Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Компенсация реактивной мощности в сетях электроснабжния 8
1.1. Компенсация реактивной мощности. 8
1.2. К истории вопроса компенсации РМ 11
1.3. Компенсация реактивной мощности - один из способов повышения эффективности энергосбережения. 14
1.4. Компенсация реактивной мощности и технологические потери электроэнергии в сельских распределительных сетях 6(10)-0,4 кВ. 17
1.5. Оптимизационные расчеты мощности устройств КРМ . 32
1.6. Компенсация РМ в электросетях потребителей. 37
Выводы по первой главе 44
Глава 2. Современные компоненты конденсаторных установок компенсации реактивной мощности. 46
2.1. Конденсаторы 46
2.2. Ограничение коммутационных токов конденсаторных батарей 56
1. Специальные электромагнитные контакторы 60
2. Тиристорные выключатели конденсаторных батарей 66
3. Фильтрующие антирезонансные дроссели. 68
2.3. Разрядные дроссели конденсаторных батарей 75
2.4. Современные регуляторы реактивной мощности конденсаторных устано- вок 78
2.5. Эксплуатация автоматических установок компенсации реактивной мощности при несимметрии напряжений 89
Выводы по второй главе 95
Глава 3. Определение эффективности использования конденсаторных установок в электросетях сельскохозяйственных предприятий . 96
3.1. Оценка экономической эффективности КРМ в сетях производственных потребителей 96
3.2. Методы экономической оценки потерь электроэнергии в сельских распределительных сетях 0,4 кВ от несимметрии и перетоков РМ 100
3.3. Оценка эффективности использования КУ-6( 10) кВ в электросетях потребителей 103
3.4. Выбор мощности и количества ступеней регулирования конденсаторных установок 108
3.5. Оптимизация размещения КУ в сетях предприятий. 114
Выводы по третьей главе 116
Заключение 118
Список литературы 121
- К истории вопроса компенсации РМ
- Оптимизационные расчеты мощности устройств КРМ
- Ограничение коммутационных токов конденсаторных батарей
- Методы экономической оценки потерь электроэнергии в сельских распределительных сетях 0,4 кВ от несимметрии и перетоков РМ
Введение к работе
Проблема компенсации реактивной мощности (КРМ) возникла одновременно с практическим использованием переменного тока, поскольку передача необходимой для работы электроустановок реактивной мощности (РМ) является одной из основных составляющих технологических потерь электроэнергии в сетях электроснабжения. Суммарные потери на транспорт электроэнергии до границы раздела «потребитель — энергоснабжающая организация» в 2001 г. составили 13,1 % от ее отпуска (в 1991 г. - 8,9 %). Сегодня, с учетом собственного электропотребления энергосистемы, примерно шестая часть производимой электроэнергии не доходит до потребителя (в 1975 г. потери в сетях общего пользования, согласно энергобаланса народного хозяйства СССР, были равны 7,9 %, а в 1980 г. - 8,3 %). Значительная часть потерь активной энергии обусловлена сетевыми перетоками РМ, а их снижения можно достигнуть за счет увеличения? степени компенсации РМ, потребление которой определяется двумя составляющими:
а) потерями в трансформаторах и линиях электрических сетей;
б) реактивной нагрузкой потребителей.
Следует также учитывать изменение характера электропотребления, обусловленное увеличением мощностей нелинейных и однофазных нагрузок, а также опережающим, по отношению к активной, ростом потребления РМ, вследствие уменьшения загрузки силовых трансформаторов распределительных сетей - характерную черту современной электроэнергетики, в том числе и сельской [1], отрицательно влияющую на показатели качества и потери электроэнергии. Рациональная (оптимальная) КРМ в электросетях сельскохозяйственных предприятий охватывает комплекс вопросов, направленных на повышение экономичности работы электроустановок, включает в себя методы выбора и расчета компенсирующих устройств; места их установки; рациональной и безопасной эксплуатации; защиты от аварийных режимов; автоматического регулирования РМ в сети. Поэтому обеспечение норм качест ва и снижение потерь электроэнергии в значительной степени определяется наличием и конструктивным построением устройств КРМ Таким образом, актуальность рассматриваемой темы определяется вопросами энергосбережения - уменьшением потерь и обеспечением норм качества электроэнергии, что особенно важно для протяженных сельских электрических сетей с малой плотностью нагрузки и низкими коэффициентами использования трансформаторной мощности. Эта задача нашла отражение в концепциях развития распределительных электрических сетей 0,4-35 кВ на период до 2010 г., разработанных институтами «Энергосетьпроект» и «РОСЭП» («Сельэнергопроект»).
