Содержание к диссертации
Введение. 4
Глава 1. Анализ системных расчетов компенсации реактивной мощности. 17
1.1. Общие положения. 17
1.2. Нормативный метод расчета. 28
1.3. Оптимизационный метод расчета. 31
1.4. Расчет экономических значений и технических
пределов потребления и генерации реактивных мощности и энергии. 32
Глава 2. Определение целесообразных источников реактивной мощности. 39
2.1. Определение экономических эквивалентов схем электроснабжения и электропередач в целом. 39
2.2. Определение технических возможностей генерации реактивной мощности синхронными двигателями. 51
2.3. Определение индуктивных сопротивлений синхронных двигателей. 56
2.3.1. Определение индуктивного сопротивления рассеяния обмотки статора. 58
2.3.2. Расчет синхронных индуктивных сопротивлений и сопротивлений взаимной индукции по продольной и поперечной осям. 64
Глава 3. Определение допустимой емкости батарей конденсаторов. 67
3.1. Обоснование условий выбора мощности батарей конденсаторов. 67
3.2. Разработка упрощенных принципов замещения узла нагрузки расчетной моделью. 70
3.3. Методы определения параметров комплексной расчетной модели. 74
3.4. Выбор критериев устойчивости и определение предельных режимов по критическим значениям существенных переменных и запасу устойчивости. 99
Глава 4. Использование алгоритма управления компенсацией реактивной мощности в системе электроснабжения ТОФ. 117
4.1. Анализ потребления активной и реактивной мощностей секциями 6 кВ ГПП-40 ТОФ и синхронными двигателями шаровых мельниц. 117
4.2. Определение технических возможностей синхронных двигателей шаровых мельниц как источников реактивной мощности. 121
4.3. Определение экономически целесообразных источников реактивной мощности для 1с ГПП-40 ТОФ. 122
4.4. Определение мощности батарей конденсаторов, устанавливаемых в сети 6 кВ ТОФ. 133
4.5. Влияние уровня напряжения на работу электроприемников ТОФ. 142
Заключение. 145
Приложения
Приложение 1. 146
Приложение 2. 155
Приложение 3. 184
Приложение 4. 188
Приложение 5. 194
Литература. 196
Введение к работе
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 (tgp=0,75), синхронных - 0,9 (tg =0,48), статической нагрузки - 0,81 (tgp=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 подстан циями, 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 энвргоснабжающей 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, Кар шва 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, что 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 (Cos p) является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, так как при значении Cos p, близком к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика Поэтому при решении вопросов, связанных со снижением потерь в сетях, пользуются значениями коэффициента реактивной мощности (tgq ).
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 Главгосэнергонадзором России в 1994 г. с изменениями, внесенными в 1995 и 1997 г.г. уточнены способы определения натурального коэффициента реактивной мощности (tg(p„), 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 повьппении 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 ТП 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 (Зряб 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 "yenМВт Vpacn Мвар QpafeМвар Совф 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 ф 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 ПОкВ 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 - ПО 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 ГПП не осуществляется встречное регулирование напряжения (хотя устройства РПН на всех ГПП 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 ГПП. 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 ГТЩ-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 И111 находятся в пределах 0,6-0,9. Трансформаторы 11111 питаются от ТЭЦ-2 по тупиковым ВЛ-135 и ВЛ-136. Среднесуточная активная и реактивная мощности по ВЛ-135 составляют Рср.суг120 Мвт, Qq,.Cyr= 17 Мвар при Cos ф = 0,762; по ВЛ-136 - Рср.суг.= 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 1Ш1,МВА ТП,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 ГПП-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 ГПП отражены в табл. 3.
Предварительное изучение режимных параметров электропередачи: ТЭЦ-2 -шины 6 кВ ГТШ-40 показывает, что ее элементы необоснованно загружены реактивной мощностью, следовательно, необходимо рассмотреть вопрос о компенса Таблица 3. Подключение характерной нагрузки к секциям ГПП Характерная нагрузка ГПП-40 ТІ Т2 ТЗ Т4 Іс 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 управле ния 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.
