автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Управление компенсацией реактивной мощности промышленных узлов нагрузки

Введение.

Глава 1. Анализ системных расчетов компенсации реактивной мощности.

1.1. Общие положения.

1.2. Нормативный метод расчета.

1.3. Оптимизационный метод расчета.

1.4. Расчет экономических значений и технических пределов потребления и генерации реактивных мощности и энергии.

Глава 2. Определение целесообразных источников реактивной мощности.

2.1. Определение экономических эквивалентов схем электроснабжения и электропередач в целом.

2.2. Определение технических возможностей генерации реактивной мощности синхронными двигателями.

2.3. Определение индуктивных сопротивлений синхронных двигателей.

2.3.1. Определение индуктивного сопротивления рассеяния обмотки статора.

2.3.2. Расчет синхронных индуктивных сопротивлений и сопротивлений взаимной индукции по продольной и поперечной осям.

Глава 3. Определение допустимой емкости батарей конденсаторов.

3.1. Обоснование условий выбора мощности батарей конденсаторов.

3.2. Разработка упрощенных принципов замещения узла нагрузки расчетной моделью.

3.3. Методы определения параметров комплексной расчетной модели.

3.4. Выбор критериев устойчивости и определение предельных режимов по критическим значениям существенных переменных и запасу устойчивости.

Глава 4. Использование алгоритма управления компенсацией реактивной мощности в системе электроснабжения ТОФ.

4.1. Анализ потребления активной и реактивной мощностей секциями 6 кВ ГПП-40 ТОФ и синхронными двигателями шаровых мельниц.

4.2. Определение технических возможностей синхронных двигателей шаровых мельниц как источников реактивной мощности.

4.3. Определение экономически целесообразных источников реактивной мощности для 1с ГПП-40 ТОФ.

4.4. Определение мощности батарей конденсаторов, устанавливаемых в сети 6 кВ ТОФ.

4.5. Влияние уровня напряжения на работу электроприемников ТОФ.

Основные задачи, решаемые при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, заключаются в управлении параметрами этих систем путем правильного выбора регулировочных отпаек РПН трансформаторов, режима эксплуатации электрических нагрузок, выбора рациональной загрузки электрооборудования, регулирования мощности средств компенсации реактивной мощности (КРМ) в условиях ограничений со стороны энергосистемы.

Параметры работы энергосистемы определяются изменением мощностей источников питания, связанных с балансом активных мощностей и отклонениями частоты, уровней напряжения, связанных с балансом реактивных мощностей, величиной коротких замыканий и нарушений устойчивости в энергосистемах, а также режимом нагрузок. Расчет параметров нормального и послеаварийного режимов работы энергосистем сводится к определению допустимых перегрузок сетей, ограничивающих мощности нагрузок потребителей.

Согласно данным, приведенным в [20,23,26,27], состав узлов нагрузок по потребляемым мощностям следующий:

- узлы промышленной нагрузки: двигатели - 55% (из них синхронные двигатели, как правило, не превышают 10-20%), статическая нагрузка - 45%;

- узлы коммунально-бытовой нагрузки: асинхронные двигатели - 30%, статическая нагрузка - 70%;

- узлы сельскохозяйственной нагрузки: двигатели - 5%, статическая нагрузка - 95%.

Значения номинальных средневзвешенных коэффициентов мощности асинхронных двигателей не превышают 0,8 <^<р=0,75), синхронных - 0,9 ^^=0,48), статической нагрузки - 0,81 (^»р>=0,72). Следовательно, основными потребителями реактивной мощности являются промышленные предприятия. Удельный вес потребления реактивной мощности электроприемниками предприятий составляет: асинхронными двигателями - свыше 60%, трансформаторами -20-25%, дуговыми электропечными установками, преобразовательными подстанциями, различными индукционными аппаратами, реакторами, воздушными электрическими сетями и др. - около 20%. В целом реактивные нагрузки промышленных предприятий не только соизмеримы с активной нагрузкой, но нередко превышают ее.

Суммарная потребляемая энергосистемой реактивная мощность в режиме наибольших нагрузок при нормальных условиях работы сети примерно в 2 раза превышает суммарную установленную активную мощность генераторов электростанций. Известно, что энергосистемы имеют ограниченные возможности снабжения предприятий реактивной мощностью, определяемые располагаемой реактивной мощностью генераторов. При номинальном коэффициенте мощности генераторов 0,85 - 0,9 их располагаемая реактивная мощность составляет 62 - 48% от активной мощности при полной нагрузке. Если учесть потери реактивной мощности в элементах схемы электроснабжения, то реактивная мощность, которую энергосистема может выдать в сеть, получается значительно меньше, особенно в часы максимальных нагрузок.

Потребление реактивной мощности, пульсирующей между источниками питания и электроприемниками с двойной частотой, сопровождается увеличением тока, что приводит к дополнительным затратам на увеличение сечений проводников сетей и мощностей трансформаторов, а также создает дополнительные потери электроэнергии. Кроме того, увеличиваются потери напряжения за счет реактивной составляющей, пропорциональной реактивной нагрузке и индуктивному сопротивлению, что понижает качество электроэнергии по напряжению.

Для сохранения нормального напряжения при максимальной нагрузке необходимо соблюдение баланса реактивных мощностей, который достигается за счет мероприятий, снижающих потребление реактивной мощности предприятиями от энергосистемы. Эти мероприятия разбиваются на: мероприятия, не требующие специальных компенсирующих устройств и целесообразные во всех случаях, и требующие установки специальных устройств для компенсации реактивной мощности.

Снижение потребления реактивной мощности самими электроприемниками и повышение естественного коэффициента мощности узлов нагрузки могут быть достигнуты следующими мероприятиями:

1) повышением загрузки технологических агрегатов и использованием их по времени, сопровождающимся повышением загрузки и коэффициента мощности электродвигателей;

2) снижением напряжения питания асинхронных двигателей, загруженных не выше чем на 45%, путем переключения схемы обмоток с треугольника на звезду;

3) установкой ограничителей холостого хода асинхронных электродвигателей;

4) отключением цеховых трансформаторов, загруженных менее 30%, с переводом нагрузки на другие трансформаторы;

5) заменой систематически недогруженных асинхронных двигателей на двигатели меньшей мощности;

6) заменой изношенных асинхронных двигателей синхронными.

Под компенсацией имеется в виду установка местных источников реактивной мощности, либо использование имеющихся в составе узла нагрузки синхронных двигателей, благодаря чему повышается пропускная способность сетей и трансформаторов, а также уменьшаются потери электроэнергии.

При выборе компенсирующих устройств необходимо определить экономически и технически целесообразную реактивную мощность, которую необходимо получать от системных источников (руководствуясь значениями реактивной мощности, заданными энергоснабжающей организацией), рассмотреть целесообразность использования имеющихся в узле нагрузки синхронных двигателей в качестве источников реактивной мощности и определить мощность и места подключения батарей конденсаторов при условии обеспечения устойчивости узла нагрузки.

По мере развития электрических сетей, роста мощностей и повышения напряжения питания отдельных электроприемников, усложнения потребительских установок требовалось усовершенствование мероприятий по компенсации реактивной мощности.

Благодаря работам известных ученых: Каялова Г. М., Железко Ю. С., Кариова Ф. Ф., Артемьева А. В., Пекелиса В. Г., Файницкого В В., Ковалева И. Н., Усихина В. Н. и др. произошло совершенствование методик компенсации реактивных нагрузок, что привело к заметным изменениям взаимоотношений между энергосистемами и потребителями электроэнергии. В работах Трошина В. А., Тюханова Ю. М., Архипенко В. В. уделяется большое внимание изучению возможности использования синхронных двигателей, имеющихся в узлах промышленной нагрузки, как ИРМ, получены ценные результаты испытаний, использованные в данной работе.

Предметом настоящей работы является анализ основных положений существующих методик по компенсации реактивной мощности и разработка алгоритма управления компенсацией реактивной мощности промышленных узлов нагрузки. Последнему вопросу в данной работе уделено основное внимание.

Имеющаяся научно-техническая, нормативная литература, а также научные публикации позволяют получить достаточно полное представление о современном состоянии и перспективах в области системных расчетов потребления и генерации реактивной мощности для промышленных и непромышленных потребителей электроэнергии.

