Где устанавливаются компенсаторы реактивной мощности
+7 (925) 517-34-27 (отдел продаж); 
+7 (495) 744-31-71 (отдел продаж);
+7 (495) 730-73-63 (секретариат);
+7 (926) 673-77-58 (отдел персонала).
- Охрана труда
- Установки компенсации реактивной мощности
Большинство потребителей электроэнергии представляют собой электрические машины (трансформаторы, асинхронные двигатели, оборудование для дуговой сварки), в которых переменный магнитный поток связан с обмотками. Вследствие этого в обмотках при протекании переменного тока индуктируются реактивные э.д.с. обуславливающие сдвиг по фазе φ между напряжением и током. Этот сдвиг по фазе обычно увеличивается, а cos φ при малой нагрузке уменьшается. Например, если cosφ двигателей переменного тока при полной нагрузке составляет 0,75-0,80, то при малой нагрузке он уменьшится до 0,20-0,40. Малонагруженные трансформаторы также имеют низкий cosφ. Соответственно при компенсации реактивной мощности ток, потребляемый из сети, снижается, в зависимости от cos φ на 30-50 %, соответственно уменьшается нагрев проводящих проводов и старение изоляции.
Применение установок компенсации реактивной мощности необходимо на предприятиях, использующих:
- Асинхронные двигатели ( cosφ
Компенсация реактивной мощности асинхронных двигателей
В таблице, приведенной ниже, представлены значения, мощности косинусного конденсатора необходимого для компенсации реактивной мощности при работе асинхронного двигателя, подключаемого к клеммам асинхронного двигателя.
| Максимальная мощность двигателя | Максимальная скорость вращения, об/мин | |||
| 3000 | 1.500 | 1.000 | ||
| л.с. | кВт | Максимальная мощность кВАр | ||
| 11 | 8 | 2 | 2 | 3 |
| 15 | 11 | 3 | 4 | 5 |
| 20 | 15 | 4 | 5 | 6 |
| 25 | 18 | 5 | 7 | 7,5 |
| 30 | 22 | 6 | 8 | 9 |
| 40 | 30 | 7,5 | 10 | 11 |
| 50 | 37 | 9 | 11 | 12,5 |
| 60 | 45 | 11 | 13 | 14 |
| 100 | 75 | 17 | 22 | 25 |
| 150 | 110 | 24 | 29 | 33 |
| 180 | 132 | 31 | 36 | 38 |
| 218 | 160 | 35 | 41 | 44 |
| 274 | 200 | 43 | 47 | 53 |
| 340 | 250 | 52 | 57 | 63 |
| 380 | 280 | 57 | 63 | 70 |
| 482 | 355 | 67 | 76 | 86 |
Для более точного определения мощности компенсации необходимы измерения.
Если мощность конденсатора меньше или равна величине, обозначенной в таблице или Qc<90% от Io·U, то конденсатор можно подключать непосредственно к клеммам двигателя
Если мощность конденсатора больше чем величины, обозначенные в вышеупомянутой таблице или Qc > 90% от Io·U, то необходимо добавить контактор (К2) в схему управления двигателем. Контакторы (К1) (К2) включаются одновременно.
Зависимость между мощностью конденсатора Qc=2·π·f·C·V 2 ·10 -9 кВАр и емкостью C=Qc·10 9 /2·π·f·V 2 (мкФ), где:
- C — емкость конденсатора, (мкФ);
- Qc — мощность конденсатора, (кВАр);
- f — частота сети (Гц);
- V — напряжение (В);
- π — число ПИ (3,141592654).
Конденсаторные установки для компенсации реактивной мощности силовых трансформаторов.