Целью настоящей работы является повышение эффективности энергосбережения в электросетях предприятий АПК за счет автоматического регулирования и оптимизации конструкционного построения современных устройств КРМ на основе разработанной технологической модели.
В соответствии с целью поставлены следующие задачи:
проанализировать на примере района электроснабжения с преобладанием сетей сельскохозяйственного назначения влияние потерь от передачи РМ в распределительных сетях 6(10) кВ на величину суммарных технологических потерь электроэнергии;
м рассмотреть возможность использования в автоматических конденсаторных установках (КУ) косинусных конденсаторов (КК) с различным технологическим построением рабочей части и влияние способов их коммутации на качество электроэнергии в компенсируемой сети;
? рассмотреть принцип построения схем измерения входных параметров современных регуляторов РМ автоматических КУ и рекомендовать конструктивные изменения (по сравнению с типовыми схемами) для расширения функциональных возможностей регулятора;
? обосновать области эффективного использования КУ-6(10) и 0,4 кВ в электросетях предприятий АПК, с учетом режима работы и мощности реактивной нагрузки;
м разработать и показать на практическом примере методику технико-экономической оценки применения регулируемых КУ в электросетях сельскохозяйственных предприятий.
Объектом исследования являются технологические модели устройств компенсации реактивной мощности (УКРМ), обеспечивающие снижение потерь электрической энергии в распределительных сетях предприятий АПК.
Методы исследования. В работе использованы методы теоретических основ электроснабжения, системные исследования, методы оптимизации параметров систем компенсации РМ и технико-экономических расчетов.
Научная новизна:
? показана необходимость и возможность автоматического регулирования потребления РМ в электрических сетях предприятий АПК, установлены основные функции сигнала регулирования, как для нормального, так и для несимметричного сетевого режима;
? предложены методы оценки способов коммутации ступеней КУ с использованием современных комплектующих элементов и выбор типов КК в зависимости от конкретных режимных параметров компенсируемой сети;
? теоретически исследованы и приведены области экономически эффективного использования КУ в электросетях потребителей 6(10)-0,4 кВ;
м на основе анализа результатов исследования разработаны технические рекомендации и схема устройства, повышающие эксплуатационную надежность и расширяющие функциональные возможности УКРМ;
Новизна и промышленная применимость технических решений подтверждена двумя патентами РФ;
Практическая значимость проведенных исследований состоит в обосновании рационального применения автоматических устройств КРМ в электрических сетях производственных потребителей АПК и, как следствие этого, снижении потерь и обеспечении норм качества электроэнергии.
Реализация результатов исследования. Методика определения требуемой степени компенсации и расчета потерь активной электроэнергии в за висимости от фактического потребления РМ, а так же выбор типа, мощности и мест установки УКРМ приняты в качестве рекомендаций в ОАО «Истра-хлебопродукт».
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены и обсуждены на научно-технических конференциях профессорско-преподавательского состава ФГОУ ВЕЮ МГАУ (2001, 2002, 2003 гг.), международных научно-практических конференциях «Проблемы экологии и; безопасности жизнедеятельности в XXI веке» (Москва 2002, 2003 гг.), 8-ой Всероссийской научно-технической конференции «Состояние и проблемы измерений» (МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002 г.).
Публикации. Основные положения и результаты диссертации изложены в 18 печатных работах, среди которых 12 — в центральных периодических журналах.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем 148 страниц, включая 22 таблицы, 40 рисунков и библиографию из 80 наименований.
На защиту выносятся следующие основные положения:
ш методика оценки влияния потерь электроэнергии при передаче РМ в распределительных сетях 6(10) кВ сельскохозяйственного назначения ив сетях 6(10)-0,4 кВ предприятий АПК на величину суммарных технологических потерь электроэнергии;
? обоснование использования для КРМі различных типов КК и влияние способов их коммутации на качество электроэнергии в компенсируемой сети;
? схемные построения измерения входных параметров регуляторов РМ автоматических КУ при несимметрии напряжений компенсируемой сети;
ш методы технико-экономической оценки эффективности применения регулируемых КУ в электросетях 0,4 кВ сельскохозяйственных предприятий.