Практика показала, кто при высоком значении средневзвешенного коэффициента мощности предприятия величина его чаще всего оказывается низкой в часы максимума нагрузки энергосистемы. Это нарушает баланс реактивных мощностей и затрудняет работу генераторов электростанций, которые вследствие этого не могут выдать полную мощность в момент максимума. Сами предприятия в погоне за высоким значением средневзвешенного коэффициента мощности держат включенными компенсирующие устройства в часы малых реактивных нагрузок, что ведет к повышению напряжения и нагреву изоляции электрооборудования. Для регулирования производства и потребления реактивной мощности контролирующей организацией всегда указывались различные ограничения.

За последние 10-15 лет произошли серьезные изменения в области регулирования потребления и генерации реактивной мощности различными потребителями.

Коэффициент мощности (Совф) является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, так как при значении Совф, близком к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика Поэтому при решении вопросов, связанных со снижением потерь в сетях, пользуются значениями коэффициента реактивной мощности ^ср).

Во времена развитого социализма, плановой экономики и фиксированных стабильных цен определение экономически обоснованных коэффициентов реактивной мощности на шинах понизительных подстанций (ПС) при перспективном проектировании велось с использованием обобщенных показателей, дифференцированных для европейской части, Сибири и восточной части страны из-за разных значений замыкающих затрат на электроэнергию и удельных показателей стоимости компенсирующих устройств (КУ).

Переход предприятий страны на хозрасчет предъявил более высокие требования к обоснованности цен на продукцию, в связи с чем стала развиваться и совершенствоваться система скидок и надбавок за потребление и генерацию реактивной мощности, носящая штрафной характер. Оплата за потребляемую реактивную мощность стала выражаться в виде двухставочных тарифов, аналогично тарифам на активную мощность, что привело к необходимости использования дополнительных счетчиков реактивной мощности на границе раздела с энергоснаб-жающей организацией.

В условиях нестабильных цен проведение расчетов экономических значений реактивной мощности на базе абсолютных стоимостных характеристик потеряло смысл, однако трудность в оценке оптимальности распределения реактивной энергии осталась и до настоящего времени. Хотя при разработке новых программ по определению оптимальной загрузки сетей энергосистем и потребителей реактивной мощностью не пользуются абсолютными значениями стоимости КУ и потерь, но на соотношение их стоимостей до сих пор все же ориентируются.

С учетом постепенной интеграции России в мировую экономику и тенденции к выравниванию внутренних и мировых цен указанное соотношение для среднероссийских условий было принято равным среднеевропейскому, а для различных регионов России его определяют на основе коэффициентов, представляющих собой отношение стоимости электроэнергии в конкретной энергосистеме к средней ее стоимости по России.

В новых «Правилах применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной мощности», утвержденных Главгосэнергонадеором России в 1994 г. с изменениями, внесенными в 1995 и 1997 г.г. уточнены способы определения натурального коэффициента реактивной мощности О^фн), соответствующего естественному потреблению реактивной мощности (при отключенных конденсаторных установках). Синхронные двигатели при этом стали рассматриваться как технологическое оборудование, а не как специально установленное компенсирующее устройство.

Несмотря на совершенствование расчетов компенсации реактивной мощности, в программах системного расчета, прошедших аттестацию в Главгосэнер-гонадзоре, не учитывается устойчивость узлов промышленной нагрузки, хотя известно, что установка конденсаторных батарей значительно влияет на параметры внешней сети: эквивалентное сопротивление и напряжение, что приводит к нарушению устойчивости узлов нагрузки.

Тем не менее в расчетной практике задача «исследовать устойчивость энергосистемы» нередко подменяется задачей «исследовать устойчивость генераторов». При этом нагрузка часто представляется настолько упрощенно, что оценить ее устойчивость нельзя [30]. Это не позволяет правильно отразить в расчетах влияние нагрузки на устойчивость генераторов, и, следовательно, даже более узкая задача о параллельной работе генераторов может быть решена недостаточно точно. Кроме того, при таком подходе нельзя учесть влияние процессов в энергосистеме на надежность электроснабжения промышленных предприятий и других электроприемников [30, 36, 37]. К сожалению, приходится констатировать, что специальному анализу устойчивости промышленной нагрузки на стадии проектирования промышленных предприятий еще не уделяется достаточно внимания.

Причины, которые препятствуют анализу устойчивости нагрузки, состоят в том, что математическое описание энергосистемы при повышении точности учета нагрузки существенно усложняется. Кроме того, приходится считаться с трудностями определения параметров, достаточно полно характеризующих крупные узлы нагрузки [30].

Наиболее тяжелые условия складываются в узлах нагрузки, состоящих из парка асинхронных двигателей, связанных единым технологическим процессом, при компенсации потребляемой ими реактивной мощности только статическими конденсаторами. Одновременная загрузка всех асинхронных двигателей до номинальной вызывает возможность нарушения устойчивости даже при колебаниях напряжения сети в пределах, допустимых по ПТЭ [38].

При оценке устойчивости узлов нагрузки с компенсацией реактивной мощности существенными факторами являются виды источников реактивной мощности (батареи конденсаторов, синхронные двигатели, синхронные компенсаторы, статические вентильные источники реактивной мощности), их мощность и места подключения в схемах электроснабжения. Использование большого количества батарей конденсаторов существенно изменяет критические параметры режима работы электродвигателей: приводит к снижению критического скольжения и повышению критического напряжения, то есть снижает надежность работы нагрузки [38, 39, 40].

Изолированная Норильская энергосистема состоит из трех тепловых (ТЭЦ-1 - ТЭЦ-3) и двух гидроэлектростанций (Усть-Хантайская и Курейская) суммарной установленной мощностью 2491 МВт. Основная системообразующая сеть выполнена пятнадцатью ЛЭП-110 кВ и шестью ЛЭП- 220 кВ общей протяженностью 190 и 1070 км соответственно (в одноцепном исполнении).

Тепловые электростанции работают в теплофикационном режиме для покрытия тепловых нагрузок городов: Норильск, Талнах, Кайеркан, Оганер, Дудинка. Неравномерность графика электрических нагрузок Норильской энергосистемы покрывают гидроэлектростанции. Максимальная электрическая нагрузка достигает 1400 МВт.

- Основными потребителями электрической энергии являются: Никелевый (23%), Медный (7%), Надеждинский металлургический (23%) заводы, рудники (12%), обогатительные фабрики (7%), собственные нужды электростанций (6%), а также города Норильского промышленного района и прочая нагрузка.

Основные приемники электроэнергии - высоковольтные и низковольтные двигатели, дуговые печи, электролизное производство.

Анализ работы трансформаторов 11111 и ТО показывает, что в основном коэффициенты их загрузки не превышают 0,2 - 0,6. По данным одного из режимных дней (21.12.94) Норильской энергосистемы среднее значение коэффициента загрузки трансформаторов ГПП составило 0,31 на момент прохождения максимума В настоящее время и в ближайшем будущем намечается тенденция его дальнейшего снижения, так как, несмотря на экономические трудности и общее падение уровня производства, устаревшее оборудование заменяется новым с большей производительностью и меньшей потребляемой мощностью. Низкий коэффициент загрузки трансформаторов и двигателей свидетельствует о высоком уровне потерь реактивной мощности в них. В табл. 1 приведены данные по располагаемой Qpacn и рабочей Qpa6 реактивным мощностям генераторов электростанций, а также значения Cos ф по генерируемой мощности за рассматриваемый режимный день на момент прохождения максимума электрической нагрузки.

Таблица 1

Эксплуатационные параметры генераторов электростанций.

Электростанция Рустэ МВт Qpacn» Мв ар Qpafe Мвар Coscp по электростанции

ТЭЦ-1 450 205 178 0,757

ТЭЦ-2 600 332 311 0,817

ТЭЦ-3 520 172 163 0,718

Усть-Хантайская ГЭС 441 175 135 0,876

Курейская ГЭС 480 - -20 0,997 (отстающий)

Значения Cos <р по отдельным электростанциям свидетельствуют о большом потреблении реактивной мощности электроприемниками Норильской энергосистемы. Столь значительные ее перетоки по элементам сети приводят к росту потерь активной мощности.

