При определении расчетной реактивной нагрузки предприятия в часы максимума QHl и минимума Qh2 активной нагрузки энергосистемы следует учитывать: QHmax—реактивные максимальные (получасовой максимум) нагрузки электроприемников, принимаемые в соответствии с выполненным проектом; QHmin — расчетные минимальные (среднегодовое значение) нагрузки за период третьей (наименьшей) смены потребления реактивной мощности предприятием.
Суммарная реактивная нагрузка предприятия в часы максимума активной нагрузки энергосистемы может не совпадать с максимальной расчетной реактивной нагрузкой и определяется по формуле
где Кн1 — коэффициент несовпадения; его значение зависит от отрасли промышленности:
Отрасль промышленности | Кщ | *н2 |
| 0,88 | 0,74 |
| 0,94 | 0,73 |
Торфопереработка | 0,74 | 0,66 |
Нефтепереработка | 0,93 | 0,84 |
Машиностроение и металлообработка | 0,79 | 0,44 |
Химическая | 0.92 | 0,78 |
0,91 | 0,41 | |
0,91 | 0,66 | |
Бумажная | 0,83 | 0,75 |
0,75 | 0,34 | |
Строительных материалов | 0,9 | 0,77 |
0,93 | 0.79 | |
0,65 | 0,4 |
Реактивную нагрузку предприятия в часы минимума активной Нагрузки энергосистемы определяют по формуле
где Кн2 — коэффициент минимума: его значение — это отношение минимальной нагрузки предприятия к наибольшей, зависит от отрасли промышленности (см. выше).
Полученные реактивные нагрузки предприятия (цеха или электроустановки) вместе с суммарной расчетной активной нагрузкой передаются в энергосистему, которая определяет и выдает значения Q3rnax и Qstnin, При сообщении расчетных нагрузок энергосистеме реактивные нагрузки предприятия определяют без учета реактивной мощности синхронных электродвигателей, а суммарная реактивная мощность всех синхронных электродвигателей сообщается отдельной величиной Qc д для расчетной схемы электроснабжения предприятия.
Необходимую суммарную мощность компенсирующих устройств в сети проектируемого промышленного предприятия определяют по формуле
При снижении потерь реактивной Мощности в результате компенсации QKmax можно уменьшить на величину этого снижения. Мощность нерегулируемых компенсирующих устройств определяют по формуле
Для выполнения ТЭР в табл. 2 приведены расчетные значения удельной стоимости потерь активной мощности т и коэффициента средней реактивной экономической нагрузки Lp в зависимости от региона объединенной энергосистемы (ОЭС).
Экономическую расчетную реактивную нагрузку (среднюю) определяют по формуле Qэ с = LpQH max. В расчетах реактивную мощность конденсаторных установок следует принимать равной номинальной их
2. Значения удельной стоимости потерь активной мощности т и коэффициента Lp
Регионы ОЭС | Сменность работы предприятия | т, р./кВт | Q |
Северо-запад, Центр | 1 | 82 | 0,96 |
Средняя Волга, Юг, | 2 | 109 | 0,88 |
Северный Казахстан | 3 | 114 | 0,84 |
Средняя Азия | 1 | 72 | 1 |
2 | 78 | 0,96 | |
3 | 84 | 0,94 | |
Сибирь | 1 | 87 | 1 |
2 | 93 | 0,97 | |
3 | 99 | 0,95 | |
Урал | 1 | 71 | 0,95 |
2 | 100 | 0,87 | |
3 | 125 | 0,82 | |
Северный Кавказ и Закавказье | 1 | 112 | 0,98 |
2 | 132 | 0,93 | |
3 | 150 | 0,9 | |
Дальний Восток | 1 | 131 | 1 |
2 | 142 | 0,97 | |
3 | 152 | 0,94 |
Примечание. Расчетные значения т н ip определены с учетом стоимости строительства станции и потерь электроэнергии (по замыкающим затратам), а также суммарного графика нагрузки по реактивной мощности и принимаются в зависимости от сменности работы и региона энергосистемы, от которой получит питание проектируемое промышленное предприятие.
мощности независимо от фактического значения напряжения на установке. Экономическая целесообразность использования реактивной мощности синхронных электродвигателей зависит от мощности и частоты вращения электродвигателя.
Номинальные мощности синхронных электродвигателей, которые определяют области экономически целесообразного использования их реактивной мощности, приведены в табл. 3. Синхронные электродвигатели экономически целесообразно использовать как источники реактивной мощности при условии, если номинальная мощность синхронных электродвигателей больше мощности, приведенной в табл.3. Степень использования реактивной мощности синхронных электродвигателей при номинальной мощности, менее приведенной в табл. 71, рекомендуется определять с помощью ТЭР. Для указанных синхронных электродвигателей допускается принимать их загрузку по реактивной мощности, равной (0,8,,.0,85) Qнсд без ТЭР.