К истории вопроса компенсации РМ
В 30-х годах Электропром СССР предложил совмещать технико-экономические показатели компенсации РМ имевших в те годы приоритет промышленных предприятий. Тогда же было подсчитано, что увеличение предприятиями средневзвешенного cos(p с 0,6 до 0,9 приведет к уменьшению на 14 % установленной мощности ТП. В 1936г. была поставлена задача, довести до конца года coscp на границе раздела предприятие-энергосистема до 0,85. За превышение coscp данной величины производилась скидка с тарифа, а в случае его меньшего значения к тарифу применялась штрафная надбавка (таблица 1.1), причем в 1943 г. в шкале надбавок было оговорено, что потребителям, имеющим coscp ниже 0,4, подача электроэнергии должна быть прекращена [5];
Был период, когда для предприятий, питающихся от сетевых районных ТП, тариф не менялся при coscp = 0,92...0,95, с сохранением возможности работы при cosy = 0,85 в случае питания от генераторного напряжения с шин ТЭЦ (ГРЭС). В 1951г. был издан документ «О повышении коэффициента мощности промышленных предприятий», в 1961г. он был переработан и назван «Руководящие указания по повышению коэффициента мощности потребителей электрической энергии» [5]. С 1975г. были введены «Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях» [6], в которых был изменен принцип оценки компенсации РМ в электросетях потребителей (в качестве количественного критерия степени компенсации вместо средневзвешенного coscp был принят tgcpz) и введена новая шкала скидок и надбавок к тарифу на электроэнергию за компенсацию РМ в электроустановках потребителей. В то же время выходят «Методики определения оптимального значения РМ, передаваемой в сеть потребителя» РТМ 34к 70. 1-76. М.: Минэнерго СССР. 1976. 24с. Система государственного регулирования вопросов компенсации РМ получила логическое завершение. Планировалось в 80-90-е годы по нормативу, утвержденному Минэнерго СССР и согласованному с Госпланом и ГКНТ, довести оснащенность энергосистем до q = 0,6 квар/кВт, причем акцент смещался от установки новых УК в энергосистеме к их рациональному использованию у потребителя, включая; выдачу ему технических условий на установку УК. Существовали утвержденные расчеты экономического эквивалента РМ кж, отраслевые рекомендации по повышению coscp с помощью УК и области их применения, например при проектировании сельскохозяйственных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного назначения [7]. Директивно рекомендовались методики определения рентабельности, включающие необходимые расчетные формулы и числовые значения капитальных и амортизационных затрат, удельных потерь, минимальных значений кж. Следует отметить, что установка на предприятиях УК могла быть произведена только по разрешению энергосистемы. Если, исходя из режима работы узла нагрузки (например, из-за избытка РМ) эксплуатация УК на предприятии запрещалась, а средневзвешенный coscp при этом не достигал 0,85, оставаясь в пределах 0,84...0,75, то тарифная надбавка не приме нялась. Экономические уровни компенсации РМ принимались следующими: { Рэ= 0,5(cos p = 0,896) для напряжения ПО кВ и выше; 0,4(0,928) для 35...6 кВ; 0,3(0,96) для 0,4 кВ. Считалось, что компенсация ниже этих значений приведет к затратам на компенсацию большим, чем снижение тарифа. Генерация потребителями РМ в сеть энергосистемы производилась только с ее согласия, учет получаемой и отдаваемой реактивной энергии был раздельным, а оплата полученной энергосистемой РМ производилась согласно плановой себестоимости потребителя по согласованной с Минэнерго калькуляции [8].
