Содержание к диссертации
Введение
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
3.3.4. 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
- Расчет экономических значений и технических пределов потребления и генерации реактивных мощности и энергии
- Определение технических возможностей генерации реактивной мощности синхронными двигателями
- Разработка упрощенных принципов замещения узла нагрузки расчетной моделью
- Определение экономически целесообразных источников реактивной мощности для 1с ГПП-40 ТОФ.
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 (tgp=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 5
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 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, Кар 7 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 (tgcp).
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(pB), 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 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 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 уст МВт Qpacn,Мвар QP.6, Мвар 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 4S0 - -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 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 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-8ОО 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 ГТШ-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 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 - 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
ГТШ,МВ-А ТП,МВ.А АД, МВт г 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 11111-40 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 15
Таблица 3.
Подключение характерной нагрузки к секциям ГПП
Характерная нагрузка ГПП-40
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 управле 16
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.
Расчет экономических значений и технических пределов потребления и генерации реактивных мощности и энергии
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 cp3WP 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 kj, l, зависящий от числа часов использования максимума нагрузки и от степени компенсации максимальной нагрузки предприятия.
Нормативные значения tg рэ, 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 tg(f , 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 среднемесяч ным потреблением не выше 30 тыс. кВт-ч; 3) центральные тепловые пункты, насосные и котельные, предназначен ные для отопления и водоснабжения жилых и общественных зданий, со среднеме сячным 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 (tg q 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 tg 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 Q3 и энергии WQ, ДЛЯ всех кварталов года является экономическое значение коэффициента реактивной мощности tg фэ в точке учета электроэнергии для часов суточного максимума нагрузки энергосистемы в квартале максимальной нагрузки потребителя.
Определение технических возможностей генерации реактивной мощности синхронными двигателями
В [11, 15] исследована зависимость коэффициентов D и D2 (А и В) для промышленных серий СД от напряжения на основе метода планирования эксперимента. По данным этих работ можно сделать вывод, что с увеличением напряжения на обмотке статора потери мощности в двигателе существенно возрастают.
Так, при U=1,1UH значения Di увеличиваются по сравнению с номинальными на 40%, а значения D2 снижаются на 15%. В результате потери активной мощности на генерирование реактивной мощности в двигателях (АРа) возрастают в среднем на 30%.
Приведенные в [11,13,15,17,19] расчеты показывают, что использование СД при пониженном (в пределах ГОСТ-183-74) напряжении наиболее целесообразно, так как в этом режиме наряду с сокращением потерь на генерирование реактивной мощности (при U = 0,95UH значения АР« снижаются примерно на 10%), увеличивается располагаемая реактивная мощность. При снижении напряжения от 1,05 до 1,0и„ реактивная мощность синхронных двигателей, в среднем, увеличивается на 30 - 40%. Расход электроэнергии на генерирование 1 квар реактивной мощности в этом случае уменьшается примерно на 15%, следовательно, произойдет и снижение значений экономических эквивалентов СД на ту же величину и их оптимальную реактивную мощность можно будет заметно увеличить.
Кроме того, из приведенных в [18] расчетов следует, что, снижая уровень напряжения питающих сетей, можно заметно снизить потребление реактивной мощности асинхронными электродвигателями без ущерба для их работы. При этом уменьшается потребность в реактивной мощности в узлах нагрузки, снижаются потери активной мощности в распределительных и питающих сетях.
Таким образом, чтобы учесть влияние уровня напряжения на величину экономического эквивалента реактивной мощности, значения АРШ, АРт, ЛРШ, используемые в (2.5) и (2.6) необходимо заменить на определенные по формулам (2.12) - (2.14).
Так как составляющие потерь активной мощности двигателей, зависящие от реактивной мощности представляют собой зависимости вида АР = В—+А(—)2, то очевидно, что минимум потерь этой составляющей будет соответствовать минимуму загрузки двигателей реактивной мощностью, а оптимальная величина потерь - загрузке двигателя оптимальной реактивной мощностью.
В качестве оптимальной можно принять величину реактивной мощности, при которой потери активной мощности в синхронных двигателях на выработку необходимой реактивной мощности не будут превышать потери активной мощности при передаче узлу нагрузки от системы той же величины реактивной мощности (с учетом ограничений технических возможностей СД и ограничений со стороны энергосистемы по величине реактивной мощности).