3 Номинальные мощности синхронных электродвигателей, определяющие области экономически целесообразною использования реактивной мощности
Регионы ОЭС | Сменность работы предприятия | Номинальная активная мощность синхронных электродвигателей, кВт, при частоте вращения, с-1 | |||||||
3000 | 1000 | 750 | 600 | 500 | 375 | 300 | 250 | ||
Северо-запад, Центр, Средняя Волга, Юг, Северный Казахстан | 1 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 4000 | 3200 |
|
2 | 2000 | 4000 | 5000 | 4000 | 6300 | — | — | — | |
3 | 2500 | 5000 | 6300 | 5000 | 8000 |
|
|
| |
Средняя | 1 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2500 | 3200 |
2 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 3200 | 3200 | 4000 | |
3 | 2000 | 2000 | 2500 | 2500 | 2500 | 4000 | 3200 | — | |
Сибирь | 1 | 2000 | 2000 | 2500 | 2500 | 2500 | 4000 | 4000 |
|
2 | 2000 | 2000 | 3200 | 3200 | 3200 | — | 4000 | — | |
3 | 2000 | 2000 | 3200 | 4000 | 3200 | — | 4000 | — | |
Урал | 1 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2500 | 3200 |
2 | 2000 | 2000 | 4000 | 4000 | 5000 | — | — | — | |
3 | 2000 | 5000 | 5000 | 5000 | 6300 | — | — | — | |
Северный Кавказ и Закавказье | 1 | 2000 | 4000 | 5000 | 4000 | 6300 |
|
|
|
2 | 2500 | 5000 | 6300 | 5000 | 8000 | — | — | — | |
3 | 6300 | 6300 | 8000 | 10000 | 8000 | — | — | — | |
Дальний | 1 | 2500 | 5000 | 6300 | 5000 | 8000 |
|
|
|
2 | 5000 | 5000 | 8000 | 10000 | 8000 | — | — | — | |
3 | 6300 | 6300 | 10000 | 10000 | 8000 |
|
|
| |
Если реактивная мощность, получаемая от всех синхронных электродвигателей промышленного предприятия, обеспечивает большую степень компенсации, чем согласованная с энергосистемой, то рекомендуется снижать реактивную мощность СД. Если указанное снижение все же не обеспечивает согласованной с энергосистемой величины Q9max, следует соответственно снизить мощность, или даже полностью отказаться от использования конденсаторных установок напряжением до 1000 В, при этом число цеховых трансформаторов может увеличиться.
Определение суммарной мощности конденсаторных установок в сетях напряжением до 1000 В. Суммарную мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В (НБК) следует определять по двум критериям: по минимуму суммарных приведенных затрат на НБК и цеховые трансформаторные подстанции и по минимуму суммарных приведенных затрат на ИБК и потери электроэнергии в сети предприятия напряжением 6—10 кВ.
Основную мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В, как правило, определяют первым критерием, а по условию минимума потерь электроэнергии в сети предприятия напряжением 6—10 кВ (второй критерий) находят дополнительную мощность конденсаторных установок. Суммарная (основная и дополнительная) расчетная мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В
По первому критерию мощность НБК (QK Hj) следует определять, исходя из целесообразности уменьшения числа цеховых трансформаторов или снижения их номинальной мощности в случаях, когда по условиям электроснабжения нельзя уменьшить число принятых трансформаторов, по второму — дополнительная мощность НБК (QK иц) с целью оптимального снижения потерь электроэнергии в сети напряжением 6—10 кВ.
При определении мощности КУ напряжением до 1000 В цеховые трансформаторы должны объединяться в однотипные группы по следующим признакам: одинаковой номинальной мощности и одинаковому коэффициенту загрузки трансформаторов в нормальном режиме; принадлежности к одному технологическому участку или к одной магистрали, включая двухтрансформаторные подстанции, получающие питание от различных секций распределительных подстанций (РП); одному виду компенсирующих устройств, которые предполагается использовать для компенсации реактивной загрузки.
Определение мощности батарей конденсаторов по условию выбора оптимального числа цеховых трансформаторов. Для каждой объединенной однотипной группы трансформаторов следует определять их минимальное количество, необходимое для питания заданной активной нагрузки:
где Рн — расчетная суммарная активная нагрузка, кВт; ST — номинальная мощность одного трансформатора, кВ • А; К3—коэффициент загрузки трансформатора.