Для работы силового трансформатора необходима реактивная энергия для создания электромагнитного потока. Таблица ниже дает приблизительные фиксированные значения, которые установлены согласно мощности и нагрузке трансформатора. Эти значения могут изменяться в зависимости от технологии изготовления и типа трансформатора.
| Номинальная мощность трансформатора, кВА | Реактивная мощность конденсаторной установки кВАр | ||
| Без нагрузки | 75% нагрузки | 100% нагрузки | |
| 100 | 3 | 5 | 6 |
| 160 | 4 | 7,5 | 10 |
| 200 | 4 | 9 | 12 |
| 250 | 5 | 11 | 15 |
| 315 | 6 | 15 | 20 |
| 400 | 8 | 20 | 25 |
| 500 | 10 | 25 | 30 |
| 630 | 12 | 30 | 40 |
| 800 | 20 | 40 | 55 |
| 1000 | 25 | 50 | 70 |
| 1250 | 30 | 70 | 90 |
| 2000 | 50 | 100 | 150 |
| 2500 | 60 | 150 | 200 |
| 3150 | 90 | 200 | 250 |
| 4000 | 160 | 250 | 320 |
| 5000 | 200 | 300 | 425 |
Мощность фиксированного конденсатора для компенсации реактивной мощности трансформатора, рекомендуется выбирать соответствующей потреблению трансформатора при нагрузке 75 %.
Современные конденсаторные установки компенсации реактивной мощности
Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях — одна их важнейших задач в электроснабжении, особенно актуальная для крупных энергоемких предприятий. Компенсация реактивной мощности является одним из путей достижения данной цели.
Эта технология позволяет минимизировать потери энергии при передаче и улучшить энергетические характеристики на стороне потребителя: повысить коэффициент мощности оборудования — для потребителя, и понизить вредные гармоники питающего напряжения — для сети и поставщика.
Практически это значит, что к устройству постоянной нагрузки присоединяется компенсирующий конденсатор расчетной емкости (соответствующей реактивной мощности), а если нагрузка переменная, то в ход идут автоматические конденсаторные установки. И в том и в другом случае в итоге достижима отчетливая картина энергосбережения.
Изначально львиная доля элементов системы электроснабжения и электроприемников переменного тока, обладающих индуктивностью, потребляет наряду с активной мощностью еще и реактивную мощность, которая необходима для создания электромагнитных полей: в электродвигателях, трансформаторах, преобразователях напряжения, линиях электропередач, даже в лампа накаливания и т. п.
Циркуляция в линиях реактивной мощности негативно сказывается на работе энергосистемы в целом в силу снижения пропускной способности линий, трансформаторов и т. д., вызывая нагрев проводов, в конце концов — требует бОльшей полной мощности от поставщика.
Но если реактивная мощность — это часть полной мощности, неизбежно затрачиваемая на электромагнитные процессы в нагрузке, имеющей емкостную и индуктивную составляющую, то почему бы не сделать так, чтобы она циркулировала не по всей системе электропередач, а только между потребителем и местным конденсатором? Именно для этого и служат УКРМ — установки компенсации реактивной мощности.
Конденсаторной установкой компенсации реактивной мощности называют электроустановку, состоящую из конденсаторов, и относящихся к ним вспомогательных устройств (выключателей, разъединителей, разрядных резисторов, устройств регулирования, защиты и т. п.) и ошиновки. Конденсаторная установка включает в себя одну или несколько конденсаторных батарей либо один или нескольких отдельно установленных конденсаторов, присоединенных к сети посредством коммутационных аппаратов.
Суть в том, что когда с помощью конденсаторной установки повышается коэффициент мощности (косинус фи) у потребителя, потребление реактивной составляющей от полной мощности из сети минимизируется, срок службы сети и оборудования, соответственно, увеличивается.
Так, при поддержании значения косинуса фи на уровне от 0,9 до 0,95, платежи за потребление практически бесполезной реактивной мощности — снижаются, так как в общем уменьшается нагрузка на трансформаторы и передающие кабели.
Здесь важно отметить, что и перекомпенсации допускать нежелательно, поскольку это становится экономически не целесообразным, ведь для получения косинуса фи достигающего 0,97-0,99, мощность компенсирующей установки пришлось бы повысить вдвое, а значит и заплатить за нее пришлось бы в 1,5 раза больше, хотя потребляемый ток вследствие такого мероприятия понизился бы всего на 3%.
Виды компенсации
Общей или централизованной компенсацией реактивной мощности называется такой подход, когда одна, общая для всего оборудования предприятия, регулируемая (автоматическая) конденсаторная установка, — располагается на трансформаторной подстанции или в главном распределительном щите. Это полезно, когда реактивная мощность на предприятии в течение дня варьирует между различными потребителями, то есть меняет время от времени свою величину, практически являясь сильно переменной характеристикой своеобразного составного потребителя.