В настоящее время баланс реактивной мощности складывается следующим образом: основная потребляемая реактивная мощность вырабатывается генераторами электростанций (за режимный день на момент прохождения максимума она достигала 893 Мвар), генерация реактивной мощности ЛЭП 35, 110 и 220 кВ составляет соответственно 0,5, 21 и 153 Мвар. Конденсаторных компенсационных устройств практически нигде нет, а оценить реактивную мощность, вырабатываемую синхронными двигателями, трудно, так как отсутствует информация о режимах их работы.

На промышленных предприятиях режим работы систем возбуждения синхронных двигателей в основном определяется условиями эксплуатации оборудования, в редких случаях значения тока возбуждения устанавливаются исходя из условий поддержания заданных уровней напряжения или компенсации реактивной мощности. Среди потребителей электроэнергии имеется много синхронных двигателей, которые не могут быть в полной мере использованы для генерации реактивной мощности. Наибольшее число мощных синхронных двигателей приходится на кислородную станцию Надеждинского металлургического завода, установленная мощность которой около 200 МВт. Эти двигатели работают на генераторном напряжении ТЭЦ-3. Для использования их как источников реактивной мощности необходимо на выводах двигателей поддерживать большее напряжение, чем на шинах генераторов. Учитывая реальные параметры сети, питающей двигатели, и номинальные напряжения двигателей и генераторов, выполнить это условие невозможно.

Степень оснащения предприятий компенсирующими устройствами характеризуется отношением их суммарной мощности к максимальной активной нагрузке энергосистемы.

В энергосистемах США этот показатель составляет 0,45 МВт/Мвар, в некоторых отечественных энергосистемах - 0,25 МВт/Мвар, а в Норильской энергосистеме он близок к нулю.

Несмотря на низкий коэффициент мощности потребителей Норильской энергосистемы, среднеэксплуатационные уровни напряжений в сети 110 кВ поддерживаются на достаточно высоком уровне (117-122 кВ). Это объясняется малой протяженностью системообразующих и тупиковых линий. Исключение составляет ЛЭП 110 кВ Норильск - Дудинка длиной 90 км, уровень напряжения в конце которой равен 108 - 110 кВ. Низкий уровень напряжения особенно сильно влияет на работу электрооборудования Дудинского порта в период навигации.

В настоящее время в связи с суровыми климатическими условиями и отсутствием нормативной численности персонала (последнее касается и энергосистем средней полосы России) на Hill не осуществляется встречное регулирование напряжения (хотя устройства РПН на всех 11111 имеются). Это приводит к суточным отклонениям напряжения у потребителей, превышающим значения, установленные ГОСТом.

В Норильском промышленном районе сложилась практика, при которой выработка электроэнергии и ее потребление сосредоточены на одном предприятии -Норильском горно-металлургическом комбинате (НГМК). Полноценных экономических отношений между отдельными подразделениями НГМК нет, отсутствует тариф, предусматривающий оплату за пользование реактивной электроэнергией, а, следовательно, и учет ее потребления. Такие экономические условия приводят к тому, что потребители реактивной энергии совершенно не заинтересованы в использовании синхронных двигателей и компенсирующих устройств для оптимизации режима потребления реактивной мощности.

Тем не менее, разработка алгоритма управления компенсацией реактивной мощности и энергии промышленных узлов нагрузки любой энергосистемы, и, в частности, Норильской энергосистемы, является целесообразной, т. к. его реализация может привести к существенной экономии электроэнергии, повышению ее качества, позволит продлить срок службы имеющегося электрооборудования и повысить устойчивость работы электродвигателей и генераторов.

Талнахская обогатительная фабрика (ТОФ) является одним из энергоемких промышленных предприятий Норильского промышленного района, имеющих характерные для всей энергосистемы показатели коэффициента мощности по секциям 11111. Годовое потребление электроэнергии по фабрике составляет примерно 4% от выработки электроэнергии всего Норильского региона. В ближайшем будущем намечается ввод второй очереди предприятия, поэтому оптимизация режима потребления реактивной мощности данным предприятием может существенно сказаться на экономии электроэнергии и сбережении энергоресурсов региона.

Электроприемниками ТОФ являются преимущественно синхронные и асинхронные двигатели и асинхронно-вентильные каскады. Всего на ТОФ установлено двенадцать СД-2500 для привода рудных и Песковых шаровых мельниц и два СД-800 для привода нагнетателей воздуха Для возбуждения СД применяются ти-ристорные возбудители типа ТЕ8-320-5, эксплуатируемые до настоящего времени в режиме ручного управления.

Для привода пульпонасосов используются пятнадцать асинхронно-вентильных каскадов (АВК). Мощность электродвигателей АВК 1150-1250 кВт.

Питание нагрузки ТОФ осуществляется от ГШ 1-40, расположенной на территории фабрики. На 11111 установлены четыре трансформатора типа ТРДН-40000/110, коэффициент загрузки которых не превышает 0,29. Коэффициенты мощности по секциям 11111 находятся в пределах 0,6-0,9. Трансформаторы 11111 питаются от ТЭЦ-2 по тупиковым BJI-135 и BJI-136. Среднесуточная активная и реактивная мощности по BJI-135 составляют Рср.сут= 20 Мвт, Qq,.cyr= 17 Мвар при Cos ф = 0,762; по BJI-136 - Р^^ 17 Мвт, Qcp.cyr.= 14 Мвар при Cos q> = 0,772.

Сведения об установленной мощности основного электрооборудования ТОФ представлены в таблице 2.

Таблица 2.

Установленная мощность основного электрооборудования ТОФ

Электроприемник Трансформаторы Двигатели 6 кВ

Hill, MBA Ш, МВ-А АД, МВт СД, МВт

Установленная мощность 160 75,5 45,4 31,6

Анализ структурных схем, приведенных на рис. П. 1.1. - П. 1.9 приложения 1, показывает, что секции 6 кВ П Ш-40 загружены синхронной и асинхронной нагрузкой весьма неравномерно. К секции 3 трансформатора ТЗ и секции 4 трансформатора Т4 синхронная нагрузка вообще не подключена. Особенности подключения нагрузки к секциям 11111 отражены в табл. 3.

Предварительное изучение режимных параметров электропередачи: ТЭЦ-2 -шины 6 кВ 11111-40 показывает, что ее элементы необоснованно загружены реактивной мощностью, следовательно, необходимо рассмотреть вопрос о компенса

Таблица 3.

Подключение характерной нагрузки к секциям 11111

Характерная нагрузка Г П П - 4 0

Т1 Т2 ТЗ Т4

1с Шс Пс IVc 1с Шс Пс IVc

СД, кВт 5800 5000 3300 5000 7500 - 5000

АД, кВт 1750 4100 2500 4500 2250 5730 2000 5000

ТП, кВ-А 8630 9630 8030 9000 6400 13220 6400 13290

АВК, кВт - - - - - 8150 - 8150 ции реактивной мощности в УН ТОФ.

Целью настоящей работы является разработка алгоритма управления компенсацией реактивной мощности промышленных узлов нагрузок, способствующего снижению потерь мощности как в питающей, так и распределительной сети предприятия, а также обеспечивающего устойчивость работы двигательной нагрузки.

Для достижения поставленной задачи в работе решены следующие задачи:

1. Произведен анализ системных расчетов компенсации реактивной мощности в электрических сетях за период с 1975 года по настоящее время.

2. Разработана методика расчета экономических эквивалентов для отдельных элементов схем электроснабжения и для электропередач в целом.

3. Исследованы вопросы оценки технических возможностей генерации реактивной мощности синхронными двигателями при условии ограничения нагрева обмоток и сохранения ими устойчивости.

4. Предложены методы определения оптимальной емкости батарей конденсаторов исходя из условий обеспечения требуемого энергосистемой коэффициента реактивной мощности, минимума потерь во всех элементах электропередачи и устойчивости узла нагрузки.

Так как Талнахская обогатительная фабрика является достаточно характерным потребителем электроэнергии Норильской энергосистемы, то на ее примере в данной работе произведена апробация основных положений алгоритма управления компенсацией реактивной мощности.

