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
3.4. 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.
- Общие положения
- Определение экономических эквивалентов схем электроснабжения и электропередач в целом
- Обоснование условий выбора мощности батарей конденсаторов
- Анализ потребления активной и реактивной мощностей секциями 6 кВ ГПП-40 ТОФ и синхронными двигателями шаровых мельниц
Общие положения
Основы управления режимами электропотребления и проблема компенсации реактивной мощности возникли и развиваются в связи с разработкой экономических мероприятий промышленных производств и других потребителей электроэнергии. Вопросам рационализации производства и потребления электроэнергии придается большое значение, т. к. стоимость топлива постоянно растет и его запасы не бесконечны.
В качестве критериев оптимизации потребления электроэнергии принято использовать различные схемные, режимные или технико-экономические показатели. Основным критерием оптимальности потребления (генерации) реактивной мощности является минимум суммарных затрат на компенсирующие установки (КУ) и на потери в сетях энергосистемы и потребителей [1].
Форма реализации рационализации потребления реактивных нагрузок постоянно меняется. Имеющаяся научно-техническая, нормативная литература, а также научные публикации позволяют получить достаточно полное представление о современном состоянии и перспективах в области системных расчетов режимов потребления (генерации) реактивной мощности.
С 1975 г. по 1982 г. условия потребления реактивной мощности задавались в виде экономического коэффициента реактивной мощности в часы максимума нагрузки tg(p3. Основные методические положения определения экономически обоснованных значений реактивной мощности, передаваемой из сети энергосистемы на шины понижающих подстанций (ПС), обеспечивали условия для принятия в проектах развития энергосистем (ЭС) и электрических сетей решений, гарантирующих сохранение в них баланса реактивной мощности при нормативных условиях напряжения в расчетных режимах независимо от фактической реализации предложений по оптимальной степени компенсации реактивных нагрузок у потребителей. Определение экономически обоснованных коэффициентов реактивной мощности на шинах ПС при перспективном проектировании велось с использованием обобщенных показателей, дифференцированных для европейской части, Сибири и восточной части страны из-за разных значений замыкающих затрат на электроэнергию и удельных показателей стоимости КУ [2]. Порядок выполнения расчетов сводился к следующему:
1. Для рассматриваемой сети выполнялись расчеты потокораспределения мощностей в нормальном и послеаварийных режимах в часы максимума нагрузки. При этом исходное значение tg ф на шинах 6 - 10 кВ ПС 110 кВ принималось на основании анализа отчетных или проектных данных, но не выше tg ф = 0,40. В расчетах учитывались также существующие, сооружаемые и реально запланированные КУ. По результатам упомянутых расчетов выявлялась минимально необходимая мощность КУ, устанавливаемых на ПС 110 кВ и выше, обеспечивающих нормативные уровни напряжения в сети во всех расчетных режимах. Полученная мощность соответствовала требованиям технических ограничений.
2. Оптимальное значение tg9 на шинах 6-10кВ рассматриваемой ПС ПОкВ определялось по расчетным кривым в зависимости от удаленности рассматриваемой ПС 110 кВ от центра питания (ЦП) 220 - 330 кВ, удаленности ЦП от электростанции или ПС 500 - 750 кВ, а также загрузки головного участка ВЛ 110 кВ, к которой присоединена ПС.
Например, согласно обобщенным расчетным кривым, приведенным в справочной литературе, в частности в [2], для определения оптимального tg ф для предприятий европейской части страны, время наибольших потерь которых составляет т=3000 ч, при удаленности ЦП 220 - 330 кВ от источника питания 500 -750 кВ на расстояние L=100 км, значение оптимального tg ф меняется приблизительно от 0,33 до 0,18 при удаленности ПС 110 кВ от ЦП от 0 до 100 км (при загрузке ВЛ на 80% от расчетной). Для районов Сибири по соответствующим кривым при тех же исходных данных значения оптимальных tg ф равны 0,47 - 0,36.