Оптимальное число трансформаторов в группе определяют по формуле
где К0 — коэффициент увеличения числа трансформаторов по сравнению с минимальным их числом
Значение оптимального коэффициента К0 зависит от значения удельных затрат на передачу реактивной мощности, которые определяют по формуле
где вк н, ек в, екл, „ — соответственно удельные приведенные затраты на КУ напряжением до и выше 1000 В и комплектные трансформаторные подстанции (КТП) (принимают согласно табл. 72, 73 , 74, 75, 76), Зависимость коэффициента К от а
t:t р,/квар | * о | а, р. /квар | Ко | а, р./квар |
|
0,1 | 1,005 | 0,35 | 1,07 | 0,6 | 1,25 |
0,15 | 1,01 | 0,4 | 1,09 | 0,65 | 1,32 |
0,2 | 1,02 | 0,45 | 1,12 | 0,7 | 1,4. |
0,25 | 1,03 | 0,5 | 1,15 | 0,75 | 1.51 |
Удельные приведенные затраты на комплектные конденсаторные установки (ККУ) напряжением до 1000 В
• Без регулирования мощности ККУ.
Удельные приведенные затраты на ККУ выше 1000 В
Мощность установки, квар | эк. в> Р'/(кваР • год) | ||||||
без | питание по радиальной схеме | Питание по магистральной схеме (две установки от одного шкафа) | |||||
КСО, КРУ (20 кА) | КРУ (31,5 кА) | кэ | КСО, КСУ (20 кА) | КРУ (31,5 кА) | КЭ | ||
< 450 | 0,9 | 1,7 | 2,5 | 3,6 | 1,3 | 1,7 | 2,2 |
900 | 0,8 | 1,2 | 1,5 | 2,1 | 0,9 | 1,1 | 1,4 |
1125 | 0,6 | 0,8 | 1,1 | 1,5 | 0,7 | 0,8 | 1 |
Примечание. КРУ, КСО н КЭ — типы шкафов комплектного распределительного устройства напряжением 6—10 кВ.
Удельные приведенные затраты на КТП
Мощность трансформатора, кВ • А | ®к. т. п- Р-/(кВ • А • год) | ||||||||
один трансформатор | два трансформатора | три и более трансформаторов | |||||||
КСО | КРУ | КЭ | КСО | КРУ | кэ | КСО | КРУ | КЭ | |
630 | 2,6 | 2,6 | 3,3 | 2,4 | 2,4 | 2,7 | 2,3 | 2,3 | 2,5 |
1000 | 2,6 | 2,6 | 3,3 | 2,4 | 2,4 | 2,7 | 2,3 | 2,3 | 2,5 |
1600 | 3,4 | 3,4 | 3,6 | 3,2 | 3,2 | 3,4 | 3,2 | 3,2 | 3,3 |
2500 | 3,4 | 3,4 | 3,6 | 3,2 | 3,2 | 3,4 | — | — |
|
5. Комплектные конденсаторные установки напряжением 380В
Тип установки | Мощность, кв ар | Удельная стоимость, р./квар | Приведенные затраты, р./(квар. X X год) |
УК2-0,38-50 УЗ | 50 | 5,1 | 1,2 |
УКЗ-0,38-75 УЗ | 75 | — | — |
УК-0,38-75 УЗ | 75 | 6,4 | 1,4 |
УК2-0.38-100 УЗ | 100 | 4,7 | 1,1 |
УКБН-0,38-100-50 УЗ | 100 | 9,5 | 2,1 |
УКБН-0,38-135 ТЗ | 135 | 11,7 | 2,6 |
УКБ-0,38-150 УЗ | 150 | — | — |
УКТ-0,38-150 УЗ | 150 | 7 | 1,6 |
УКБТ-0,38-150 УЗ | 150 | 8 | 1,8 |
УКЛН-0,38-150-50 УЗ | 150 | — | — |
УКБН-0,38-200-50 УЗ | 200 | 8,5 | 1,9 |
УКЛН-0,38-300-150 УЗ | 300 | 8,7 | 1,9 |
УКЛН-0,38-450-150 УЗ | 450 | 8 | 1,8 |
УКЛН-0,38-600-150 УЗ | 600 | 6,3 | 1,4 |
Комплектные конденсаторные установки напряжением 6—10 кВ
Тип установив | мощность, | Удельная | Приведенные затраты, р/(квар X X год) |
УКМ-6,3-400 VI | 400 | 4,3 | 1 |
УК-6,3-450 ЛУЗ | 450 | 3,9 | 0,9 |
УК-6,3-900 ЛУЗ | 900 | 3,4 | 0,8 |
УК-6,3-1125 ЛУЗ | 1125 | 2,7 | 0,6 |
УКМ-10,5-400 VI | 400 | 4,3 | 1 |
УК-10,5-450 ЛУЗ | 450 | 3,9 | 0,9 |
УК-10,5-900 ЛУЗ | 900 | 3,3 | 0,8 |
УК-10,5-1125 ЛУЗ | 1125 | 2,7 | 0,6 |
Число трансформаторов принимают при Nrex0 равным Nrex (необходимое количество трансформаторов по активной нагрузке); если Nrex0 > Nrex — выбирается ближайшее целое число.