Научная новизна работы заключается в следующем:

-разработан алгоритм управления компенсацией реактивной мощности с учетом обеспечения устойчивости промышленных узлов нагрузки;

- предложены упрощенные принципы замещения узла нагрузки расчетной моделью и способы определения их параметров;

-разработана методика определения экономических эквивалентов реактивной мощности для отдельных элементов схем электроснабжения и электропередач в целом;

-предложена методика определения постоянных составляющих потерь активной мощности синхронных двигателей, зависящих от загрузки двигателей реактивной мощностью, учитывающая уровень напряжения в питающей сети и загрузку двигателей активной мощностью;

- предложены методы определения расчетных параметров синхронных двигателей номинальным напряжением 6 кВ 10-20 габаритов с двухслойной петлевой обмоткой, открытыми пазами прямоугольной формы;

- обоснованы методы оценки предельных режимов по критическим значениям существенных переменных и запасу устойчивости различных видов узлов нагрузок.

Реализация алгоритма управления компенсацией реактивной мощности промышленных узлов нагрузки позволяет достичь снижения потерь мощности во всех элементах электропередачи, участвующих в производстве и распределении реактивной энергии. При этом повышаются срок службы изоляции синхронных машин и качество электроэнергии.

Применение предложенного алгоритма регулирования мощности батарей конденсаторов обеспечивает устойчивость электродвигателей различных узлов промышленной нагрузки.

1. Анализ системных расчетов компенсации реактивной мощности.

1.1. Общие положения.

Основы управления режимами электропотребления и проблема компенсации реактивной мощности возникли и развиваются в связи с разработкой экономических мероприятий промышленных производств и других потребителей электроэнергии. Вопросам рационализации производства и потребления электроэнергии придается большое значение, т. к. стоимость топлива постоянно растет и его запасы не бесконечны.

В качестве критериев оптимизации потребления электроэнергии принято использовать различные схемные, режимные или технико-экономические показатели. Основным критерием оптимальности потребления (генерации) реактивной мощности является минимум суммарных затрат на компенсирующие установки (КУ) и на потери в сетях энергосистемы и потребителей [1].

Форма реализации рационализации потребления реактивных нагрузок постоянно меняется. Имеющаяся научно-техническая, нормативная литература, а также научные публикации позволяют получить достаточно полное представление о современном состоянии и перспективах в области системных расчетов режимов потребления (генерации) реактивной мощности.

С 1975 г. по 1982 г. условия потребления реактивной мощности задавались в виде экономического коэффициента реактивной мощности в часы максимума нагрузки Основные методические положения определения экономически обоснованных значений реактивной мощности, передаваемой из сети энергосистемы на шины понижающих подстанций (ПС), обеспечивали условия для принятия в проектах развития энергосистем (ЭС) и электрических сетей решений, гарантирующих сохранение в них баланса реактивной мощности при нормативных условиях напряжения в расчетных режимах независимо от фактической реализации предложений по оптимальной степени компенсации реактивных нагрузок у потребителей. Определение экономически обоснованных коэффициентов реактивной мощности на шинах ПС при перспективном проектировании велось с использованием обобщенных показателей, дифференцированных для европейской части, Сибири и восточной части страны из-за разных значений замыкающих затрат на электроэнергию и удельных показателей стоимости КУ [2].

Порядок выполнения расчетов сводился к следующему:

1. Для рассматриваемой сети выполнялись расчеты потокораспределения мощностей в нормальном и послеаварийных режимах в часы максимума нагрузки. При этом исходное значение tg ф на шинах 6 -10 кВ ПС 110 кВ принималось на основании анализа отчетных или проектных данных, но не выше tg ф = 0,40. В расчетах учитывались также существующие, сооружаемые и реально запланированные КУ. По результатам упомянутых расчетов выявлялась минимально необходимая мощность КУ, устанавливаемых на ПС 110 кВ и выше, обеспечивающих нормативные уровни напряжения в сети во всех расчетных режимах. Полученная мощность соответствовала требованиям технических ограничений.

2. Оптимальное значение tg ф на шинах 6 - 10 кВ рассматриваемой ПС 110 кВ определялось по расчетным кривым в зависимости от удаленности рассматриваемой ПС 110 кВ от центра питания (ЦП) 220 - 330 кВ, удаленности ЦП от электростанции или ПС 500 - 750 кВ, а также загрузки головного участка В JI 110 кВ, к которой присоединена ПС.

Например, согласно обобщенным расчетным кривым, приведенным в справочной литературе, в частности в [2], для определения оптимального tg ф для предприятий европейской части страны, время наибольших потерь которых составляет т=3000 ч, при удаленности ЦП 220 - 330 кВ от источника питания 500 -750 кВ на расстояние L=100 км, значение оптимального tg ф меняется приблизительно от 0,33 до 0,18 при удаленности ПС 110 кВ от ЦП от 0 до 100 км (при загрузке BJI на 80% от расчетной). Для районов Сибири по соответствующим кривым при тех же исходных данных значения оптимальных tg ф равны 0,47 - 0,36.

При определении оптимального tg ф для ПС 110 кВ в замкнутой сети рекомендовалось учитывать потокораспределения мощностей в нормальном режиме. При этом, если в ЦП установлены синхронные компенсаторы или батареи конденсаторов (БК), они условно приравнивались к ВЛ 220 - 330 кВ нулевой протяженности. Для ЦП, получающего питание по нескольким ВЛ 220 - 330 кВ, эквивалентную удаленность от источника питания рекомендовалось определять как среднеарифметическое значение длин питающих BJI 220 - 330 кВ, по каждой из которых к рассматриваемому ЦП притекает не менее 30% суммарной реактивной нагрузки ЦП.

Для ПС 110 кВ, находящейся в точке потокораздела реактивных мощностей, предварительно определялись tg ф и tg" ф отдельно для потоков мощности по каждой питающей BJI110 кВ, а затем для суммарной нагрузки ПС находилось его средневзвешенное значение.

При распределении суммарной мощности намеченных к установке КУ между сетями разных напряжений следовало исходить из того, что на ПС распределительной сети 35 кВ и выше, как правило, должны устанавливаться БК, а на ПС основной сети при необходимости использования КУ для повышения устойчивости электропередачи или осуществления глубокого регулирования напряжения - синхронные компенсаторы.

Для сетей с короткими линиями 35-150 кВ, в которых могли быть допущены значительные потоки реактивной мощности без больших перепадов напряжения, рекомендовался отказ от установки КУ в сетях 35 -150 кВ и сосредоточение их на опорных ПС 220 кВ и выше.

С 1982 г. задавались условия экономического потребления реактивной мощности в часы максимальных и минимальных нагрузок Q3t и Q32. Значение Q3i для предприятий с потребляемой полной мощностью Snp^750 кВ-А, получающих питание от сетей с несколькими ступенями трансформации (не по тупиковым линиям от электростанций) определялось как меньшее из значений, вычисленных по формулам:

0»1,воРф1У; (1-1)

СЬг' - Q<i>i 1V-QW УЛ (1 -2) где а = 0,2 -0,3 для ПС 35/6-20 кВ; а = 0,25-0,35 для ПС 110-150/6-20 кВ; а = 0,32 - 0,47 для ПС 220 - 330 кВ - значения tg ф, приведенные в специальных таблицах (в частности в [2]). (Большие значения коэффициента а соответствовали районам Средней Азии, меньшие - районам Дальнего Востока. При питании потребителя от шин генераторного напряжения электростанции значение а рекомендовалось принимать равным 0,6); Рф1У - 30-минутный максимум активной нагрузки потребителя в часы максимальной нагрузки энергосистемы в IV квартале прошедшего года; (}ф11У - 30-минутный максимум реактивной нагрузки в те же часы; Оод У11У - возможное увеличение генерации реактивной мощности синхронными двигателями (СД) 6 -10 кВ (без учета резервных) в те же часы. В соответствии с Правилами пользования электрической и тепловой энергией, действительными для указанного периода времени, значения и (^,2, полученные с помощью коэффициентов а, должны были изменяться на значение потерь реактивной мощности ДО от шин 6 - 20 кВ до точки установки приборов учета.