При определении оптимального tg ф для ПС 110 кВ в замкнутой сети рекомендовалось учитывать потокораспределения мощностей в нормальном режиме. При этом, если в ЦП установлены синхронные компенсаторы или батареи конденсаторов (БК), они условно приравнивались к ВЛ 220 - 330 кВ нулевой протяженности. Для ЦП, получающего питание по нескольким ВЛ 220 - 330 кВ, эквивалентную удаленность от источника питания рекомендовалось определять как среднеарифметическое значение длин питающих ВЛ 220 - 330 кВ, по каждой из которых к рассматриваемому ЦП притекает не менее 30% суммарной реактивной нагрузки ЦП.
Для ПС ПО кВ, находящейся в точке потокораздела реактивных мощностей, предварительно определялись tg ф и tg" 9 отдельно для потоков мощности по каждой питающей ВЛ 110 кВ, а затем для суммарной нагрузки ПС находилось его средневзвешенное значение.
При распределении суммарной мощности намеченных к установке КУ между сетями разных напряжений следовало исходить из того, что на ПС распределительной сети 35 кВ и выше, как правило, должны устанавливаться БК, а на ПС основной сети при необходимости использования КУ для повышения устойчивости электропередачи или осуществления глубокого регулирования напряжения - синхронные компенсаторы.
Для сетей с короткими линиями 35-150 кВ, в которых могли быть допущены значительные потоки реактивной мощности без больших перепадов напряжения, рекомендовался отказ от установки КУ в сетях 35 -150 кВ и сосредоточение их на опорных ПС 220 кВ и выше.
С 1982 г. задавались условия экономического потребления реактивной мощности в часы максимальных и минимальных нагрузок Q3l и Q32. Значение Q3i для предприятий с потребляемой полной мощностью Snp 750 кВ-А, получающих питание от сетей с несколькими ступенями трансформации (не по тупиковым линиям от электростанций) определялось как меньшее из значений, вычисленных по формулам:
Определение экономических эквивалентов схем электроснабжения и электропередач в целом
Значения Q3 в і-м квартале для потребителя, рассчитывающегося по двух-ставочному тарифу, определяют по формуле: » -/UJ. (1-9) гДе P J- фактическая максимальная активная нагрузка потребителя (30-минутный максимум) в часы максимальных нагрузок энергосистемы в і-м квартале» 1ё Р - экономический коэффициент реактивной мощности для і-го квартала.
В качестве P j для основного абонента, имеющего субабонентов, которые не рассчитываются за потребление реактивной мощности и энергии, принимают либо суммарную нагрузку абонента и субабонентов, либо собственную нагрузку абонента в зависимости от принятого порядка определения оплачиваемого реактивного потребления. Аналогичный подход применяют к определению величины wn в формуле (1.10).
Значение WQM для потребителя, которому не установлены часы больших и малых нагрузок электрической сети, находят по формуле w kjwJ , (1.10) где Wn _ среднемесячное потребление активной энергии за і-й квартал; ки - коэффициент, определяемый по формуле: =(1,25+ ,) . (1.11) Если ku \, его принимают равным единице. Значения ,, для потребителя, имеющего учет максимальной активной нагрузки, определяют по формуле: naxi pact Если к„ 1, его принимают равным единице.
Для остальных потребителей значение „ принимают на основе контрольных замеров. Допускается значение к„, замеренное в IV квартале, распространять на 1 квартал, а замеренное во П квартале - на Ш квартал. При отсутствии данных значения „ принимают одинаковыми для всех кварталов и равными: 0,25 - для односменных потребителей; 0,5 - для двухсменных потребителей и перепродавцов электроэнергии; 0,75 - для трехсменных потребителей и тяговых подстанций электрифицированного железнодорожного транспорта; 0,9 - для непрерывных производств. Значения tg p определяют по формуле: где tg p, - значение, рассчитанное по формуле (1.5) или (1.8); к, - отношение 30-минутного максимума активной нагрузки (фактической) потребителя в і-м квартале к ее значению в квартале максимальной нагрузки потребителя (для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному тарифу, - отношение соответствующих значений потребления энергии); tg p, - натуральный коэффициент реактивной мощности потребителя (при отключенных конденсаторных установках) для квартала максимальной нагрузки потребителя.