Использование синхронных двигателей для компенсации реактивной мощности в этом случае может оказаться невыгодным, так как с уменьшением частоты вращения и номинальной мощности синхронных двигателей величины удельных потерь значительно возрастают [15,17, 18]. Как показал анализ значений Д и D2, приведенных в [10,11, 20,23] для двигателей одинаковой мощности, но с раз-яичными скоростями вращения ротора, при снижении номинальной скорости вращения в 10 раз потери активной мощности на генерирование реактивной мощности увеличиваются в среднем в три раза Поэтому для энергосистем, связанных с потребителями линиями электропередач незначительной протяженности, более выгодным режимом может оказаться режим с передачей реактивной мощности от системных генераторов, так как скорость вращения их и номинальная мощность, как правило, значительно превышают скорость вращения и номинальные мощности имеющихся у потребителей синхронных двигателей. Эта разница становится более очевидной, если источниками питания служат быстроходные генераторы теплоэлектроцентралей.
Для решения вопросов компенсации необходима информация об экономической целесообразности использования имеющихся в узле нагрузки синхронных двигателей как источников реактивной мощности, т. е. необходимо определить величину потерь активной мощности в двигателях на выработку единицы реактивной мощности с тем, чтобы в дальнейшем можно было сравнить эту величину с потерями активной мощности на передачу той же реактивной мощности от системы. Другими словами, для оптимизации режима потребления реактивной мощности узлами нагрузки необходимо владеть сведениями о наиболее экономически целесообразных источниках реактивной мощности.
В случае, если характерным режимом работы СД является режим с недогрузкой по активной мощности в течение всего рабочего времени или нескольких часов, то это необходимо учесть соответствующими значениями тока статора в расчетных формулах, приведенных выше. Это позволит более точно определить потери активной мощности на генерацию реактивной мощности синхронными двигателями.
Особенности эксплуатационного режима двигателей необходимо учитывать по следующим соображениям: для ряда производств, в частности, для предприятий цветной металлургии, производительность рабочих механизмов определяется качеством поступающего продукта (например, руды). Поэтому электропривод технологических механизмов, выбранный при проектировании по одним показателям, может работать не в номинальных условиях длительное время, порядка нескольких месяцев или даже лет.
Уточнение эксплуатационного режима работы синхронных двигателей и возможности использования их в качестве источников реактивной мощности производится при анализе их U - образных характеристик при характерной технологической загрузке на основании данных о значениях рабочего тока возбуждения, снятых персоналом энергослужбы в течение, например, месяца.
Разработка упрощенных принципов замещения узла нагрузки расчетной моделью
Узлом нагрузки принято считать точки систем электроснабжения, в которых происходят отбор и распределение мощности для питания групп потребителей электрической энергии с различными конструктивными характеристиками и режимами работы.
При расчетах устойчивости нагрузки могут представляться в схемах замещения различными расчетными моделями. При определении полноты учета нагрузки исходят из необходимости обеспечения требуемой точности конечных результатов, стремления сократить объемы исходной информации и вычислений.
Задание нагрузок в виде постоянных сопротивлений, мощностей или представление их различным сочетанием характеристик по типам приводов (синхронные двигатели, асинхронные и т. д.) приводит в решении отдельных задач к недопустимым погрешностям. Так, при исследованиях статической устойчивости, связанных с определением предела передаваемой мощности по линиям, питающим крупные узлы нагрузки, разное представление нагрузки дает погрешность в определении предела до 50% [45]. Необходимость максимально точно учитьшать характеристики нагрузки возникает при расчетах устойчивости особенно в тех случаях, когда мощность узлов нагрузки составляет 10% и более от мощности передающей системы [48].
Критерии, в соответствии с которыми осуществляется упрощенный выбор вида моделей, должны обеспечивать достаточный запас, т. е. разрешать применение более простой модели вместо более точной только тогда, когда это заведомо допустимо. Если нагрузка не имеет ярко выраженной специфики, то вначале осуществляется выбор между комплексной расчетной моделью, учитывающей переходные процессы в двигателях, и статической моделью (2„ - const), а затем определяется, нужно ли учитывать нелинейность статической модели.
В математическом описании статической расчетной модели нагрузки используют статические характеристики нагрузки, в комплексной - динамические характеристики. Они представляют собой зависимости потребляемой узлом нагрузки активной и реактивной мощностей, вращающего момента или тока от напряжения и частоты.