Последним по времени нормативным документом в области компенсации РМ были утвержденные «Главгосэнергонадзором РФ», действовавшие с 1994г. (в 1995 и 1997гг. в них вносились изменения) по январь 2001г. «Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии» [9], в которых были приведены методы расчета экономических значений и технических пределов потребления и генерации РМ и энергии. В частности, устанавливались два метода расчета tg(p3: нормативный и оптимизационный. Нормативный метод, применявшийся для большинства сельскохозяйственных потребителей, был основан на расчете значений tg p3H, согласно формуле [9]: «(»4«МАХ+ 6) где tg pB - базовый коэффициент РМ, принимаемый равным 0,4, 0,5, 0,6 для сетей 6(10) кВ, присоединенным к ТП с ВН 35, ПО, 220 кВ и выше; для шин генераторного напряжения tg(pb= 0,6, а для потребителей, питающихся от сети 0,4 кВ, принадлежащей электроснабжающей организации tg(pb= 0,3; dwx— отношение потребления активной энергии в квартале максимальной и минимальной нагрузки; к- коэффициент, учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах [9]; Оптимизационный метод базировался на применении значений tg(p0Oi полученных по специальным опти мизационным программам, имевшим аттестат соответствия, выданный «Главгосэнергонадзором». Причем значение tg p3 для обоих методов расчета и групп потребителей не превышало 0,7. Данные Правила [9], основанные на «Инструкции о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию», утвержденной Госкомцен РФ и Минтопэнерго РФ 30 ноября 1993г. и 28 декабря 1993г. и зарегистрированной Минюстом РФ за №449, приказом Минэнерго РФ №167 от 28 декабря 2000г., были признаны утратившими силу с 1 января 2001г. [10]. Из договоров потребителей с электроснабжающими организациями были исключены пункты, устанавливающие экономические значения и технические пределы потребления и генерации РМ и энергии с соответствующими скидками и надбавками. Следовательно, никакой платы, непосредственно за потребление РМ и энергии сейчас не взимается.
Оптимизационные расчеты мощности устройств КРМ
Наличие в сетевом перетоке электроэнергии реактивной составляющей (1.4) приводит к появлению потерь на ее передачу Зп, а использование средств КРМ - к затратам на ее компенсацию Зк. Суммарная величина данных затрат составит: 3 = 3П+3К. (1.16) Расчет, проводящийся с целью поиска наиболее экономически эффективного значения мощности Q3 устройства КРМ, в частности КУ, для конкретного узла электроснабжения называют оптимизационным. Примеры подобных расчетов приведены в [26,30,31]. Для узла нагрузки с сопротивлениями # , и Rсвп1 - сети питания, xL, R- распределительной сети и хс - КУ (рис. 1.6), в случае снижения передаваемой РМ — Q, величина Зп будет уменьшаться, но при этом затраты на компенсацию РМ - Зк будут увеличиваться. Поскольку потребителю установленной мощности Ру необходимо иметь источник, электроснабжения мощностью Р, равной: Р = РУ+АР, (1.17) передача РМ приводит к росту АР (1.4), а, следовательно, и Р (1.17), то есть вводу дополнительной мощности, стоимость 1 кВт которой обозначим Кр (руб./кВт). Пропускная способность сети также должна быть увеличена, что приведет к увеличению ее удельной стоимости КСШІ (руб./кВт). Затраты на І ввод мощности электроснабжения и реконструкцию электросети производятся только в период их капитального строительства, при этом приведенные годовые затраты можно пересчитать через нормативный коэффициент эффективности капиталовложений Ен = 0,1.
Графическая интерпретация вышесказанного может быть следующая (рис. 1.7). С увеличением передачи по сети РМ Q возрастает Зп (1.19), точка /соответствует полному отсутствию компенсации. Величина Зк (1.20) будет увеличиваться от нуля (Q= 100 %; точка 2), до экономически целесообразного значения компенсации РМ у потребителей (точка 3), принятой на рисунке 1.7, согласно п. 2.3.3. [7].
Таким образом, суммарная величина 3 (1.22) будет представлена кривой с минимумом в точке 4, равным Q3 (1.24). Зона графика при Q3 соответствует наличию в сети потребителя РМ с затратами на ее передачу Зп меньшими, чем затраты на КРМ Зк, а при Q Q3 суммарные потери 3 превысят значение Зк, поэтому компенсация остаточной РМ, равной Q-Q3i будет экономически целесообразна.
Аналогично, по критерию минимума приведенных затрат и метода средних расчетных нагрузок выражение Q0 получено в [26].
