Компенсация реактивной мощности

 

При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности /2/.

Необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП5 и ТП1 и установить их на шинах 0,4 кВ этих ТП.

По естественному коэффициенту мощности (таблица 3 определяют, где и когда необходима компенсация.

Для ТП-1 согласно данным таблицы:

Рд= 35,8 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,67;

Рв = 7,7 квар; Qв = 0 квар; Cosjв = 1;

Для ТП-2:

Рд= 110 кВт; Qд = 84 квар; Cosjд = 0,79;

Рв =55 квар; Qв = 40 квар; Cosjв = 0,81;

Для ТП-3:

Рд= 60 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,83;

Рв = 82 квар; Qв = 51 квар; Cosjв = 0,85;

Для ТП-4:

Рв = 129 квар; Qв = 19 квар; Cosjв = 0,99;

Для ТП-5:

Рд= 60,2 кВт; Qд = 52,5 квар; Cosjд = 0,75;

Рв = 43,2 квар; Qв = 32 квар; Cosjв = 0,8;

Для ТП-6:

Рд= 66 кВт; Qд = 44 квар; Cosjд = 0,83;

Рв = 139 квар; Qв = 22 квар; Cosjв = 0,99;

Определяем реактивную мощность Q_к, которую необходимо компенсировать до cosц = 0,95

 

Q_к = Q_ест - 0,33 P (3.1)

 

где Qест — естественная (до компенсации) реактивная мощность.

 

Для ТП-2 согласно данным таблицы 3:

Q_кд= 84 - 0,33·110 = 47,7 кВАр;

Q_кв= 40 - 0,33·55 = 21,85 кВАр.

Для других ТП расчет производиться аналогично.

Выбираем мощность конденсаторных батарей Q_бк, при этом перекомпенсация не рекомендуется:

 

Q_к< Q_бк <Q_ест. (3.2)

 

Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, кВАр следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т. д.

Например, для ТП-2:

Q_бкД = 75 кВАр;

Q_бкВ = 30 кВАр;

Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбираем две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой — только одна.

Например, для ТП-5: Q_бкД = 50 кВАр;

Q_бкВ = 30 кВАр,

причем в дневной максимум нагрузки включаем обе конденсаторные батареи Q_бкД = 125 кВАр, а в вечерний максимум нагрузки включается только одна батарея Q_бкВ = 30 кВАр.

Для других ТП мощности конденсаторных батарей выбираются аналогично. Результаты расчетов и выбора представлены в таблице 4.

Определяют некомпенсированную реактивную мощность

 

Q= Q_ест - Q_бк (3.3)

 

Для ТП-2:

 

Q_д = Q_{ест д} - Q_бк = 84 – 75 = 9 кВАр;

Q_в = Q_{ест в} - Q_бк = 40 – 30 = 10 кВАр.

 

Для других ТП некомпенсированная реактивная мощность рассчитывается аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 4.

Рассчитывают полную нагрузку трансформаторных подстанций с учетом компенсации

 

S= . (3.4)

 

Для ТП-1: S_д = кВА;

S_в = кВА.

Для других ТП полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации рассчитывается аналогично.

Определяем коэффициенты мощности после компенсации по формулам (2.7)…(2.11).

Для ТП-1: соsj_д = ;

cosj_в = .

Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в таблицу 4.

Сводные данные после компенсации, занесены в таблицу 3.

 

Таблица 4 Сводные данные по компенсации реактивной мощности

ТП	Расчетная мощность, квар
естественная	для компенсации	БК	расчетная
Qест д	Qест в	Qк д	Qк в	Qбк д	Qбк в	Qд	Qв
ТП-1		-	28.2	-		-		-
ТП-2			47,7	21,9
ТП-3			20,2	23,9
ТП-4	-	-	-	-	-	-	-	-
ТП-5	52,5		32,6	17,7			2,5
ТП-6		-	22,2	-		-		-

4 Выбор потребительских трансформаторов

Номинальную мощность трансформаторов 6/0,4; 10/0,4; 20/0,4 и 35/0,4 кВ выбираем по экономическим интервалам нагрузок в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки.

Для рассматриваемого примера на ТП1 и ТП5 необходимо установить трансформаторы мощностью 40 кВА и 100 кВА.

Для всех ТП выбираем трансформаторы и записывают их основные технические данные (таблица 5).

 

Таблица 5 Основные технические данные трансформаторов 10 / 0,4 кВ

№ ТП	Sрасч, кВа	Тип	Sт ном, кВа	Uвн ном, кВ	Uнн ном, кВ	DРхх, кВт	DРк, кВт	Uк%	ПБВ %	DW, кВт/ ч год
	37,2	ТМ			0,4	0,265	1,28	4,5	±2 × 2,5	2767,2
	110,4	ТМ			0,4	0,565	2,65	4,5	±2 × 2,5	6715,7
		ТМ			0,4	0,365	1,97	4,5	±2 × 2,5	4919,4
	130,4	ТМ			0,4	0,565	2,65	4,5	±2 × 2,5	7413,7
	60,3	ТМ			0,4	0,265	1,28	4,5	±2 × 2,5	3845,8
	140,7	ТМ			0,4	0,565	2,65	4,5	±2 × 2,5	7818,3
Итого										30480,1

Потери энергии в трансформаторах определяют по формуле

 

(4.1)

 

где DР_х и DР_к — потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;

t — время максимальных потерь, определяют по зависимости t=f (T_max), где время использования максимальной мощности T_max выбирают в зависимости от характера нагрузки по таблице 6

 

Таблица 6 Зависимость Т_max и t от расчетной нагрузки

Ррасч, кВт

Характер нагрузки

Коммунально-бытовая

производственная

смешанная

Время,ч

Tmax

t

Tmax

t

Tmax

t

0...10

20...50

50...100

100...250

250...300

300…400

400…600

600...1000

 

Так например, для ТП-1 принимаем в соответствии с таблицей 6 для производственного характера нагрузки для Р_расч= 30,38 кВт = 1000 часов, тогда потери на ТП-1 определятся как:

кВт/ч год.

Для других ТП потери энергии рассчитывается аналогично. Результаты расчета нагрузок сводятся в таблицу 5.