Статические характеристики нагрузки определяют вариации Рн, QH при медленных изменениях напряжения и угловой скорости. Задание нагрузок в виде постоянных сопротивлений ZH = const следует рассматривать как частный случай статических характеристик. Динамические характеристики нагрузки - это зависимости от тех же аргументов и, дополнительно, от скоростей их изменения: Эти характеристики позволяют отразить быстрые изменения режима нагрузки. Выбор характеристики нагрузки предопределяется необходимой точностью решения задачи устойчивости. С точки зрения выполняемых упрощений математические модели системы можно подразделить на консервативные позиционные и диссипативные. Описание системы консервативной позиционной моделью соответствует допущениям, в соответствии с которыми в системе отсутствуют потери энергии, зависящие от частоты вращения машин (значит, любые возмущения режима приводят к незатухающим колебаниям), а все действующие моменты не зависят от изменения частоты вращения машин, за исключением тех, которые связаны с инерционностью роторов. Поэтому при позиционной идеализации в уравнениях движения моменты в относительных единицах можно заменить мощностями. Мощности турбин, э. д. с. машин, частота и сопротивления пассивных элементов электрической сети принимаются постоянными, а электромагнитная мощность зависит только от положения роторов синхронных машин. В диссипативной модели системы учитывается, что моменты машин зависят от положения роторов и скорости их изменения, а также от показателей, определяемых различными системами регулирования, электромагнитными И рис. 3.2. Типовая комплексная модель мектромеханическими переходными нагрузки, процессами в элементах. Упрощенный подход к расчету электромеханических переходных процессов на основе позиционной модели приемлем для анализа устойчивости СЭС предприятий. При цешрализованном электроснабжении в СЭС всегда есть шины бесконечной мощности (условие неизменности напряжения и частоты). Кроме того, задача устойчивости решается на малом интервале времени (до 0,2-0,5 с) от начала действия возмущения. При этом определяющими в отношении устойчивости являются синхронизирующие моменты, а инерционные моменты, зависящие от частоты вращения, проявляются незначительно.
В практике исследования электромеханических переходных процессов используют комплексные расчетные модели нагрузки, которые описывают простейшую одноузловую схему (рис. 3.2). Эти модели позволяют воспроизвести основные особенности переходных процессов в электродвигателях и учесть влияние других электроприемников. Для повышения точности расчетов за счет более детального учета всех основных особенностей потребителей и распределительной сети применяют многоэлементные комплексные модели. Комплексные расчетные модели нагрузки включают в себя эквивалентные асинхронный и синхронный двигатели и статическую нагрузку.
Под статической нагрузкой понимают нагрузку, создаваемую электроприемниками, в которых отсутствует вращающееся магнитное поле: электрическое освещение, электропечи, электротехнологические установки, а также конденсаторные батареи, емкость воздушных и кабельных линий электропередач.
Если суммарная мощность синхронных двигателей в узле нагрузки невелика (менее 10-20% от суммарной мощности нагрузки), то в общих расчетах устойчивости электрической системы их влиянием можно пренебречь [30].
Многочисленные расчеты устойчивости нагрузки, произведенные на кафедре теоретической электротехники и электроснабжения Норильского индустриального института, показали, что, если при этом статическая нагрузка не превышает 5-10% от суммарной мощности узла нагрузки, то схему замещения узла можно представить в виде обобщенного асинхронного двигателя. При большей мощности синхронных двигателей они должны быть учтены в комплексной расчетной модели.
Если статическая и асинхронная нагрузки узла не превышают 10-20% от суммарной мощности, то узел нагрузки может быть адекватно заменен обобщенным синхронным двигателем (в Норильском промышленном районе примером такого узла нагрузки может служить кислородная станция Нздеждинского металлургического завода, более 90% нагрузки которой составляют высоковольтные синхронные машины суммарной мощностью около 200 Мвт).
Определение экономически целесообразных источников реактивной мощности для 1с ГПП-40 ТОФ.
Схема электроснабжения ТОФ является радиальной, что позволяет применить единые: методику сбора схемной и режимной информации, методику экспериментальных исследований, а также единые алгоритмы расчета баланса по активной и реактивной мощностям для любого узла нагрузки ТОФ.
Информация о параметрах потребителей (тип и мощность электрооборудования) и распределительной сети (длина, сечение кабельных линий) приняты по данным проектных схем с учетом корректировки службы эксплуатации. Сведения о номинальных параметрах потребителей (двигателей, трансформаторов и др.) приняты по паспортным данным.