Значения (Зэ2 для одно- и двухсменных предприятий, относящихся к данной группе, принимались равными нулю. Для трехсменных предприятий данной группы определялись нижние границы возможного потребления реактивной мощности в часы минимальных нагрузок энергосистемы

Оэ2н ~ Офг1 - С?вд - ЗОкг1 - Осд уг', (1.3) где (2ф2 - средняя мощность, потреблявшаяся (генерировавшаяся) в часы малых нагрузок ьго квартала; 50^' - разность рабочей мощности БК в IV квартале прошедшего года и мощности БК, использовавшейся в минимум нагрузки 1-го квартала; С?сд У2 - возможное увеличение генерации реактивной мощности синхронными двигателями в часы минимальных нагрузок энергосистемы в ¡-м квартале. Если С?э2я1 > 0, то принималось (2э2 ~ 0Э2Н'- В противном случае <Зэ2 принималось равным нулю.

Для потребителей, получающих питание от ПС 220 - 330 кВ, значения определялись аналогично изложенной методике, а для определения С?Э2 рекомендовалось дополнительно рассчитывать верхние границы возможного потребления реактивной мощности

Оэгв^Оф^ + Ой' + Рсдй, (1-4) где <3к2 - мощность БК, не отключившихся в часы малых нагрузок ьго квартала; Оса с2 - возможное снижение генерируемой реактивной мощности СД в часы максимальных нагрузок энергосистемы.

Конкретные значения (Зэ2 из диапазона от С^в' до (Зэ2н устанавливались по согласованию с диспетчерской службой энергосистемы. При завышенных напряжениях в сети 220 кВ и выше в ночные часы значения (}Э2 устанавливались близкими к 0Э2В1, при нормальных напряжениях - близкими к (З^,,1 или к нулю (в зависимости от знака ОэгЛ

Методики определения оптимальных режимов потребления (генерации) реактивной мощности совершенствовались, а выполнение заданных условий регулировалось системой скидок и надбавок к тарифам за электроэнергию.

В последующее время особенности экономических отношений между отдельными отраслями хозяйства страны внесли существенные поправки в определение оптимальных режимов электропотребления. Переход предприятий страны на хозрасчет предъявил более высокие требования к обоснованности цен на продукцию. Оценка фактических затрат энергосистем на производство и передачу реактивной мощности потребителю показала, что система скидок и надбавок, носившая штрафной характер, не отвечает требуемым условиям (значения надбавок в ряде случаев завышались в 4-5 раз).

С 1 января 1991 г. был введен в действие новый Прейскурант цен, более точно учитывающий реальные затраты на генерацию и передачу реактивной мощности. Оплата за потребляемую реактивную энергию выражается теперь в виде двухставочных и одноставочных тарифов аналогично тарифам на активную энергию и распространяется на промышленных и приравненных к ним потребителей со среднемесячным потреблением энергии более 30 тыс. кВт-ч, оптовых потребителей-перепродавцов и электрифицированный железнодорожный и городской транспорт. В договор на пользование электроэнергией записывают теперь полученные с помощью специальных расчетов экономические значения реактивной мощности в часы больших нагрузок электрической сети (в случае двухста-вочного тарифа) и реактивной энергии за месяц (при обоих видах тарифа), потребление которых оплачивается по пониженному тарифу. Этот тариф соответствует приблизительно 75% стоимости реактивной мощности, получаемой от собственной конденсаторной установки. Потребление сверх установленных значений оплачивается по повышенному тарифу, соответствующему 250% указанной стоимости [4]. Данное соотношение сделало выгодным для потребителя снижение потребления реактивной мощности до заданного энергосистемой оптимального значения, потому что окупаемость установок, компенсирующих потребление реактивной мощности выше оптимального значения, составляла 2,2 года, а ниже этого значения - более 15 лет [5].

В соответствии с Прейскурантом потребитель оплачивал теперь потребление реактивной энергии в часы больших и генерацию реактивной мощности в часы малых нагрузок электрической сети. Если в соответствии с режимами работы сети энергосистемы последней было выгодно получать от потребителя реактивную энергию в часы больших нагрузок сети или обеспечить ее потребление в часы малых нагрузок, то энергосистема оплачивала эту энергию в виде скидок с тарифа. Для контроля над потреблением и генерацией реактивной энергии по полной схеме рекомендовалось устанавливать четыре счетчика и реле времени, включающие первую пару счетчиков в часы больших нагрузок, а вторую - в часы малых нагрузок сети. Счетчики каждой пары должны были иметь стопоры в противоположных направлениях.

Счетчик № 1 должен был работать в часы больших нагрузок сети и фиксировать потребление реактивной энергии, которое оплачивалось потребителем (часть по повышенному, часть по пониженному тарифу); в случае двухставочного тарифа этот счетчик должен был иметь указатель 30-минутного максимума; счетчик № 2 включался в те же часы, но фиксировал генерацию реактивной энергии, оплачиваемую энергосистемой.

Счетчик № 3 должен был работать в часы малых нагрузок сети и фиксировать потребление реактивной энергии, оплачиваемое энергосистемой; счетчик № 4, включенный в те же часы, фиксировал генерацию реактивной энергии, оплачиваемую потребителем.

Ориентация на реальные затраты энергосистемы на производство и передачу реактивной энергии привела к снижению оплаты за нее в 4 - 5 раз по сравнению с действующими тарифами, что вызывало у ряда специалистов сомнения в том, что предприятия в этих условиях будут заниматься установкой КУ.

Особенность новых нормативных документов по компенсации реактивной мощности (КРМ) заключалась в том, что «требования по КРМ» заменились «условиями потребления реактивной мощности». Эти условия стали носить чисто экономический характер и ограничились установлением значений реактивной мощности и энергии, оплачиваемых по пониженному тарифу, причем у потребителя появилась возможность самому определять режимы потребления реактивной энергии, ориентируясь на установленные условия ее оплаты. «Требования» же сохранились лишь применительно к потреблению реактивной мощности, предельно допустимому по техническим условиям (как правило, в 2 - 3 раза выше экономических значений).

Инструкцией по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях, опубликованной в [4], был установлен порядок определения экономического потребления реактивных мощности и энергии и технических пределов их потребления и генерации. Данная Инструкция устанавливала два метода определения экономических значений реактивной мощности и энергии: нормативный и оптимизационный.

Применение оптимизационного метода приводило в 95% случаев к ужесточению задаваемых условий потребления, что сделало внедрение оптимизационных программ выгодным для энергосистем. У 5% потребителей условия потребления реактивной энергии облегчались. Нормативный метод основывался на нормативных значениях tg фэ, установленных непосредственно в указанной Инструкции. Оптимизационный метод основывался на применении оптимизационных программ, по которым рассчитывались значения ^ фэ для каждой подстанции, соответствовавшие минимуму суммарных затрат на передачу по сетям реактивной мощности от системных источников и установку КУ в сетях, питающихся от подстанции потребителей.

Выбор метода расчета осуществлялся энергоснабжающей организацией. Нормативный метод рекомендовалось применять к потребителям, питающимся от шин генераторного напряжения и от сети 0,38 кВ, а также к сезонным потребителям независимо от метода, применявшегося к остальным потребителям.

Нормативные значения tg фэН на шинах 6 -20 кВ подстанций 35 - 330/6 -20 кВ для часов максимума нагрузки энергосистемы в IV квартале года были приведены в указанной выше Инструкции. Значения \% фэн на шинах 6 - 20 кВ согласно Инструкции для ПС 35/6 -20 кВ менялись в пределах от 0,16 до 0,5; для ПС 110 - 150/6 - 20 кВ - от 0,2 до 0,6; для ПС 220 - 330/6 - 20 кВ от 0,27 до 0,7 в зависимости от основной и дополнительной ставок тарифа.

Для шин 6 - 20 кВ подстанций с высшим напряжением 500 кВ и выше и шин генераторного напряжения принималось нормативное значение tgфэн=0,6, для потребителей, питающихся от сети 0,38 кВ - Щ фэн= 0,15.

В условиях нестабильных цен проведение расчетов на базе абсолютных стоимостных характеристик постепенно потеряло смысл, однако факт, что оптимальное значение Щ ф определяется отношением стоимостей КУ и потерь, а не их абсолютными значениями [6], позволил ориентироваться на это отношение, принимаемое в качестве исходной величины при разработке новых программ по определению оптимальной загрузки сетей энергосистем и потребителей реактивной мощностью. С учетом постепенной интеграции России в мировую экономику и тенденции к выравниванию внутренних и мировых цен указанное отношение для среднероссийских условий было принято равным среднеевропейскому, а для различных регионов России его определяют на основе приведенных в правилах коэффициентов, представляющих собой отношение стоимости электроэнергии в конкретной энергосистеме к средней ее стоимости по России.

