4. Выбор мощности компенсирующих устройств

При выборе мощности компенсирующих устройств надо стремиться к правильному распределению источников реактивной мощности и к наиболее экономичной загрузке сетей.

Различают:

а) мгновенный коэффициент мощности, рассчитываемый по выражению:

исходя из одновременных показаний ваттметра(P), вольтметра(U) и амперметра(I) для данного момента времени или из показаний фазометра;

б ) средний коэффициент мощности, представляющий собой среднее арифметическое значение мгновенных коэффициентов мощности за равные промежутки времени, определяемый по формуле:

где n – число промежутков времени;

в) средневзвешенный коэффициент мощности, определяемый по показанию счетчиков активной W_a и реактивной W_r энергии за определённый промежуток времени (сутки, месяц,

г од) с помощью формулы:

Рис.5.13. Векторная диаграмма компенсации мощности

(5.8)

Значениями мгновенного коэффициента мощности пользуются при нахождении мощности компенсирующих устройств для определения режимов (например, максимальной или минимальной нагрузки предприятия). Средние и средневзвешенные значения коэффициента мощности служат для определения показателей работы предприятий для расчётов за электроэнергию, использованную за определенный период времени (обычно за месяц).

Определим, какова должна быть мощность компенсирующего устройства

электроустановки потребителя электрической энергии (т.е. одного или группы приёмников электрической энергии предприятия), имеющего нагрузку, равную P + jQ, чтобы естественный коэффициент мощности cosφ₁ был повышен, например, в часы максимальных нагрузок до значения, равного cosφ₂.

На рис.5.13 изображена векторная диаграмма компенсации мощности. До компенсации мощность изображается треугольником ОАВ, где вектор ОВ=Р обозначает заданную активную мощность потребителя, а вектор АВ=Q соответствует реактивной мощности потребителя. Задача состоит в том, чтобы найти такую мощность компенсирующего устройства Q_к = АА', чтобы после его включения фазовый сдвиг уменьшился с величины φ₁ до заданной величины φ₂ .

П отерями активной мощности в компенсирующем устройстве пренебрегаем. Из диаграммы рис.5.13 получаем:

Исключая из этих выражений величину Q/P, получаем:

Отсюда

(5.9)

Такова формула мощности компенсирующего устройства для любого значения Р и φ₁, необходимой для доведения мгновенного коэффициента мощности до нормированной величины. Так, ПУЭ в качестве нормированной величины рекомендовали средневзвешенное значение не ниже 0,92-0,95.

Практиковавшийся ранее метод определения мощности компенсирующих устройств обладает рядом недостатков, так как средневзвешенное значение коэффициента мощности не учитывает изменение нагрузок в течение суток, несовпадение максимумов активной и реактивной нагрузок по времени. Практика показывает, что при высоком значении средневзвешенного коэффициента мощности величина его оказывается низкой в часы максимума загрузки системы. Это нарушает баланс реактивных мощностей и лимитирует работу генераторов, которые вследствие этого не могут выдать полную активную мощность в момент максимума нагрузки. С другой стороны, держать круглосуточно подключенной к сети конденсаторную установку, выбранную по предельным низким значениям cosφ, при малых нагрузках (ночные режимы, режимы выходных дней и т.п.) невыгодно, так как это влечет недопустимое повышение напряжения, перекал ламп, неоправданную загрузки сети реактивной мощностью и др.

Основными исходными данными для определения мощности компенсирующих устройств Q_k в распределительных сетях устанавливаются предельные величины реактивной мощности системы Q_с, которые по техническим условиям могут быть переданы потребителю от энергосистемы в режиме наибольших активных нагрузок.

При реактивной нагрузке потребителя Q_м в часы максимума мощность компенсирующего устройства определяется:

Q_k = Q_м – Q_c.

Определение мощности компенсирующих устройств решается комплексно вместе с проектированием всех элементов питающих и распределительных сетей (6-10 кВ и до1000 В). Энергосистема должна выдать организации, проектирующей присоединяемую к сети системы электроустановку, значения величин реактивной мощности, которая может быть передана из системы в режимах наибольшей и наименьшей активных нагрузок системы, а также в послеаварийных режимах. Выбор средств компенсации должен производиться для режима наибольшего потребления реактивной мощности в сети проектируемой электроустановки.

Выбор типа, мощности, места установки и режима работы компенсирующих устройств должен обеспечивать наибольшую экономичность при соблюдении:

а) допустимых режимов напряжений в питающей и распределительной сетях;

б) допустимых токовых нагрузок во всех элементах сети;

в) режимов работы источников реактивной мощности в допустимых пределах;

г) необходимого резерва реактивной мощности.