При индивидуальной компенсации конденсаторы подбираются и устанавливаются к каждому отдельному двигателю индивидуально, это получается дешевле если двигателей не очень много, а работают они почти постоянно.
Если же различных единиц оборудования (потребителей электроэнергии) много, а работают они порознь и редко, то индивидуальная компенсация становится дорогостоящей затеей, поскольку часть конденсаторов будет попросту простаивать без дела, то есть какую-то часть времени они не будут востребованы вовсе. Таким образом, несколько мощных потребителей реактивной мощности, работающих обычно долгое время, являются типичными объектами индивидуальной компенсации.
На индивидуальную компенсацию несколько похожа групповая компенсация при которой отдельные конденсаторные установки используется для групп разнообразных электроприемников. Здесь так же разгружаются подводящие провода.
Тиристорные установки компенсации реактивной мощности
Для групповой компенсации хорошо подходят автоматические регулируемые конденсаторные установки, способные в зависимости от текущей реактивной нагрузки автоматически регулировать уровень компенсации. Особенно примечательны здесь тиристорные конденсаторные установки КРМТ, могущие эффективно работать в сетях с резкопеременной реактивной нагрузкой.
Такие установки отличаются превосходным, практически мгновенным быстродействием, что позволяет трансформаторам непрерывно работать в режиме почти чисто активной нагрузки, что продлевает срок их службы.
Число коммутаций для тиристоров неограниченно. Не зря сегодня КРМТ широко используются на многих химических и металлургических заводах, на целлюлозных фабриках, в лифтовом хозяйстве и везде, где характер нагрузок сильно нелинеен: инверторы, роботы, компрессоры, установки с фазным управлением и т. д. Плюс ко всему тиристорные установки бесшумны. Для защиты тиристорных установок применяются дроссели.
Тенденция к росту тарифов на электроснабжение ведет к тому, что применение установок компенсации реактивной мощности (УКРМ) для многих предприятий становится обыденной необходимостью. При этом окупаемость установленного оборудования для компенсации реактивной мощности составляет всего несколько месяцев.
В общем и целом, с точки зрения экономических преимуществ, установка компенсирующих конденсаторных батарей дает целый ряд плюсов:
потери в сетях и трансформаторах снижаются за счет уменьшения проходящего через них тока;
минимизируется эффект падения напряжения на линиях электропередач;
расчетная мощность системы делается меньше.
Иными словами, линии электропередачи, трансформаторы и распределительные устройства максимально разгружается благодаря избавлению от лишнего (реактивного) тока, защите от перекоса фаз, уменьшению высших гармоник и помех, а расходы на оплату для предприятия снижаются. В результате сами сети становятся более экономичными.
Эффекты от применения УКРМ
Если остановиться на эффектах систем КРМ более подробно, то можно сказать, что без применения установок УКРМ — в сети все время циркулирует значительная реактивная мощность, это снижает качество поставляемой электроэнергии, поскольку потери мощности в линиях оказываются значительными, имеют место перепады напряжения, а значит мощность силовых трансформаторов завышается, сечение передающих кабелей используется нерационально, пропускная способность на каждом этапе получается в конце концов ниже, чем могла бы быть.
В итоге плата за электроэнергию возрастает, а это — лишние финансовые траты. Если же в сети работает установка УКРМ, то потребление реактивной мощности от питающей сети уменьшается, следовательно достигаются энергосберегающий эффект и финансовая экономия.
Важно, что если вы решаете установить полноценную УКРМ с фильтрами гармоник, то прежде всего необходимо тщательно измерить все параметры сети: полную, активную и реактивную мощности, уровни гармоник, шумов, их величины, значения просадок напряжения, уровни перенапряжений. Так можно достигнуть многих полезных эффектов и избавиться от нежелательных побочных явлений: от вредных эффектов опасных гармоник (3-ей, 5-ой, 7-ой, 9-ой, 12-ой); избежать резонансных перенапряжений и перекоса фаз.