К настоящему времени существует много математических методов оптимизации функций, которые могут приводить к не полностью совпадающим результатам. Ориентация на различный объем исходной информации также обусловливает отличия в результатах расчета по различным программам. В целях защиты потребителей электроэнергии от необоснованного ужесточения условий потребления реактивной мощности, которые могли бы быть получены по несовершенным программам, Инструкция допускает применение в энергосистемах только программ, прошедших аттестацию в базовой организации и получивших сертификат.

До 1994 г. сертификаты имели три оптимизационные программы, разработанные под руководством соответственно И. Н. Ковалева, В. Г. Пекелиса и В. В. Файницкого. На начало 1996 г. аттестацию в соответствии с [7] и с учетом изменений, внесенных в Правила применения скидок и надбавок с 1 января

1996 г., прошла лишь одна программа - КРМ - 95, разработанная ВНИИЭ и получившая сертификат соответствия № 4-95, утвержденный Главгосэнергонадзором 4 ноября 1995 г.

Нормативный метод расчета, по-прежнему применяемый при отсутствии в энергосистеме оптимизационного расчета, обеспечивал потребителям существенно более легкие условия потребления реактивной мощности, так как для обоснования более жестких условий требовались более сложные расчеты.

Оптимизационные расчеты на начало 1996 г. были проведены и утверждены в установленном порядке для Кубаньэнерго, Сургутских, Ноябрьских и Нефтею-ганских сетей Тюменьэнерго.

В действовавшие в 1994-1995 гг. Правила были внесены некоторые непринципиальные изменения. Вместе с тем они в ряде случаев привели к существенным изменениям численных значений, включаемых в договоры.

Основным изменением является корректировка формулы Wqj= tg <p3WP для определения экономического значения реактивной энергии, использовавшейся по аналогии с вычислением экономического значения реактивной мощности Q3= tg фэР. Корректировка была правомерной, так как использование КУ мощностью, например, 50% максимальной реактивной нагрузки, вдвое снизило бы реактивную нагрузку и вдвое реактивную энергию только в случае равномерного графика нагрузки предприятия. В случае неравномерного графика потребления предприятием реактивной мощности снижение потребляемой энергии происходит в большей степени, чем мощности при использовании постоянной мощности КУ. Поэтому в указанную формулу был введен поправочный коэффициент зависящий от числа часов использования максимума нагрузки и от степени компенсации максимальной нагрузки предприятия.

Нормативные значения tg фэ, как указывалось выше, стали приниматься на основе среднеевропейских отношений стоимостей КУ и потерь электроэнергии. При этом учитывалась стоимость наиболее распространенных КУ - конденсаторных батарей. У ряда же потребителей (толчковые нагрузки, преобразовательные установки) в силу специфики электропотребления необходимо использование фильтро-компенсирующих устройств или статических тиристорных компенсаторов, которые в 1,5-2 раза дороже конденсаторных установок. Так как при более дорогих установках нецелесообразно требовать столь глубокую компенсацию реактивной мощности, как при обычных КУ, то новые Правила смягчили условия потребления реактивной мощности для таких потребителей (увеличили значение бесплатного потребления), однако тариф на остаточное потребление при этом увеличился. Другими словами, в исходных условиях оплата за реактивное потребление практически не изменилась, однако, чтобы свести ее к нулю, для таких потребителей потребуется КУ гораздо меньшей мощности.

В новых Правилах были также уточнены способы определения натурального соответствующего естественному потреблению реактивной мощности (при отключенных конденсаторных установках). Синхронные двигатели при этом стали рассматриваться как технологическое оборудование, а не как специально установленное компенсирующее устройство, что привело к изменению результатов расчетов в пользу потребителя.

1 декабря 1997 г. был опубликован текст Правил применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной мощности, утвержденный Главгосэнергонадзором России и введенный в действие с 1 января 1994 г. с изменениями № 1 и № 2, утвержденными соответственно 25 октября 1995 г. и 25 ноября 1997 г. Эти Правила устанавливают методики расчетов экономических значений и технических пределов потребления и генерации реактивной энергии, а также особенности применения скидок (надбавок) к различным категориям потребителей.

Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию выводит из сферы распространения надбавок за потребление и генерацию реактивной энергии три группы потребителей:

1) население;

2) потребителей (независимо от сферы деятельности) со среднемесячным потреблением не выше 30 тыс. кВт-ч;

3) центральные тепловые пункты, насосные и котельные, предназначенные для отопления и водоснабжения жилых и общественных зданий, со среднемесячным потреблением не выше 90 тыс. кВт-ч;

Правила применения скидок и надбавок расширяют круг потребителей, на которых не распространяются указанные надбавки, способом, не вступающим в противоречие с Инструкцией. Многочисленные исследования [8] показали, что экономически не обоснована установка средств компенсации реактивной мощности у потребителей бюджетной сферы (здравоохранение, медицинское обслуживание и т. п.) в связи с трудностями эксплуатации этих средств у маломощных потребителей, не имеющих для этого квалифицированного персонала, а также на подстанциях электрифицированного транспорта, тяговые средства которого используют постоянный ток (метро, трамвай, троллейбус, железные дороги постоянного тока) в связи с малым потреблением реактивной мощности (ф ф<0,3). Поэтому для этих потребителей в Правилах установлены следующие положения: к таким потребителям применяется только нормативный метод расчета экономических значений потребления реактивной энергии; нормативный ф установлен равным 0,7 (значение, выше которого фактическое потребление реактивной энергии этими потребителями практически не может быть).

Рассматриваемые Правила также допускают два метода расчета экономических значений потребления реактивных мощности и энергии: нормативный и оптимизационный. Первый метод реализуется на основе простых формул, приведенных в Правилах, второй - на основе оптимизационного расчета, включающего в себя сети всех напряжений энергосистемы вплоть до шин, от которых питаются потребители.

Оптимизационный метод расчета приводит к более жестким условиям для потребителей, так как нормативные значения изначально закладывались в Правила в качестве льготных для потребителей и «наказывающих» энергоснабжающие организации, не проводящие требуемых оптимизационных расчетов.

Основой при расчете экономических значений реактивной мощности 0Э и энергии \Уоэ для всех кварталов года является экономическое значение коэффициента реактивной мощности фэ в точке учета электроэнергии для часов суточного максимума нагрузки энергосистемы в квартале максимальной нагрузки потребителя.

Метод расчета выбирает энергоснабжающая организация. Допускается применять нормативный метод для потребителей, питающихся от шин генераторного напряжения и от сети 0,38 кВ. Для потребителей, потребление энергии которыми в квартале максимума нагрузки энергосистемы составляет менее 50% потребления в квартале их максимума нагрузки, а также для непромышленных потребителей (за исключением оптовых потребителей-перепродавцов) и тяговых подстанций городского электрифицированного транспорта применяется только нормативный метод.

Основой для расчета технических пределов потребления реактивной мощности С)п и энергии У/оп и генерации реактивной мощности С>г и энергии \йг<зг являются значения коэффициентов реактивной мощности ф„ и Щ <рг в указанные часы.

Выводы.

1. Информация о загрузке трансформаторов ГПП, ТП и синхронных двигателей активной и реактивной мощностями, приведенная в данной главе, свидетельствует о низкой эффективности использования мощности электрооборудования. [ 72. 94 ]

2. Синхронные двигатели шаровых мельниц как источники реактивной мощности не используются.

3. Уровни напряжения по секциям 6 кВ ГПП превышают номинальные значения.

4. Суммарный экономический эквивалент электропередачи: генераторы ТЭЦ-2 - шины 6 кВ ГПП составил 7,455 кВт/Мвар при передаче в УН реактивной мощности (¿к = 3,878 Мвар, а суммарный экономический эквивалент всех СД 1с, Т1 ГПП составляет 22,69 кВт/Мвар при генерировании ими только суммарной номинальной реактивной мощности, равной 2,422 Мвар. При увеличении реактивной мощности, генерируемой СД, значения их экономических эквивалентов значительно возрастают (рис. 4.4). Таким образом, экономически более целесообразным является передача всей необходимой для 1с ГТШ-40 реактивной мощности от генераторов ТЭЦ или установка в узле нагрузки батарей конденсаторов.

