Электротехника / Компенсация реактивной мощности по стороне ВН  

Уважаемые коллеги помогите выбрать УКРМ по стороне ВН-10 кВ известна активная мощность 665 кВт. требуется дотянуть tg не ниже 0,4. Cos сущ. неизвестен объект еще строится, да и стоит ли его запрашивать у сетивиков какой сейчас, когда подключимся всеравно же изменится.
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ (установ.мощность) данные технологии.

1. Номерной фонд:

130ном х 2,0 кв. х 0,5 (коэф. единовр. работы эл.оборуд.) = 130кВа.

2. Общепит: оборудование технологическое (по спецификации) – 268кВа

3. Прачечная: В зависимости от набора оборудования ориентировочно – 97кВа

4. СПА – 63кВа (без бассейна)

5. Конференц-блок – 22кВа

6. Освещение помещений, кроме номеров: на 1кв.м. – 0,02квт. Общая площадь комплекса без площади номеров – 7тыс.кв.м. х 0,02квт = 140кВа

Итого: 720кВа.

А почему УКРМ именно на стороне 10кВ?

не знаю, в ту написано устройства компенсац. реакт .мощн. должны обеспечивать степень компенсации реакт. мощн. в точке присоединения энергоприним. устройств заявителя напряжением 10 кВ - tg не выше 0,4. Если как то можно отбится от этого я был бы рад

это они всегда пишут, можно поставить УКРМ и у себя в ГРЩ, на каждой секции.
Выложу две книжки АВВ и катало SchneiderElectric. В одной книжке, если не ошибаюсь, стр. 20 - выбор УКРМ для ТП, а во второй стр. 28 - выбор защиты для УКРМ. Почитай пригодится

Нет смысла ставить КУ на высокой стороне , это будет намного дороже чем КУ на стороне 0,4 кВ . Скомпесировав реактивную мощность на стороне 0,4 кВ , автоматически уменьшится потреблениее ее и на стороне 10 кВ .

Да, я с Вами полностью согласен, но ТУ требуют именно по высокой компенсировать.

 В ТУ написано, что УКРМ " должны обеспечивать степень компенсации реакт. мощн. в точке присоединения энергоприним. устройств", но это не значит, что установка должна быть подключена на 10кВ

11.4 Проектом определить необходимость установки устройств компенсации реактивной мощности, их вид, количество, номинальные данные и места подключения. Устройства компенсации реактивной мощности должны обеспечивать степень компенсации реактивной мощности в точках присоединения энергопринимающих устройств заявителя НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ - не выше 0,4 tg.

Написал дословно Класс напряжения эл. сетей, к которым осуществляется технологическое присоединение 10 кВ! А именно КТП заявителя. Я думаю, если бы просто надо было УКРМ-0,38 поставить не заострялось бы внимание на 10 кВ.

Делал проект уникального сооружения, в ТУ было написано точно так же (только что посмотрел), ставил УКРМ на стороне 0,4кВ в ГРЩ. Прошли глав. гос. экспертизу.

Да это будет проще, я запросил в сетевой организации разъяснение этого пункта.

Разъяснение следующие: они не могут написать иначе, т.к. по договору у вас разграниечение б.п. и подключение по 10кВ, т.е. они выделяют тебе фидер в их высоковольтных ячейках и ты к нему подключаешься. И замеры они смогут сделать только у себя по стороне 10 кВ. А компенсировать можно где угодно.

оk. спасибо

Тут вот еще какой вопрос всплыл, заказчик хочет поставить трансформаторы по 2х1000 на нагрузку 665 кВт, оговаривая тем, что возможен рост мощностей, но при таком раскладе 665/2 =332,5 кВт будет приходится на каждый тран, что не до загрузит трансформаторы и они сами будут выдавать в сеть реактивную мощность снижать коэф. мощности, что конечно приведет к штрафам. Поэтому я опять склоняюсь к компенсации по ВН. Что скажите? Вопрос какие параметры мне нужно узнать для расчета УКРМ по ВН.