Критерием экономичности является минимум приведенных затрат, при определении которых следует учитывать:

а) затраты на установку компенсирующих устройств и дополнительного оборудования к ним;

б) снижение стоимости оборудования трансформаторных подстанций и сооружение распределительной и питающей сетей, а также потерь энергии в них;

в) снижение установленной мощности электростанций, обусловленное уменьшением потерь активной мощности.

Ниже рассматривается наиболее часто практически встречающийся случай выбора средств компенсации промышленного предприятия, электроснабжение которого производится от распределительной сети 6-10 кВ через цеховые подстанции с трансформаторами, преобразующими электроэнергию с указанного выше напряжения до 1000 В. Должен быть решен вопрос о наивыгоднейшем месте расположения компенсирующих устройств (6-10 кВ или 1000 В), определение их мощности и числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций.

Исходными данными для расчета являются:

Р+jQ – расчетная нагрузка предприятия на стороне до 1000 В;

Q_м – реактивная нагрузка предприятия на обоих напряжениях в максимальном режиме;

Q_к – предписанная энергосистемой реактивная мощность, подлежащая компенсации;

минимальное число трансформаторов цеховых подстанций при полной компенсации

(5.10)

где Р – активная мощность на стороне до 1000 В;

β_тр – коэффициент загрузки трансформаторов;

S_тр – номинальная мощность одного трансформатора.

Для сопоставления приведенных затрат для вариантов установки компенсирующих устройств на высшем или низшем напряжении определяются удельные их значения в тыс. руб., отнесенные на 1МВ∙Ар, по формулам:

З_1В = р_нК_к.В + β∆Р_к.В, (5.11)

}

З_1Н = р_нК_к.Н + β∆Р_к.Н,

где р_н = α_α + α_р – годовые отчисления от стоимости конденсаторов, равные

β –стоимость электроэнергии;

К_к.В и К_к.Н –стоимость конденсаторов, тыс.руб./МВАр, устанавливаемых соответственно на высшем и низшем напряжениях;

∆Р_к.В и ∆Р_к.Н – потери в конденсаторах на высшем и низшем напряжениях, кВт/МВАр.

Приведённые затраты для каждого рассматриваемого варианта определяется по формуле:

З = Q_к.Н З_1Н + р_н (К_л + К_тр) + Q_к.В З_1В (5.12)

где Q_к.Н и Q_к.В – выбранные мощности конденсаторных батарей на низшем и высшем напряжениях;

К_тр – стоимость дополнительно устанавливаемых трансформаторов;

К_л – стоимость линейной части, отнесённой к батарее конденсаторов, присоединяемой на высшем напряжении.

Рассмотренный выше пример выбора компенсирующей установки для промышленного предприятия может усложниться в случае, если на стороне высшего напряжения имеются синхронные электродвигатели. Вырабатываемая ими реактивная мощность должна быть использована для компенсации реактивной мощности электроприёмников, присоединенных на этом напряжении, а избыточная мощность может быть направлена через трансформатор к электроприёмникам напряжением до 1000 В.

Приведённые затраты при передаче этой мощности через трансформаторы, число которых увеличивается на ∆N, могут быть определены по формуле:

З_д = Р_Н∆NК_тр + β∆Р_д,

где ∆Р_д – потери в синхронных двигателях.

Эти затраты должны сравниваться с затратами, получаемыми при установке конденсаторов на НН при сокращении числа трансформаторов на ∆N:

З'₁ = З_1НQ_к.Н.

Следует отметить, что передача реактивной мощности синхронных двигателей 6-10 кВ в сеть НН оказывается невыгодной, если при установке конденсаторной батареи на НН представляется возможным сократить число трансформаторов, а реактивную мощность синхронных двигателей в значительной части использовать для компенсации в сети высшего напряжения.

Для наиболее эффективного использования компенсирующих устройств некоторая их часть должна оборудоваться устройствами для регулирования мощности (в первую очередь – использоваться синхронные двигатели). Суммарная мощность нерегулируемых батарей не должна превышать наименьшую реактивную нагрузку сети.