Второй член выражения 1.25 это РМ, передаваемая через узел нагрузки после установки в нем КУ оптимальной мощности Q3, для определения которой необходимо знать величину Зк, т и R, равную эквивалентному R3 сопротивлению линии передачи РМ. При проектировании распределительных сетей 6(10)/0,4 кВ они принимаются по усредненным нормативам, поэтому эксплуатационный режим требует проведения уточняющего расчета, для чего необходимо выполнить значительный объем измерений (см., раздел 1.4), что затрудняет эффективность оптимизации КРМ в распределительных сетях. 50 75 100
Рассматривая передаваемую РМ как функцию случайной величины, используя метод линеаризации, задаваясь пределами изменения значений Зк [27], т [32, 33], С0 [33], хотя последнее нуждается в уточнении (см., раздел 1.4), можно получить числовые отношения 3к /гС0, а затем определить пределы значений его математического ожидания [26]. Полученный результат применяют для ориентировочной оценки одного из показателей степени КРМ, например, tgcpv 4- на шинах 6(10) кВ ТП [9], взаимосвязанные значения которых обеспечат минимум суммарных затрат на передачу Зп и компенсацию Зк в распределительных сетях энергосистемы и питающихся от них потребителей. Любая распределительная сеть энергосистемы представляет собой разветвленную схему, состоящую из отдельных замкнутых контуров, поэтому для дальнейшего расчета требуется привязка полученных значений Q0 каждого узла нагрузки общих линий питания и величин потерь от передачи РМ не только в сетях энергосистемы, но и потребителей. Учет конкретных параметров и режимов работы всех сетей контура нецелесообразен из-за трудности практического получения и обработки информации об их конкретной загрузке (см., раздел 1.4), так как даже для сетей 6(10) кВ число узлов нагрузки в среднем составляет 100... 150 [30]. Существовавшие нормативные документы по КРМ [6, 9] предусматривали определение и задание электроснабжаю-щей организацией Q0 для каждого потребителя, то есть на эквивалентном представлении сетей потребителей, поскольку их потери и затраты на КРМ можно рассчитать по обобщенным параметрам (количеству и мощности трансформаторов, протяженности линий, суммарной реактивной нагрузки) [10, 11]. Корректировка стоимости передачи РМ непосредственно для узлов энергосистемы производилась на основании известных значений Q0 потребителей. Таким образом, определенную часть РМ потребитель должен был компенсировать за счет собственных средств КРМ; В случае их отсутствия или недостаточного количества потребитель оплачивал (в виде надбавок к тарифу) дополнительное потребление мощности из энергосистемы.
Ограничение коммутационных токов конденсаторных батарей
В процессе эксплуатации КБ ступени регулирования автоматических установок КРМ подвержены частым переключениям. Коммутационные импульсы (броски пускового тока), до 200...300 раз превышающие номинальный ток батареи 1НКБ, оказывают многократные электродинамические воздействия на конденсаторы, сокращающие срок службы этого основного и наиболее дорогостоящего элемента оборудования установок КРМ. Кроме того, ускоряется износ контактов аппаратов коммутации КБ, а в компенсируемой сети могут появиться импульсы 7 и провалы 2, напряжения (рис. 2.7). На рисунке 2.8 приведена общая схема коммутации ступеней КБ установок КРМ. Управление каждой из n-секций КБ С,...Сп поочередно производится соответствующим контактором7Г, ...Кп (рис. 2.8).
В ряде публикаций [48, 49] приводится определение 1 классическим способом решения операторным методом системы линейных дифференциальных уравнений с постоянными для конкретной схемы коммутации коэффициентами.
Во многом аналогичные процессы происходят при отключении КБ, так как на разряд конденсаторов требуется гораздо больше времени [30, 48], чем для перемещения электромеханического контактора в фиксированное начальное положение [41]. Напряжение на соединенных с КБ зажимах контактора в течение всего времени отключения можно считать постоянным, а на зажимах, подключенных к сети, изменяющимся синусоидально. Следова тельно, в один из моментов полупериода (t = 0.01 с), суммарное напряжение заряда КБ - /3 и Uc между контактами достигнет удвоенного амплитудного значения, что при малом воздушном промежутке приведет к его пробою, кратковременному повторному включению КБ на сеть с выбросом / , который рассчитывается согласно (2.4), но с учетом величины и знака заряда батареи:
Соединение контакторов ступеней с КБ рекомендуется выполнять сдвоенными проводниками или намоткой ряда последовательных витков по длине провода [50, 51]. Это увеличивает эквивалентную индуктивность L (2.4) цепи коммутации. Кроме этого, в современных установках КРМ применяют и другие устройства и способы сглаживания компенсационных бросков тока КБ [51], основные из которых рассмотрим более подробно.
