов (таблица 5); [pic]-отношение коэффициентов

мощности на стороне вторичного напряжения трансформатора соответственно

после и до компенсации реактивных нагрузок.

|Таблица 5. Рекомендуемые коэффициенты загрузки |

|трансформаторов на подстанциях |

|Характер нагрузки и вид ТП |[pic] |

|При преобладании нагрузок I категории на | |

|двухтрансформаторных ТП. |0,65-0,7 |

|При преобладании нагрузки II категории на | |

|однотрансформаторных ТП и взаимном |0,7-0,8 |

|резервировании трансформаторов по связям | |

|вторичного напряжения. | |

|При преобладании нагрузки II категории и при |0,9-0,95 |

|наличии централизованного (складского) | |

|резерва трансформаторов, а также при нагрузке|0,5-0,55 |

|III категории. | |

|На ступенях высшего напряжения СЭС мощных | |

|промышленных предприятий (на ГПП, УРП, | |

|крупных ПГВ) | |

При равномерно распределённой по площади цеха нагрузке число

трансформаторных подстанций

[pic] (25)

Для выбора наивыгоднейшего числа трансформаторов и мощности КУ следует

провести технико-экономическое сравнение вариантов с минимальным числом

трансформаторов и с числом трансформаторов, увеличенным на один или два.

Для варианта с увеличенным числом трансформаторов следует учитывать затраты

на дополнительную установку трансформаторов по (23).

Если на предприятии нельзя увеличить число трансформаторов по условию

размещения цехов, способу резервирования и т. п., то определяют минимально

возможную мощность трансформатора [pic] по (рис.5). Затем сравнивают

варианты установки трансформаторов с минимально возможной мощностью и

мощностью трансформатора на ступень выше.

Как правило реактивная нагрузка индуктивного характера в сетях 6-10 кВ

создаётся реактивной мощностью ЭП 6-10 кВ и нескомпенсированной в сетях НН

0,4-0,69 кВ реактивной нагрузкой [pic] с учётом потери реактивной мощности

в силовых трансформаторах на стороне 6-10 кВ.

Наибольшая реактивная мощность, квар, которая может быть передана из

сети 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ для покрытия оставшейся

нескомпенсированной реактивной мощности в сети до 1 кВ без увеличения числа

устанавливаемых трансформаторов [pic] и их коэффициента загрузки, [pic]

определяется

[pic], (26)

где [pic]-активная средняя нагрузка за максимально загруженную смену,

кВт.

В целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети 6-10 кВ

суммарная мощность КБ напряжением до 1 кВ для группы с небольшим числом

трансформаторов цеха

[pic] (26а)

где [pic]-суммарная расчётная реактивная нагрузка за максимально

загруженную смену.

Если окажется, что [pic],то установка конденсаторов напряжения до 1 кВ

не требуется.

На практике для промышленных предприятий чаще всего сравнивают варианты

установки средств компенсации отдельно в виде КБ, СД или совместной

установки КБ и СД.

При отсутствии на предприятии СД для привода производственных

механизмов сначала выбирается оптимальная мощность КУ на стороне до 1 кВ,

а затем определяется оптимальная мощность силовых трансформаторов на

подстанциях.

Пример 1. На (рис. 6) приведена схема одной секции РП 10 кВ, к шинам 10

кВ которого присоединены два СД мощностью [pic] кВт каждый и с частотой

вращения [pic] об/мин. Коэффициент загрузки каждого СД [pic] и коэффициент

мощности [pic], синхронные двигатели вводятся вновь и [pic]=0. Потребление

реактивной мощности в сети до 10 кВ от других ЭП промышленного предприятия

составляет [pic] квар. В сети 380 В расчётные нагрузки за максимально

загруженную смену составляют: [pic] МВт, [pic]Мвар, [pic] МВ[pic]А.

Питающая энергосистема находится в Средней Азии [pic] и может передать в

часы максимума реактивную мощность [pic] Мвар.

Коэффициент загрузки трансформаторов [pic](табл. 5) при наличии

перемычек в сети 0,4 кВ. Площадь цеха [pic]. Стоимость КТП мощностью 1000

кВ[pic]А с необходимым оборудованием [pic] Предприятие работает в две

смены; [pic] принято равным 0, [pic]

Определим оптимальный вариант выбора КУ.

Решение. Определим минимально необходимое количество трансформаторов с

номинальной мощностью [pic] по (25):

[pic]

Принимаем семь трансформаторов, мощность каждого из которых [pic]

принята по (рис. 5) при [pic].

Реактивная мощность, вырабатываемая двумя СД, определяется по

[pic].

Реактивная мощность, которая может быть передана от СД 10 кВ на сторону

0,4 кВ

[pic].