Для изучения баланса потребления активной и реактивной мощностей исследованы суточные графики P(t) и Q(t) за март 1998 г (рис. П.2.9 - П.2.19 приложения 2), полученные путем регистрации фактических суточных нагрузок вводов низшего напряжения ГПП-40 и вводов на РП-ЗТ и РП-4Т (рис. П.1.1 приложения 1) самопишущими приборами (ваттметрами и варметрами типов Н3095 и Н395). Результаты обработки суточных графиков приведены в табл. П.4.1 приложения 4.
В целях изучения среднегодовой загрузки трансформаторов ГПП обработаны данные Энергосбыта ПВВС за 1997 г. и 1998 г. по потреблению активной и реактивной мощностей по узлам нагрузки ГПП-40 (рис. П.2.1 - П.2.8 приложения 2). Результаты обработки годовых графиков также приведены в табл. П.4.1 приложения 4.
Анализ годовых и суточных графиков показал, что коэффициенты загрузки трансформаторов ГПП-40 по активной мощности составляют 20-25 % при загрузке трансформаторов реактивной мощностью по отдельным секциям ГПП на 80-90 % от соответствующей активной мощности.
Кроме того, анализ суточных и годовых графиков загрузки трансформаторов Т1-Т4 П И1-40 указывает на весьма значительную неравномерность загрузки как отдельных полуобмоток, так и в целом, трансформаторов ГПП. Узлы нагрузок ТОФ потребляют значительную реактивную мощность.
В качестве исходной информации для анализа загрузки синхронных двигателей шаровых мельниц активной и реактивной мощностями, времени работы двигателей, а также величины тока возбуждения использованы показания счетчиков активной и реактивной мощностей, приборов измерения токов ротора. Показания сняты персоналом энергослужбы ТОФ за апрель 1998 г.
Результаты обработки данных эксплуатации по режиму работы СД шаровых мельниц сведены в табл. П.2.1 приложения 2. В ней приводятся среднесуточные величины активной и реактивной мощностей СД за фактически отработанное время, так как тепловой режим работы СД определяется его нагрузкой во время эксплуатации.
Коэффициенты загрузки активной мощностью {/?) отдельных двигателей изменяются (табл. П.4.2 приложения 4) в пределах 0,56 - 0,8, наименьший коэффициент загрузки имеют СД шаровых мельниц, подключенные ко второй секции Т2 ГПП, наибольший - двигатели шаровых мельниц ШМ-3 и ШМ-4, подключенные к четвертой секции Т2 ГПП. Средняя загрузка СД активной мощностью в целом по ГПП составляет 0,726 от номинальной.
Величина среднесуточной загрузки отдельных СД ШМ реактивной мощностью за фактически отработанное время (асргут) изменяется в пределах Как видно из табл. П.4.2 приложения 4, время работы СД ШМ за сутки составляет в среднем 14,83 часа, исключением является СД ШМ-4, для которого фактическое время работы за сутки составляет 6 часов. При определении среднесуточного времени работы шаровых мельниц не учитывались суточные простои и сутки, в течение которых ШМ работали менее 1 часа.
Ток возбуждения по отдельным СД ШМ при их эксплуатации практически остается постоянным, реактивная же мощность изменяется в зависимости от активной загрузки СД. Количественно рабочий ток возбуждения при жсплуатации находится в пределах 0,68 - 0,8 от номинального.
После пуска синхронных двигателей мельниц с характерной эксплуатационной загрузкой после профилактического ремонта персоналом энергослужбы ТОФ устанавливается такой ток возбуждения, при котором ток статора имеет минимальное значение. Коэффициент мощности при этом близок к единице. В дальнейшем при эксплуатации мельницы ток возбуждения и загрузку машины поддерживают в основном постоянными.
Режимная информация по синхронным двигателям шаровых мельниц, приведенная в табл. П.4.2 приложения 4, не позволяет объективно оценить эксплуатационный режим работы СД как источников или потребителей реактивной мощности. Для решения этого вопроса необходима дополнительная информация. Эта информация получена посредством анализа U-образных характеристик синхронных двигателей, снятых для двигателей рудной и песковой шаровых мельниц в нормальном эксплуатационном режиме (рис. 4.1).
По величинам среднесуточного тока возбуждения (табл. П.2.1 приложения 2) и U-образным характеристикам определены режимы работы двигателей по реактивной мощности, свидетельствующие о том, что при эксплуатационных токах возбуждения, изменяющихся в диапазоне 0,647 - 0,8