Размещение компенсирующих устройств в в распределительных сетях предприятий
При выборе и размещении средств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий различают две группы промышленных сетей в зависимости от состава их нагрузок:
первая группа — сети общего назначения, сети с режимом прямой последовательности основной частоты 50 Гц,
вторая группа — сети со специфическими нелинейными, несимметричными и резкопеременными нагрузками.
Решение задачи компенсации реактивной мощности для второй группы имеет ряд особенностей, в том числе необходимость обеспечения показателей качества электроэнергии у электроприемников с требуемым быстродействием.
При проектировании сначала вычисляются наибольшие суммарные расчетные активные и реактивные мощности предприятия Ррасч и Qрасч , которые обусловливают естественный коэффициент мощности .
Диаграмма работы компенсирующего устройства
Для определения мощности компенсирующих устройств пользуются не расчетной мощностью Qрасч , а меньшим значением Q мах учитывая несовпадение по времени наибольшей активной нагрузки энергосистемы и наибольшей реактивной мощности промышленного предприятия. Это несовпадение учитывают коэффициентом k мах , значения которого в зависимости от того, к какой отрасли промышленности относится предприятие, лежат в пределах от 0,75 до 0,95. Тогда Q мах = k мах Qрасч
Значения наибольшей активной нагрузки Ррасч и суммарной реактивной Qmax сообщаются в энергосистему для определения значения экономически оптимальной реактивной мощности, которую энергосистема может передать предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки энергосистемы, соответственно Qэ1 и Qэ2.
По мощности Q э l определяется суммарная мощность компенсирующих устройств Q ку = Qma х -Q э1, а по мощности Q Э 2 — регулируемая часть компенсирующих устройств Q ку рег = Qэ1 — Qэ2
Устанавливаемые на шинах низкого напряжения главных понизительных подстанций (ГПП) предприятия компенсирующие устройства не только обеспечивают поддержание коэффициента мощности системы cos φ сист , но и уменьшают мощность силовых трансформаторов ГПП Sтр:
Такими компенсирующими устройствами могут быть синхронные компенсаторы, конденсаторные батареи и синхронные двигатели.
Синхронные компенсаторы устанавливаются только на ГПП крупных промышленных предприятий по согласованию с питающей энергосистемой, при этом синхронные компенсаторы находятся на балансе у энергосистемы и используются при необходимости (например, при системных авариях) как резервный источник реактивной мощности. Поэтому установка их в сетях первой группы ограничена.
Синхронные двигатели высокого напряжения (двигатели компрессорных, насосных станций и т.п.) учитываются в общем балансе реактивной мощности предприятия, но, как правило, их реактивной мощности бывает недостаточно, и тогда недостающую реактивную мощность восполняют за счет батарей конденсаторов.
Баланс реактивной мощности в узле 6 — 10 кВ промышленного предприятия можно записать в виде следующего соотношения:
Qвн + Qтп + ΔQ — Qсд — Qкб — Qэ1 = 0 ,
где Qвн — расчетная реактивная нагрузка приемников высокого напряжения (ВН) 6 — 10 кВ, Qтп — нескомпенсированная мощность нагрузки Q н сети до 1 кВ, питаемой через трансформаторы цеховых трансформаторных подстанций (ТП), ΔQ — потери реактивной мощности в сети 6 — 10 кВ, особенно в трансформаторах ГПП.
Использование конденсаторов на напряжение 6 — 10 кВ снижает затраты на компенсацию реактивной мощности, так как конденсаторы низкого напряжения обычно более дорогие (на 1 квар мощности).
В сетях низкого напряжения (до 1 кВ) промышленных предприятий, к которым подключается большая часть приемников электроэнергии, потребляющих реактивную мощность, коэффициент мощности нагрузки лежит в пределах 0,7 — 0,8. Эти сети электрически более удалены от источников питания энергосистемы или местной тепловой электроцентрали (ТЭЦ). Поэтому для снижения затрат на передачу реактивной мощности компенсирующие устройства располагают непосредственно в сети до 1 кВ.