По (26) наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана

через трансформаторы,

[pic]

Оставшаяся некомпенсированной мощность КБ на стороне 0,4 кВ при

передаче реактивной мощности из сети 10 кВ, равной 1,21 Мвар, по (26а)

[pic].

Примем по (табл. 1) 13 КБ марки УКБ-0,38-150У3 с общей мощностью [pic].

При [pic]

[pic],

т.е. практически можно всю необходимую реактивную мощность на стороне 0,4

кВ [pic] передать со стороны 10 кВ через трансформаторы. В этом случае

установка КБ на стороне 0,4 кВ не потребуется. Но располагаемая мощность КУ

в сети 10 кВ равна 1,83 Мвар. Следовательно, [pic]. Примем 9 КБ марки УКБ-

0,38-150У3 c общей мощностью [pic].

Проведём технико-экономическое сравнение двух вариантов с установкой

семи и восьми трансформаторов. Удельные затраты при передаче реактивной

мощности СД в сеть 0,4 кВ определяются по (20):

[pic].

По (19)

[pic],

где [pic] и [pic].

Полные затраты на установку КБ в сети 0,4 кВ определяются по (21):

[pic][pic].;

[pic].,

где [pic] принято по (табл. 1) для УКБ-0,38-150У3 и [pic]; [pic].

Для варианта I при [pic] затраты складываются из стоимости потерь

активной энергии в СД и стоимости установки КБ на стороне 0,4 кВ:

[pic] руб.

Для варианта II при [pic]

[pic].

Следовательно, оптимальным вариантом компенсации реактивной мощности

является вариант I установки семи трансформаторов.

5 Размещение компенсирующих устройств в электрических сетях.

После определения оптимального значения мощности КУ решается вопрос об

их размещении в электрических сетях промышленного предприятия. Рациональное

размещение КУ зависит от соотношения мощностей СД и АД, установленных в

сетях 6-10 кВ. Наибольший эффект достигается при установке КУ вблизи ЭП с

наибольшим потреблением реактивной мощности, так как это приводит к

максимальному снижению потерь мощности и электроэнергии.

В электрических сетях напряжением до 1 кВ наибольшее распространение в

качестве средств компенсации реактивной мощности имеют батареи статических

конденсаторов (КБ). Нерегулируемые КБ мощностью не менее 30 квар

устанавливаются, как правило, в цехах у силовых шкафов или присоединяются к

магистральному шинопроводу (групповая компенсация). Индивидуальная

компенсация с помощью КБ целесообразна лишь у крупных ЭП 0,4-0,69 кВ с

относительно низким коэффициентом мощности и большим числом часов работы в

году.

Установка КБ напряжением до 1 кВ в помещении ТП или на головном участке

магистрального шинопровода ТП является централизованной компенсацией и

допускается только в тех случаях, когда установка КБ в цехе невозможна по

условиям пожаро - и взрывоопасности цеха.

Места установки регулируемых КБ в сетях напряжением до 1 кВ определяют

с учётом требований энергосистемы, предъявляемых к регулированию напряжения

в сетях. Число и мощность ступеней регулирования следует определять на

основании существующего графика нагрузок промышленного предприятия.

При размещении цеховых групповых КУ напряжением до 1 кВ следует,

стремится к тому, чтобы их мощность по возможности определялась реактивными

нагрузками силовых РШ или шинопроводов, к которым эти КУ присоединяются.

Рассмотрим размещение КБ в сетях напряжением до 1 кВ при отсутствии в

этих сетях СД. Распределение мощностей КБ в таких сетях зависит от

структуры сети - радиальная (рис. 7, а) или магистральная (рис. 7, б). В

радиальной сети от шин 0,4-0,69 кВ ТП отходят п радиальных линий, питающих

п силовых шкафов с реактивными расчётными нагрузками [pic]. Распределение

мощностей КБ, квар, в такой сети производится по формуле

[pic] (27)

где [pic]-искомая мощность КБ в данном узле подключения, квар; [pic]-

суммарная распределяемая мощность КБ, полученная в результате технико-

экономического расчёта, квар; [pic]-сопротивление радиальной линии длинной

[pic], сечением [pic], питающей узел присоединения нагрузок, Ом; [pic]-

эквивалентное сопротивление сети напряжением до 1 кВ, Ом, определяемое по

формуле:

[pic] (28)

где [pic]-сопротивление [pic]участков радиальной сети, Ом.

Определение местоположения КБ для компенсации реактивной мощности

рассмотрим в примерах 2, 3.

Пример 2 Схема питания нагрузок 0,4 кВ показана на (рис. 8). Реактивные

мощности шкафов [pic]Суммарная мощность КБ на стороне 0,4 кВ [pic].Из сети

10 кВ передаётся компенсирующая реактивная мощность [pic]. Требуется

правильно разместить КУ между силовыми шкафами (на рис. 8 и 9 r-в Омах; Q-в

киловольт-амперах).