Отличие коммутации КБ от других видов электрооборудования, делает неэффективным применение для этого контакторов или магнитных пускателей обычных типов из-за их недостаточного быстродействия, необходимости обеспечения не менее чем 50 % запаса по /НКБ и больших бросков пусковых токов (7КБ, /(д), которые нужно ограничивать до допустимой величины /ДКБ, определяемой следующими условиями: 1. Соблюдением технологического стандарта динамической устойчивости для применяемого типа конденсатора. 2. Возможностью селективной отстройки защиты; УКРМ и отдельных ступеней регулирования, не превышая при этом для плавких вставок действующего значение /ДКБ =(1,6...1,8)7Нш [30].
В полной мере данным требованиям соответствуют специально разработанные электромеханические контакторы для коммутации КБ (рис. 2.9), часто называемые «конденсаторными контакторами» [50, 52]. В отличие от обычных модификаций, они снабжены установленными параллельно основ ным 4, 5, б, вспомогательными контактами /, 2, 3 с двухсторонним последовательным включением съемных токоограничивающих резисторов Z1...Z3 -нескольких витков провода высокого удельного сопротивления, или, как у контакторов BF...4A фирмы "LOVATO Electric", комплекта резисторов 11FK1 номиналами 1 Ом и 10 Вт. Якорь электромагнита А1-А2 одновременно приводит в действие обе группы контактов, но из-за разницы растворов между их подвижными и неподвижными частями, вспомогательные контакты замыкаются на несколько миллисекунд раньше основных (рис. 2.10а), пропускают пусковой ток через Z1...Z3 и, предварительно подзарядив КБ, ограничивают 1 или Г№ до уровня 1АКБ, перед срабатыванием основных контактов, после включения которых,
Контакторы подобного конструктивного исполнения, серийно выпускаемые несколькими фирмами (стандарты IEC 947-4-1/5-1, EN 60947-4-1/5-1, VDE 0660, категория использования АС6Ь), в том числе "EPCOS AG" (Германия), "LOVATO Electric" (Италия), "BENEDIKT & JAGER" (Австрия), "MOELLER" (Германия), являются одним из компонентов современных низковольтных УКРМ. Например, контакторы фирмы "EPCOS AG" типа B44066-...-J320 (табл. 2.2) это специальная версия контакторов SIRIUS величины от SO до S3, с возможностью монтажа на них съемного блока вспомогательных контактов, рассчитанные на коммутацию наиболее распространенных типоразмеров (10...75 квар) ступеней КБ (табл. 2.2). Для сравнения в таблице 2.2 приведены аналогичные данные контакторов КЗ-...-К. Расширить диапазон мощностей Q ступени, одновременно сократив количество выходов автоматического регулятора УКРМ можно поочередным парал лельным подключением контакторов секций КБ встроенным дополнительным 7 (рис. 2.9а) контактом, срабатывающим одновременно с основными -4, 5, 6 (рис. 2.9а) контактами. Кроме того, многие конденсаторные контакторы (КЗ-...К, DIL-...-MK) предусматривают установку на боковые поверхности корпуса (стрелки на рис. 26) добавочных контактных блоков.
Комплектация специальными контакторами для коммутации КБ повышает удельную стоимость (руб/квар) УКРМ особенно с увеличением числа и уменьшением номинальной мощности QKS регулируемых ступеней. Цена конденсаторных контакторов в среднем составляет 40...80 % от цены цилиндрических КК, причем соотношение стоимостей конденсатора 1 и контактора 2 снижается с увеличением Q (рис. 2.12). Несмотря на увеличение стоимости УКРМ, комплектация их конденсаторными контакторами обеспечит стабильность характеристик низко индуктивных косинусных конденсаторов (стандарты IEC 70 и 831-1/2, VDE 0560) в течение всего срока эксплуатации (100 000...130 000 ч), соизмеримого с ресурсом срабатывания контактора (таблица), и предотвратит возможные провалы напряжения и импульсные перенапряжения в компенсируемой сети при автоматическом переключении ступеней КБ.