На предприятиях со специфическими нагрузками (ударными, резкопеременными) кроме выше указанных устройств компенсации в сетях второй группы применяют фильтрокомпенсирующие, симметрирующие и фильтросимметрирующие устройства. В последнее время вместо вращающихся компенсаторов находят все более широкое применение статические компенсаторы реактивной мощности (СТК) , которые наряду с улучшением коэффициента мощности позволяют стабилизировать питающее напряжение.
Рис. 1. Размещение компенсирующих устройств в сетях электроснабжения промышленного предприятия: ГПП — главная понизительная подстанция предприятия, СК — синхронный компенсатор, АВР — устройство автоматического ввода резерва, КУ1 — КБ для централизованной компенсации реактивной мощности, КУ2 — КБ для групповой компенсации реактивной мощности, КУ3 — КБ для индивидуальной компенсации реактивной мощности, ТП1—ТП9 — цеховые трансформаторные подстанции, СД — синхронные двигатели, АД — асинхронные двигатели
В цеховых сетях большинства предприятий для регулирования реактивной мощности используются батареи статических конденсаторов. При этом осуществляется централизованная (КУ1), групповая (КУ2) или индивидуальная (КУ3) компенсация реактивной мощности.
Таким образом, источники реактивной мощности в системе электроснабжения промышленного предприятия, используемые для компенсации реактивной мощности, могут быть расположены так, как это показано на рис. 1.
Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
Выбор устройства компенсации реактивной мощности
Методика выбора устройств компенсации реактивной мощности (КРМ) заключается в выборе устройств, позволяющих улучшить коэффициент мощности потребителя до требуемого значения и состоит из следующих этапов:
- выбор места установки устройства КРМ;
- вычисление мощности устройства КРМ;
- проведение необходимых проверок и расчетов;
- собственно выбор устройства КРМ.
Выбор места установки устройства КРМ
В зависимости от особенностей конкретной электроустановки устройства КРМ могут быть установлены, как показано на рис. 1.
Рис.1 – Выбор места установки устройства КРМ
- На вводе на стороне СН.
- На главной распределительной шине.
- На вторичной распределительной шине.
- Индивидуальные конденсаторы нагрузок.
Вычисление мощности устройства КРМ, проведение необходимых проверок и расчетов
В общем случае мощность устройства КРМ определяется по формуле:
- Kc = tgϕ1 — tgϕ2;
- Qc – мощность установки КРМ;
- P – активная мощность;
- tgϕ1 – фактический тангенс угла до применения установки КРМ;
- tgϕ2 – требуемый тангенс угла;
- Кс – расчетный коэффициент.
Для определения коэффициента Кс существует специальная таблица по которой, зная cosϕ1 и cosϕ2, можно определить данный коэффициент, не прибегая к математическим вычислениям.
Способ вычисления активной мощности P, а также проведение необходимых проверок и расчетов устройства КРМ зависит от места его установки. Дальше будет приведен пример ее вычисления в случае установки устройства КРМ на главной распределительной шине.
Выбор устройства КРМ
Устройства КРМ выбираются по следующим техническим характеристикам:
- номинальная мощность;
- номинальное напряжение;
- номинальный ток;
- количество подключаемых ступеней;
- необходимость защиты от резонансных явлений с помощью реакторов.
Необходимая мощность набирается ступенями по 25 и 50 квар, при этом количество ступеней не должно превышать количество выходов контроллера, устанавливаемого в установку КРМ, так как к каждому выходу может быть подключена одна ступень.
Количество выходов контроллера обозначается цифрой, например, RVC6 (фирмы АББ) имеет 6 выходов.
В случае необходимости защиты от резонансных явлений требуется применение защитных реакторов (трехфазных дросселей), в таком случае должны выбираться установки, например типа MNS MCR и LK ACUL (фирмы АББ).
Пример выбора устройств КРМ
Ниже приведен пример выбора устройств КРМ для сети, показанной на рис.2.
Рис.2 – Однолинейная схема ГРЩ без УКРМ
Технические характеристики устройств, образующих сеть, следующие:
- Номинальное напряжение 10 кВ;
- Частота 50 Гц;
- Коэффициент мощности cosϕ = 0,75;
Трансформаторы 1, 2:
- Номинальное напряжение первичной обмотки 10 кВ;
- Номинальное напряжение вторичной обмотки 400 В;
- Номинальная мощность S = 800 кВА;
Данные по кабелям и нагрузкам, подключаемым через вторичные распределительные щиты, представлены в таблице 1. Таблица 1
Выбор места установки устройства КРМ
В качестве места установки устройств КРМ приняты главные распределительные шины, как показано на рис. 3.