Трансформаторы потребляют реактивную энергию, а не выдают, тем самым понижая cos f, увеличивая tg f. Генераторами реактивной энергии являются собственно генераторы электростанций, синхронные компенсаторы, синхронные двигатели в режиме перевозбуждения и конденсаторные установки. Поскольку tg f =Q / P, то при низком потреблении активной эл. энергии и практически постоянном собственном потреблении трансформатором реактивной, растет tg f. Идеальным вариантом можно считать установку КУ на 10 кВ для компенсации потребления реактивной энергии трансформатором, а потребление реактивной энергии низковольтной нагрузкой компенсировать установкой КУ на низкой стороне. Тем самым снижаются перетоки реактивной энергии через трансформатор, потери в сетях и нагрев транса.

Для начала надо найти кто их делает, узнать стоимость и потом отказаться от этой идеи

Стандартные укм по стороне 6-10кв выпускаются с мощностью от 450-900квар и далее по нарастающей. Она вам подойдет?

Да стоит комически 1 млн. руб. , а что делать существующей cos я же узнаю только когда внутрянка будет сделана), а если сейчас на КТП считать по НН получается и компенсировать ничего не надо т.к. cos f=P/S=665/720=0,93, что и соответствует tg = 0,35

Запросите ТУ, и сетевая организация вам напишет что делать. Скорее всего придется разбивать подключение на очереди. В любом случае сетевики не разрешат ставить трансформаторы с завышенной мощностью.
Как вариант, можно запроектировать ТП с габаритами на трансформаторы 2х1000кВА, а в первую очередь на 1 год или на 2 (пока роста нагрузок не будет) поставить там трансформаторы 2х630кВА. Когда придет время 2 очереди, заменить их на 2х1000кВА. Причем это могут прописать в ТУ, но придется сам проект разбивать на очереди строительства.

Господа у меня похожий вопрос.
Сети выдали ТУ на строительство линии 10кВ. В ТУ прописано - выполнить расчет и устроить компенсацию  в точке разграничения - у меня это районная ПС35/10кВ!
Конечно же никто не знает коэф. мощности cosФ потребителей питающихся от этой линии - целый завод - заказчик такие данные предоставить не может(или не хочет) -  я конечно же пересчитывать ничего не хочу да и данных у меня нет!  С другой стороны компенсацию логично выполнять на стороне 0,4кВ у каждой ТП - что в принципе и выполнено.
Но здесь вопрос в другом - может сети имеют ввиду компенсацию реактивной мощности линии? Т.е. индуктивности от протяженной линии ВЛ?
Например по аналогии компенсации собственной реактивной мощности трансформаторов?
Кто сталкивался с этим? Помогите примером или хотя бы направлением куда копать.
Например индуктивное сопротивление линии уже рассчитано, а дальше что? нет тока -  нет индуктивности, как тогда выбрать конденсаторы, как и где их ставить? и т.п.

Может в сетях спросить? им виднее что они хотят и где.

Да.....это замкнутый круг

"Конечно же никто не знает коэф. мощности cosФ потребителей питающихся от этой линии - целый завод - заказчик такие данные предоставить не может(или не хочет)..."
Берешь по счетчикам потребление реактивной и активной электроэнергии за какой-то период (к примеру, за месяц), и делишь величину реактивной на величину активной; получаешь tg f, а потом переводишь эту величину в значение cos f. Получаешь реальную величину за конкретный период.

Линии строятся новые взамен старых сроятся 2вуцепная линия взамен одноцепной, на объекте произойдет переключение нагрузок. И опять же смотреть по счетчикам - как их притянуть в проект?

Напиши, что тангенс или косинус получены по результатам замеров в режимные сутки. Два раза в год - в декабре и июне - во всей энергосистеме страны проводятся режимные сутки, результаты которых используются для расчетов режимов. К стати, режимные сутки сегодня. Все предприятия установленной мощностью свыше 150 квт снимают почасово показания и сдают результаты в энергосбыт.

⚠️Eжегодное подтверждение соответствия квалификационным требованиям.
Внимание! В соответствии с пунктом 10 статьи 33 СтройКодекса РБ все обладатели аттестатов соответствия обязаны с 1 по 31 декабря 2024 года предоставить в  уполномоченную организацию по проведению аттестации информацию о  подтверждении соответствия квалификационным требованиям по состоянию на 1 декабря 2024 года.