Решение. Определяем эквивалентное сопротивление сети по (28):

[pic],

тогда вся реактивная мощность [pic], передаваемая из сети 10 кВ,

распределяется между РШ1-РШ4 по (27):

[pic]

Расчётная мощность КБ, устанавливаемых около шкафов РШ1-РШ4,

[pic]

Номинальные мощности ККУ типа УКБН-0,38 принимаем по (табл. 1).

Ближайшие к расчётным значениям мощности будут: 100, 150, 200 и 450 квар. С

учётом этих значений применяем стандартные значения мощности: [pic] [pic]

[pic] [pic] Шкафы ККУ устанавливаются рядом с распределительными шкафами

РШ1-РШ4. Суммарная мощность КБ

[pic],

т.е. несколько больше расчетного (заданного) значения 700 квар.

Следовательно, мощность КУ между силовыми шкафами размещена правильно.

На (рис. 7,б) показана схема распределения КУ в магистральной сети с

ответвлениями большой длинны. Нагрузки и КУ присоединяются к ответвлениям

от магистрального шинопровода 0,4 кВ. В этом случае размещение КБ

производится с учётом сопротивлений ответвлений. Эквивалентное

сопротивление сети для каждой точки ответвления определяется с конца

шинопровода, Ом,

[pic]. (29)

Пример 3 Схема питания нагрузок 0,4 кВ, значения расчётных реактивных

мощностей, сопротивления ответвлений от шинопровода и сопротивления

участков шинопровода показана на (рис. 9). Суммарная расчётная мощность КБ

на стороне 0,4 кВ [pic]. Из сети 6 кВ передаётся реактивная мощность [pic].

Определить оптимальные значение мощности КБ, присоединяемых к силовым

шкафам РШ1-РШ4.

Решение Определяем сначала эквивалентные сопротивления сети для всех

четырёх ответвлений с конца магистрального шинопровода. Для ответвления от

точки 3, для которой [pic] и [pic], по (29) определяем:

[pic]

Для ответвления от точки 2, для которой [pic] и [pic][pic]:

[pic]

Аналогично для ответвления от точки 1:

[pic]

Определяем по (5.27) реактивную мощность, передаваемую со стороны 6 кВ

по ответвлению 1 на шкаф РШ1:

[pic]

тогда для полной компенсации на стороне 0,4 кВ мощность КБ в узле шкафа РШ1

[pic]

По (табл. 1) выбираем ККУ типа УКБН-0,38 со стандартной мощностью

[pic]. В этом случае в ответвление 1 будет передаваться мощность: [pic] а

не 91 квар и на участке токопровода 1-2 мощность будет равна: [pic]

Реактивная мощность, передаваемая в ответвление 2,

[pic]

Мощность КБ для шкафа РШ2

[pic]

Примем [pic]. На участке 2-3 передаётся реактивная мощность:

[pic]

и в ответвлении 3:

[pic]

Реактивная мощность КБ в точке подключения шкафа РШ3

[pic]

Принимаем по (табл. 1) ККУ типа УКБН-0,38 со стандартной мощностью

[pic]

тогда в ответвление 3 будет передаваться мощность:

[pic]

На участке токопровода 3-4, [pic] следовательно, [pic] Для её

компенсации выбираем конденсаторную батарею [pic]

Таким образом, суммарная мощность всех КБ определяется:

[pic]

т.е. примерно равна заданной мощности [pic]

Следовательно, к силовым шкафам РШ1-РШ4 присоединены оптимальные

мощности КБ.

6 Управление компенсирующими установками.

Для более экономичного использования компенсирующих установок (СД и КБ)

в условиях эксплуатации некоторые из низ должны быть оборудованы

устройствами автоматического или ручного управления, позволяющими полностью

или частично регулировать мощность КУ в периоды наименьших и наибольших

нагрузок в энергосистеме. Таким способом улучшается общий режим работы СЭС,

исключается перекомпенсация реактивной мощности, которая может вызвать

повышение напряжения в сети и увеличить потери электроэнергии.

В первую очередь следует рассматривать возможности автоматического

регулирования возбуждения имеющихся на предприятии СД. Устройство

автоматического регулирования возбуждения входит в конструкцию СД и

позволяет двигателю работать как с перевозбуждением, генерируя реактивную

мощность в сеть в часы максимума нагрузок, так и с недовозбуждением, в

период которого СД потребляет из сети реактивную мощность.

Конденсаторные батареи мощностью более 150 квар должны быть снабжены

регуляторами реактивной мощности. Это достигается за счёт деления всей

мощности КБ на отдельные (не более трёх-четырёх) секции, позволяющие

осуществлять как одноступенчатое, так многоступенчатое регулирование.