Рис.3 – Однолинейная схема ГРЩ с УКРМ
1. Требуемые мощности устройств определим по формуле:
2. Суммарные активные мощности нагрузок, получающих питание от каждого из двух трансформаторов, определим по формуле:
подставив значения из таблицы 1, получим:
- суммарная нагрузка на первый трансформатор:
- суммарная нагрузка на второй трансформатор:
3. Определяем средневзвешенный cosφ для первого трансформатора по формуле:
4. Определяем средневзвешенный cosφ для второго трансформатора по формуле:
5. Определим коэффициент Кс при помощи таблицы 2, учитывая, что требуемый cosφ2 = 0,95.
- для первого устройства КРМ Кс1 = 0,474;
- для второго устройства КРМ Кс2 = 0,526.
6. Зная для каждого трансформатора Кс и P, определим требуемые мощности устройств КРМ:
- для первого трансформатора:
- для второго трансформатора:
Расчет мощности устройства КРМ на основе баланса мощности
7. Определим мощность устройства КРМ по формуле [Л5. с 229]. • для первого трансформатора:
- для второго трансформатора:
- Р – суммарная нагрузка на трансформатор, кВт;
- tgϕ1 – фактический тангенс угла до применения установки КРМ;
- tgϕ2 – требуемый тангенс угла;
8. Определяем tgϕ1 и tgϕ2 зная cosϕ1 и cosϕ2:
- для первого трансформатора tgϕ1:
- для первого и второго трансформатора tgϕ2:
- для второго трансформатора tgϕ1:
Как видно из двух вариантов расчета мощности КРМ, значения требуемой мощности практически не отличаются. Какой из вариантов выбора мощности устройства КРМ использовать, решайте сами. Я принимай мощность устройства КРМ по варианту с определением коэффициента Кс по таблице 2.
Соответственно принятая требуемая мощность устройства КРМ составляет 270 и 300 квар.
9. Рассчитаем номинальный ток устройства КРМ для первого трансформатора:
10. Рассчитаем номинальный ток устройства КРМ для второго трансформатора:
При выборе автоматических выключателей для защиты устройства КРМ, нужно руководствоваться ПУЭ 7-издание пункт 5.6.15. Согласно которому аппараты и токоведущие части в цепи конденсаторной батареи должны допускать длительное прохождение тока, составляющего 130% номинального тока батареи.
Определяем уставку по защите от перегрузки:
- для УКРМ1: 390*1,3 = 507 А;
- для УКРМ2: 434*1,3 = 564 А
Уставка защиты от КЗ должна быть нечувствительна к броску тока. Уставка составляет 10 x In.
Определяем уставку защиты от КЗ:
- для УКРМ1: 390 x 10 = 3900 А;
- для УКРМ2: 434 x 10 = 4340 А
Проверка установки КРМ на отсутствие резонанса
В данном примере проверка установки КРМ на отсутствие резонанса не выполнялась, из-за отсутствия нелинейной нагрузки, а также отсутствия существенных искажений в сети 10 кВ.
В случае же, если у Вас преобладает нелинейная нагрузка, нужно выполнить проверку УКРМ на отсутствие резонанса, а также выполнить расчет качества электрической энергии после установки УКРМ и загрузку батарей статических конденсаторов (БСК).
Для удобства расчета по выбору устройства компенсации реактивной мощности, я к данной статье прикладываю архив со всей технической литературой, которую использовал при выборе УКРМ.
1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Седьмое издание. 2008г.
2. Учебное пособие по электроустановкам от фирмы АВВ. 2007г.
3. Справочник по компенсации реактивной мощности от фирмы RTR-Energia.
4. Выпуск № 21. Руководство по компенсации реактивной мощности с учетом влияния гармоник от фирмы Schneider Electric. 2008г.
5. Б.Ю.Липкин. Электроснабжение промышленных предприятий и установок, 1990 г.