5. Среднесуточное время работы СД ШМ находится в пределах 15 час и, следовательно, они не всегда могут быть использованы как источники реактивной мощности.

6. Суммарная величина реактивной мощности конденсаторных батарей, устанавливаемых на секциях 6 кВ ГПП и РП составила 9,9 Мвар (с учетом того, что требуемое энергосистемой значение коэффициента реактивной мощности ^<рэ) составляет 0,395 в часы максимальных нагрузок энергосистемы (20 часов 30 минут) и 0,436 в любое другое время суток). Распределение мощности батарей конденсаторов и значения изменившихся при этом коэффициентов мощности по секциям 6 кВ ГПП приведены в табл. 4.3.

7. Установка батарей конденсаторов позволила снизить потери активной мощности в электропередаче: генераторы ТЭЦ-2 - шины 6 кВ ГПП ТОФ в 2,6 раза.

Заключение.

В настоящей работе предложено решение актуальной задачи управления компенсацией реактивной мощности промышленных узлов нагрузки на основе разработанного алгоритма.

В результате применения алгоритма управления компенсацией реактивной мощности определяются:

1) значения экономических эквивалентов генераторов энергосистемы и синхронных двигателей узла нагрузки;

2) зоны допустимых значений реактивной мощности синхронных двигателей узла нагрузки при условии ограничения нагрева обмоток и сохранении устойчивой работы;

3) в случае необходимости, недостающие технические параметры синхронных двигателей;

4) допустимая мощность батарей конденсаторов при обеспечении значений коэффициента реактивной мощности на шинах 35 - 220 кВ ГПП предприятия заданного энергосистемой в часы максимальных и минимальных нагрузок, снижения потерь мощности в питающей и распределительной сети предприятия, а также устойчивости двигателей узла нагрузки;

5) влияние уровня напряжения на работу электроприемников.

Реализация алгоритма управления компенсацией реактивной мощности промышленных узлов нагрузки позволяет достичь снижения потерь мощности во всех элементах электропередачи, участвующих в производстве и распределении реактивной энергии. При этом повышаются срок службы изоляции электрических машин и качество электроэнергии.

Эффективность реализации предложенного алгоритма управления компенсацией реактивной мощности в сети электроснабжения ТОФ подтверждается актом внедрения (приложение 5).

1600 1600 уст-юс ктп-12 тл-заа

610 1600 1000 то 1боо

1600 1000 зт к 111с

Рис. п.1.6. Структурная схема узла нагрузки ГПП-40, ТЗ, 1с.

Рис. П. 1.8. Структурная схема узла нагрузки 11111-40, Т4, Не.

1. Железко Ю. С., Артемьев А. В. Порядок аттестации программ системного расчета компенсации реактивной мощности и согласования результатов расчетов. - Промышленная энергетика, 1990, №9.

2. Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И. Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7-е изд., испр. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1988.

3. Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора / Минэнерго СССР 3-е изд., перераб. и доп. - М.:Энергоатомиздат, 1986.

4. Железко Ю. С., Артемьев А. В. О новых правилах оплаты за реактивную энергию, потребляемую и генерируемую потребителями. -Промышленная энергетика, 1990, №7.

5. Железко Ю. С. Совершенствование тарифов на электроэнергию в части скидок и надбавок за компенсацию реактивной мощности и за качество электроэнергии. Промышленная энергетика, 1988, №7.

6. Железко Ю. С. Новые правила расчета экономических значений потребления реактивной мощности потребителями. Промышленная энергетика, 1996, №6.

7. Инструкция по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях. Промышленная энергетика, 1990, №7.

8. Белоусов В. Н., Железко Ю. С. Отражение в договорах на электроснабжение вопросов качества электроэнергии и условий потребления и генерации реактивной энергии. Электрические станции, 1999, №1.

9. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии. -Промышленная энергетика, 1990, №7.

10. Сыромятников И. А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей / Под ред. Л. Г. Мамиконянца. 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

11. Трошин В. А. Оптимизация управления системами промышленной электроэнергетики. Красноярск: Изд-во Краснояр. ун-та, 1984.

12. Храмов Н. Я., Кучерский В. Ф., Ярунченко Г. А. Оптимальный ток возбуждения синхронных электродвигателей шаровых мельниц. -Электрические станции, 1984, №5.

13. Архипенко В. В., Шагеев В. С., Трошин В. А., Архипенко А. В., Филатов А. Н. Применение трансформаторов с РПН для централизованного регулирования реактивной мощности. Промышленная энергетика, 1982, №2.

14. Храмов Н. Я. Влияние величины напряжения на экономичность работы электродвигателей с. н. электростанций. Электрические станции, 1981, №7.

15. Вершинин П. П. Рациональный режим напряжения синхронных двигателей. Промышленная энергетика, 1987, №3.

16. Вершинин П. П., Бугаенко А. В. Определение реактивной мощности синхронных двигателей в условиях эксплуатации. Промышленная энергетика, 1987, №9.

17. Вершинин П. П., Бугаенко А. В. Определение потерь активной мощности на выработку реактивной в синхронных двигателях. -Промышленная энергетика, 1980, №5.

18. Карпов Ф. Ф., Солдаткина Л. А. Регулирование напряжения в электросетях промышленных предприятий. Под ред. Н. А. Мельникова. М., "Энергия", 1970.

19. Никулин И. А., Трошин В. А., Тюханов Ю. М. Расчет режима возбуждения синхронных двигателей, обеспечивающего минимум потерь электроэнергии. Электричество, 1965, №4.

20. Справочник по электропотреблению в промышленности. Под ред. Г. П. Минина и Ю. В. Копытова. 2-е изд. перераб. и доп. Энергия, 1978.

21. Карпов Ф. Ф. Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях. М., "Энергия", 1975.

22. Костарев А. А., Трошин В. А. Тепловые испытания синхронных двигателей. Техн. листок. Краснояр. ЦБТИ. 1966, №30.

23. Мукосеев Ю. Л. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для вузов. М., "Энергия", 1973.

24. Сергеев П. С. и др. Проектирование электрических машин. Изд. 3-е, переработ, и доп. М. "Энергия", 1970.

25. Проектирование электрических машин: Учеб. для вузов. В 2 кн.: Кн. 2 / И. П. Копылов, Б. К. Клоков, В. П. Морозкин, Б. Ф. Токарев; Под ред. И. П. Копылова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1993.

26. Головкин П. И. Энергосистема и потребители электрической энергии.-М.: Энергия, 1979.

27. Баринов В. А., Совалов С. А. Режимы энергосистем: Методы анализа и управления.-М.: Энергоатомиздат, 1990.

28. Руководящие указания по устойчивости энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

29. Переходные процессы в системах электроснабжения: учебник / В. Н. Винославский, Г. Г. Пивняк, Л. И. Несен и др.; под ред. В. Н. Винославского К.: Выща шк. Головное изд-во, 1989.

30. Устойчивось нагрузки электрических систем / Ю.Е. Гуревич, Л. Е. Либова, Э. А. Хачатрян. М.: "Энергия", 1981.

31. Н. Д. Анисимова и др. Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстрациях. Под ред. В. А. Веникова. М.-Л. Госэнергоиздат, 1961.

32. Эквивалентирование узлов нагрузки энергосистем./ В. А. Веников, Н. И. Зеленохат, В. А. Макеечев, Д. В. Никитин Энергетика, 1973, №5.

33. Илиев С. Опытно-аналитический метод эквивалентирования группы асинхронных двигателей. Энергетика и транспорт, 1967, №4.

34. Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е. Эквивалентирование произвольной группы двигателей с заданными параметрами для анализа их динамической устойчивости. М.: Энергия, 1979. - Тр. ВНИИЭ; Вып. 57.

35. Веников В. А. и др. Эквиавалентирование узлов нагрузки энергосистем,- «Изв. вузов. Энергетика», 1963, №6.

36. Гусейнов Ф. Г. и др. Исследование влияния числа машин исходной электрической системы на погрешность эквивалентирования. «За технический прогресс», 1970, №12.

37. Гусейнов Ф. Г. и др. Оценка критериев и методов эквивалентирования электрических систем.- «За технический прогресс», 1971, №2.

38. Тужик С. К. К эквивалентированию асинхронной нагрузки. -Электромеханик, 1968, №10.