При выборе места установки компенсирующих устройств следует иметь в виду, что наибольший экономический эффект достигается при их установке в непосредственной близости от потребляющих реактивную мощность приёмников. Передача реактивной мощности из сети 6-35 кВ в сеть до 1000 В, как правило, оказывается экономически невыгодной, особенно, если это приводит к увеличению числа понижающих трансформаторов. Для электроустановок небольшой мощности, присоединяемым к действующим сетям 6-10 кВ, как правило, целесообразно иметь полную компенсацию на стороне до 1000 В.

6.1. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Качество электроэнергии характеризуется показателями, определяющими степень соответствия напряжения и частоты в сети их нормированным значениям.

Следует отметить, что электроэнергия является товаром, которым в нашей стране распоряжаются естественные монополии. В настоящее время значительная часть вырабатываемой в России электроэнергии производится на предприятиях РАО ЕЭС. Потребитель при общении с естественными монополистами находится в невыгодном положении, поскольку основное преимущество рыночных отношений, а именно свобода выбора, у потребителя отсутствует. В этих условиях в равной степени важными являются как выбор и контроль показателей качества электроэнергии, так и существование стандарта, содержащего полный комплект указанных показателей и однозначные методики определения уровня показателей.

Обычно предполагается, что работа всех электроприёмников (ЭП) наиболее целесообразна с технической и экономической точек зрения при номинальных параметрах (U_ном, f_ном, I_ном). На первых этапах существования электроснабжения проблема обеспечения качества электроэнергии сводилась к поддержанию уровней напряжения и частоты, близких к номинальным. В последние годы появились нетрадиционные электроприёмники (дуговые электроплавильные печи, электрифицированный транспорт, мощные выпрямительные установки и т.п.) с резкопеременными нагрузками либо неравномерностью их распределения по фазам и наличием несинусоидальных токов и напряжений. Эти новые ЭП вызвали нарушения качества электроэнергии.

В настоящее время действует стандарт (ГОСТ 13109), устанавливающий требования к качеству электроэнергии в электрических сетях общего назначения переменного трёхфазного и однофазного токов частотой 50 Гц в точках, к которым подключаются потребители.

Показатели качества электрической энергии (ПКЭ) подразделяют на две группы: основные ПКЭ и дополнительные ПКЭ. Основные ПКЭ определяют свойства электроэнергии, характеризующие её качество.

К основным ПКЭ, для которых установлены допустимые значения, относят

- отклонение напряжения;

- размах изменения напряжения;

- дозу колебаний напряжения;

- коэффициент несинусоидальности кривой напряжения;

- коэффициент обратной последовательности напряжений;

- коэффициент υ-ой гармонической составляющей;

- коэффициент нулевой последовательности напряжений;

- отклонение частоты.

Дополнительные ПКЭ представляют собой формы записи основных ПКЭ, используемые в других нормативно-технических документах.

Отклонение частоты имеет одно и то же значение для всей энергосистемы, так как значение частоты в данный момент определяется частотой вращения всех генераторов системы. Эта частота вращения во всех установившихся режимах работы энергосистемы одинакова (естественно, речь идёт о параллельной работе генераторов с одинаковым числом полюсов 2р). Следовательно, отклонение частоты – общесистемный показатель.

Напряжения в различных точках сети имеют разные значения. Поэтому показатели напряжения – локальные, т.е. имеют разные значения в различных точках электрической сети.

В практике эксплуатации электрических сетей напряжения всегда отклоняются от номинальных. Это отличие характеризуют ряд ПКЭ: отклонение напряжения, размах изменения напряжения, доза колебания напряжения и др.

Отклонение напряжения – это разность между действительным напряжением U и его номинальным значением для сети U_ном.

Отклонение может быть выражено в абсолютных единицах

V=U - U_ном,

либо в относительных единицах

.

Размах изменения напряжения – это разность между амплитудными или действующими значениями напряжения до и после одиночного изменения напряжения.

Размах изменения напряжения оценивается в процентах и рассчитывается по формуле

,

где U_i; U_i+1 – значения следующих друг за другом экстремумов (или экстремума и горизонтального участка) огибающих амплитудных значений напряжения. Если друг за другом следуют наибольшее и наименьшее значения U_max и U_min, то размах изменения напряжения, %, равен

.

Нормы на допустимые размахи напряжения определены только на входах осветительных установок. Для остальных ПЭ размахи изменения напряжения не нормируются.

Коэффициент обратной последовательности напряжений – это показатель качества, определяющий несимметрию напряжений, %

,

где U₂₍₁₎ – действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трёхфазной системы напряжений.

Предположительно анализ выполняется через осциллографирование формы напряжения с последующим исследованием полученной осциллограммы по методу симметричных составляющих.