Одноступенчатое регулирование мощности КБ, при котором вся мощность КБ

включается и отключается в определённое время суток в соответствии с

графиком нагрузок или при определённом уровне напряжения в сети,

выполняется проще. Такой способ одноступенчатого регулирования

целесообразен при равномерном графике потребления реактивной мощности и при

применении КУ 6-10 кВ, имеющих масляные выключатели, у которых количество

переключений должно быть ограничено.

На предприятиях, имеющих неравномерные графики потребления реактивной

мощности, применяется многоступенчатое регулирование, при котором

становится возможным включение и отключение различного числа секций КБ.

Причём часть мощности КБ, равная наименьшей реактивной нагрузки

предприятия, должна оставаться нерегулируемой, т.е. постоянно включенной.

Выбор того или иного способа автоматического регулирования реактивной

мощности, параметра и схемы регулирования определяется характером

технологического процесса и изменением реактивных нагрузок (медленные

изменения или резкопеременные ударные нагрузки), исходным заданием

энергосистемы и т.п. Параметрами регулирования могут быть время суток,

уровень напряжения сети, реактивные токи в сети и др.

На промышленных предприятиях чаще всего применяется автоматическое

регулирование по времени суток и по уровню напряжения.

При регулировании в функции времени суток используются сигнальные часы

типа ЭВЧС-24, с помощью которых в определённое время суток можно

переключать секции КБ. Такое регулирование по временам суток осуществляется

на предприятиях ,у которых реактивная мощность нагрузок почти не меняется

или меняется во времени. В зависимости от вида регулирования (одно- или

многоступенчатое) используются один или несколько комплектов часов ЭВЧС-24.

Регулирование мощности КБ по напряжению применяется в тех случаях,

когда потребители требуют одновременного регулирования реактивной мощности

и напряжения, например при питании ЭП от нерегулируемого силового

трансформатора. В этом случае с увеличением реактивной мощности снижается

напряжение и наоборот.

Иногда применяется комбинированное регулирование - по времени суток с

коррекцией по напряжению. Такие схемы регулирования могут быть применены

для одно- и многоступенчатого регулирования. Особое внимание следует

обращать на исключение возможности повторного включения КБ в заряженном

состоянии. Для этой цели используется реле времени с выдержкой 2-3 мин

после отключения и нового включения КБ. Это время необходимо для разрядки

конденсаторов.

На (рис. 10) представлена комбинированная схема одноступенчатого

автоматического регулирования мощности КБ по времени суток с коррекцией по

напряжению. Особенностью этой схемы является то, что если после включения

КБ действием часов ЭВЧС в заданное время суток напряжение в сети окажется

повышенным, реле минимального напряжения КV своим замыкающим контактом

вновь отключит КБ. И наоборот, если часы ЭВЧС в заданное время суток

отключают КБ, а напряжение на данном участке сети будет пониженное, то реле

КV своим размыкающим контактом включит КБ, не дожидаясь заданного времени

по часам ЭВЧС. Таким образом, часы ЭВЧС включают и отключают КБ в

соответствии с программой, заданной по времени суток, а реле КV вводит

коррективы в работу ЭВЧС в зависимости от напряжения в сети в данное время

суток. В результате такого регулирования напряжение в сети не выходит за

нормированные пределы [pic]. В цепи реле KV включается добавочное

сопротивление R, необходимое для более точной настройки схемы. Схема

регулирования по напряжению должна быть отстроена от кратковременных

колебаний напряжения, вызываемых толчковыми нагрузками. Для этой цели

служит реле времени с выдержкой времени 2-3 мин.

В настоящее время применяются схемы автоматических конденсаторных

установок с обслуживанием тиристорными выключателями.

Для многоступенчатого комбинированного автоматического регулирования

мощности КБ (серий УК-0,38-220-УК-0,38-540) применяются регуляторы АРКОН,

которые можно использовать и в сетях 6-10 кВ, например, для УК6(10)-660-

УК6(10)-1800. В этом случае регулятор АРКОН получает питание через

измерительный TV. С помощью регулятора АРКОН можно выполнить требования

питающей энергосистемы относительно компенсацией реактивной мощности.

Таким образом, в данном курсовом проекте было рассмотрено все, что

касается компенсации реактивной мощности. Полученные знания пригодятся для

дальнейшей работы на предприятии.

Список используемой литературы.

1. «Основы электроснабжения промышленных предприятий». Фёдоров А.А.,

Каменева В.В.

2. «Электрическая часть станций и подстанций» Васильев А.А, Крючков

И.П., Наяшкова Е.Ф.

3. «Указания по проектированию компенсации реактивной мощности в

электрических сетях промышленных предприятий» Железко Ю.С.

4. «Автоматические устройства по компенсации реактивной мощности в

электросетях предприятий» Красник В.В.

Страницы: 1, 2