39. Михайлов В. В. Надежность электроснабжения промышленных потребителей. -М.: Энергия, 1973.

40. Гук Ю. Б. , Лосев Э. А., Мясников А. В. Оценка надежности электроустановок. М.: Энергия, 1974.

41. Портной М. Г., Рабинович Р. С. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. -М.: Энергия, 1978.

42. Мотыгина С. А. Влияние способов компенсации реактивной мощности на статическую устойчивость нагрузки .- Электричество, 1959, №11.

43. Поспелов Г. Е., Калентионок Е. В. Оценка погрешности определения критического напряжения в узлах нагрузки. Энергетика, 1978, №2.

44. Федорова И. А. Влияние некоторых видов местной нагрузки на устойчивость дальних электропередач. Электричество, 1954, №4.

45. Жданов П. С. Вопросы устойчивости электрических систем. М.: Энергия, 1979.

46. Каспаржак Г. М, Бабошин В. П. Определение параметров схемы замещения асинхронного двигателя по данным каталогов. Электропривод, 1977, №3.

47. Гусейнов Ф. Г., Гусейнов А. М. Эквивалентирование сложных электрических систем и их элементов. Упрощение математических моделей, разработка упрощенных методов анализа устойчивости электрических систем. М.: Издание ЭНИНа, 1974.

48. Китушин В. Г., Хомлянская JI. Д. Состав узлов нагрузок по видам токоприемников и его определение. Электричество, 1974, №11.

49. Гусейнов Ф. Г., Рахманов Н. Р. Расчет на ЦВМ электромеханических переходных процессов эквивалентной асинхронной нагрузки электрических систем. Энергетика, 1969, №8.

50. Гусейнов Ф. Г., Рахманов Н. Р. Эквивалентирование нагрузок электрических систем при исследованиях статической и динамической устойчивости. Электричество, 1973, №6.

51. Азарьев Д. И., Дмитриева Г. А., Хвощинская 3. Г. Влияние способов представления нагрузок на расчеты статической устойчивости сложных энергосистем. Электрические станции, 1972, №10.

52. Гусейнов Ф. Г., Мамедяров О. С. Экономичность режимов электрических сетей. М.: Энергоатомиздат, 1984.

53. Ким К. И. Сравнительный анализ влияния синхронных и асинхронных компенсаторов на динамическую устойчивость электропередачи. Энергетика, 1975, №5.

54. Горнштейн В. М. Статические характеристики потребителей. -Электрические станции, 1940, №5-6.

55. Гуревич Ю. Е., Либова J1. Е. обобщение статической характеристики нагрузки Q = f(u). Электричество, 1975, №12.

56. Соколов Н. И. Устойчивость работы асинхронных двигателей при значительных внешних сопротивлениях и параллельных статических конденсаторах. Электрические станции, 1961, №6.

57. Гуревич Ю. Е., Хачатуров А. А. Исследование устойчивости работы синхронных двигателей при ассинхронном режиме в системе. -Электричство, 1965, №3.

58. Гусейнов Ф. Г., Рахманов Н. Р. Оценка параметров и характеристик энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1988.

59. Андерсон Р., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость. М. Энергия, 1980.

60. Архипенко В. В., Архипенко А. В., Трошин В. А., Филатов А. Н. Автомавтизированные системы управления энергетикой промышленных предприятий.: Учеб. пособие./ КрПИ. Красноярск, 1987.

61. Веников В. А., Суханов В. А. Кибернетические модели электрических систем. М.: Энергоиздат, 1982.

62. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С. С. Рокотяна, И. М. Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985.

63. Идельчик В. И. Расчеты установившихся режимов электрических систем. Под ред. В. А. Веникова. М., «Энергия», 1977.

64. Электрические системы. Электрические сети: Учеб. для электроэнерг. спец. вузов./ В. А. Веников, А. А. Глазунов, Л. А. Жуков и др.: Под ред. В. А. Веникова, В. А. Строева. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. шк„ 1998.

65. Совалов С. А. Управление мощными энергообъединениями. М.: Энергоатомиздат, 1984.

66. Костенко М. П., Пиотровский Л. М. Электрические машины, ч. II-М.-Л.: Госэнергоиздат, 1958.-651 с.

67. Жуков JI. А., Круг Н. К., Ярных Л. В. Количественная оценка допустимости эквивалентирования при расчетах динамической устойчивости. «Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт», 1971, №4, с. 21-28.

68. Рахманов Н. Р. К вопросу применения статических методов для эквивалентирования комплексной нагрузки электрической системы. -«Труды АзНИИЭ», т. 20, 1973.

69. Трошин В. А. и др. Местные средства регулирования напряжения и активной мощности. -Кр-к, изд-во КрПИ. 1986. -95 с.

70. Максименко Н. Н., Клян А. А., Барановская Е. Н., Кирилина О. И. Расчет потерь активной мощности в системах электроснабжения промпредприятий. «Изв. Вузов. Энергетика», 1992, №4.

71. Карпов Ф. Ф., Константинов В. А. О повышении технико-экономической эффективности компенсации реактивной мощности в электрических сетях // Электрические станции. -1975. -№1. -с.7-9.

72. Железко Ю. С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. -М: Энергоатомиздат. 1981. -200 с.

73. Трошин В. А. Оптимизация управления системами промышленной энергетики. Красноярск: изд-во КрГУ. 1984. -221 с.

74. Карпов Ф. Ф. Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях. М.: Энергия. 1975. -182 с.

75. Арзамасцев Д. А., Бартоломей П. И., Холян А. М. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. -М.: Высшая школа, 1983. -208 с.

76. Ильяшов В. П. Конденсаторные установки промышленных предприятий, 2-е изд. перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1983 -152с.

77. Ковач К П., Рац Р. И. Переходные процессы в машинах переменного тока.-М.: ГЭИ, 1963.

78. Копылов И. П. и др. Математическое моделирование асинхронных двигателей. М.: Энергия, 1969.

79. Постников И. М. Обобщенная теория и переходные процессы электрических машин. М.: Высшая школа, 1974.

80. Горев А. А. Переходные процессы синхронной машины.-М.-Л.: Госэнергоиздат, 1950. -551 с.

81. Веников В. А., Карасев Е. Д., Строев В. А. Об упрощенном анализе переходных процессов в электрических системах при малых возмущениях. Энергетика и транспорт, 1977, №6, с. 77-84.

82. Глебов И. А., Логинов С. И. Системы возбуждения и регулирования синхронных двигателей. Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1972.- 113 с.

83. Ковач К. П., Рац И. Переходные процессы в машинах переменного тока. М.:Госэнергоиздат, 1963. -744 с.

84. Калентионок Е. В., Файбисович В. А. Нарушение устойчивости в узле нагрузки с неидентичными параметрами двигателей. Электричество, 1975, №12, с. 58-59.

85. Гусейнов Ф. Г., Рахманов Н. Р. Упрощенная оценка статической устойчивости нагрузки энергосистем // Изв. Вузов. Энергетика. 1970, №6.

86. Мельников Н. А. Электрические сети и системы. -М.: Энергия, 1975.-456 с.

87. Электрические системы. Режимы работы электрических систем и сетей / Под ред. В. А. Веникова. М: Высшая школа, 1975. - 343 с.

88. Ершевич В. В., Совалов С. А. Регулирование напряжения в основных сетях энергосистем . Материалы IV Всесоюзного совещания по качеству электрической энергии. - М.: изд. ЭНИНа, с. 7-22.

89. Аберсон М. Л. Оптимизация регулирования напряжения. М.: Энергия, 1975.- 160 с.

90. Пупин В. М., Иванов Г. В., Кирилина О. И. Статическая устойчивость узла нагрузки с мощными синхронными машинами.// Тезисы докладов научно-технической конференции НИИ «Образование. Наука. Технологии. Производство». Норильск, 2001.с. 87-89.

91. Гусейнов Ф. Г., Рахманов Н. Р., Мустафаев Р. М. Упрощенная оценка статической устойчивости нагрузки энергосистем. «Изв. вузов. Энергетика», 1970.-№6.

92. Кирилина О.И. Анализ режима работы синхронных двигателей шаровых мельниц Талнахской обогатительной фабрики.// Электрика. -2001.-№5.