Методы экономической оценки потерь электроэнергии в сельских распределительных сетях 0,4 кВ от несимметрии и перетоков РМ
Рациональное использование УКРМ состоит в определении вида, выбора места установки и оптимальной мощности соответствующего устройства. Как было указано в главе 1, с помощью КУ возможна индивидуальная, групповая и централизованная КРМ [5, 11, 30, 35, 39, 76]. При этом тип и стоимость используемых КУ будут различны, следовательно, потребителю необходимо найти вариант, обеспечивающий максимальный экономический эффект при соблюдении технических условий режима работы сетей энергосистемы, в том числе баланса реактивной мощности и поддержания норм качества электроэнергии [13,76]. Принято считать, что КУ на напряжения 6(10) кВ предпочтительнее применять для централизованной КРМ крупных потребителей с протяженными внутренними распределительными сетями 6(10) кВ. Однако отдельные варианты использования данного типа КУ позволяют обеспечить минимум единовременных затрат при малом сроке окупаемости даже для потребителей присоединенной мощностью порядка десятка МВт, имеющих небольшую общую длину данных сетей [35,37].
Конструктивно КУ-6(10) кВ выполнены в виде каркасных шкафов и состоят из ячеек с размещенной внутри батарей конденсаторов с предохранителями и ячейки ввода, в которой возможна установка разъединителя, с заземляющими ножами, соединенных сборными шинами.[38]. Это упрощает компоновку установок в помещении КРУ практически, исключая дополнительные строительные работы. При расчете удельной стоимости к0 уд цены КУ взяты по состоянию на июль 2002 г. с учетом НДС.
В общем виде Зс складываются из эксплуатационных расходов на амортизацию и техническое обслуживание Зэ, а также стоимости потерь электроэнергии на КРМ. Примем Зэ равными 20% от коку (табл. 3.3\ 314), потери активной мощности в конденсаторах: 5,0 Вт/квар — для КУ 0,4 кВ, 2,5 Вт/квар - для КУ 6(10) кВ, годовое время работы - 8000 ч (непрерывный режим) с коэффициентом загрузки - 0, 53 (для регулируемых КУ по соотношению суточного потребления РМ при двухсменной работе) и 4000 ч (двухсменная работа) -для КУ 6(10) кВ, средний тариф на производственные нужды сельхозяйственных потребителей Центрального округа (январь 2002 г.) -50,55 коп/кВт-ч. Для подключения взята ячейка с выключателем ВБКЭ-10 стоимостью 70000 руб. Поскольку КУ 6(10) кВ монтируют в помещении распределительного устройства, не требуется проведение анализа сети для выбора оптимальных точек их установки, необходимого для устройств КРМ 0,4 кВ. По результатам расчета построены (рис. 3.2) зависимости Зс в функции мощности КУ (?ку) для 0,4 кВ (линия /) и 6(10) кВ (линия 2).
Обеспечение рационального режима работы УКРМ - одна из составляющих экономии электроэнергии. В связи с сезонными изменениями суточного графика нагрузки производственных потребителей АПК возникает необходимость оптимизации режима работы КУ - основного средства компенсации РМ в электросетях данных предприятий. В настоящее время в сетях потребителей установлено порядка 30 млн. квар конденсаторов, из которых 18...20 млн. квар коммутируют вручную, что приводит к значительным потерям электроэнергии [10, 73]. Указания по выбору средств компенсации РМ при проектировании сельскохозяйственных объектов рекомендуют производить регулирование мощности КУ Q ку по условию минимума потерь электроэнергии, что подразумевает разбивку КУ на отдельные секции (трехфазные батареи конденсаторов) с последующим независимым автоматическим управлением.
Поскольку потребность предприятий в электроэнергии вне зависимости от сменности! работы постоянна, функция Q (t) будет непрерывной и монотонно убывающей. Суточное потребление РМ, ограниченная кривой Q (t) площадь графиков, можно представить эквивалентными по площади прямоугольниками 2, то есть допустить, что коэффициент заполнения графика электропотребления к равен 1. Очевидно, что в этом случае полную компенсацию РМ обеспечит одна постоянно включенная ступень - аналог нерегулируемой КУ. Однако изменение сменности работы предприятия меняет значение к и площадь прямоугольников 2, то есть при трехсменной работе требуется как минимум три ступени Qyy.
Заштрихованная часть графиков - потери от недокомпенсации (-) или перекомпенсации (+) РМ нерегулируемой КУ, причем с увеличением сменности относительная величина данных потерь уменьшается. Ступенчатое регулирование QKy позволяет снизить потери до минимума, при условии оптимизации соотношения числа п и мощности ступени СТУПЕНИ используемой КУ. Поясним это на примере графика многоступенчатого регулирования РМ произвольного узла нагрузки.