Если tgpM 0, его принимают равным 0,1.
В связи с происходящим в последние годы снижением электропотребления в электрических сетях существенно повысились уровни напряжения, достигнув в ряде узлов опасно высоких значений. Для нормализации положения энерго 34 снабжающая организация имеет право устанавливать в договоре на пользование электроэнергией периоды специальных режимов работы КУ, заключающихся, как правило, в отключении на период продолжительностью не менее месяца части или всех КУ. За потребление реактивной энергии в эти периоды сверх экономических значений, установленных в договоре, потребителю предоставляется скидка с тарифа. Надбавка к тарифу в эти периоды не применяется. Значения )э и WQ, для указанных периодов принимают равными максимальным из значений, определенных по формулам (1.12), (1.13) для I и IV кварталов.
Значения tg pn определяют по данным контрольного замера фактического потребления реактивной мощности от энергосистемы Оф в часы максимума нагрузки потребителя по формуле: .=(&+0.)/ -, (Ы4) где Р .- 30-минутный максимум активной нагрузки в эти часы; Qx- мощность конденсаторных установок, работающих во время замера
При отсутствии данных или при выдаче технических условий на проектирование значения tg pH принимают на основе справочной литературы или других источников. При отсутствии справочных данных tg pH определяют по формуле: Л =0,80- )-0,3 , (1.15) где d - доля установленной мощности СД в составе нагрузки потребителя (резервные СД в расчет не включаются). Если tgp„ 0, его принимают равным нулю.
Если потребителю установлены часы больших и малых нагрузок электрической сети, значение WQM для часов больших нагрузок определяют, умножая значение wQa, рассчитанное по формуле (1.10), на коэффициент кт, определяемый по выражению e=l-rf-.« -. О-15) где к a = \-djgq M,- согласованная доля потребления активной энергии в часы ма 35 лых нагрузок электрической сети для / -го квартала Значения технических пределов потребления реактивной мощности и энергии и генерации ее в сеть энергосистемы определяют по формулам: б-= г?„Л«,. (1-16) wQ tg pnwPi, (1.17) Q = .?-„ (1.18) WQ„= tgViWPi, (1.19)
Если потребителю установлены часы больших и малых нагрузок, то значение WQM , рассчитанное по формуле (1.10), умножают на коэффициент l-d .
За последние годы в связи с формированием рыночной экономики и, как следствие, необходимостью правового регулирования взаимодействия субъектов рынка разработан ряд новых правовых документов. Правовую основу взаимоотношений энергоснабжаюших организаций и потребителей в области потребления и генерации реактивной энергии составляют пять документов [8]: 1. Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию. 2. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии [9] (утверждены Глав-госэнергонадзором России и введены в действие с 1 января 1994 г. с изменениями № 1 и 2, утвержденными соответственно 25 октября 1995 г. и 25 ноября 1997 г.) 3. Правила аттестации программ системного расчета компенсации реактивной мощности (утверждены Главгосэнергонадзором 10 апреля 1990 г.). 4. Правила энергоснабжения в Российской Федерации. 5. Правила учета электрической энергии.
Обоснование условий выбора мощности батарей конденсаторов
Как указывалось ранее, основными потребителями реактивной мощности являются промышленные предприятия. Реактивные нагрузки промышленных потребителей непрерывно претерпевают изменения в зависимости от состава электроприемников, степени их загрузки, продолжительности включения, условий эксплуатации и других факторов.
Для энергосистемы особенно важны изменения реактивной мощности, которые происходят в часы максимальных и минимальных суточных нагрузок энергосистемы. Именно в эти часы энергосистема существенно меняет режим работы своего энергетического оборудования, исходя из потребностей в покрытии активных и реактивных нагрузок потребителей и именно в эти часы энергосистема вынуждена регулировать потоки реактивной мощности путем задания потребителям значений коэффициентов реактивной мощности, которые они должны поддерживать с помощью различных средств компенсации реактивной мощности. Поэтому одним го главных пунктов при выборе мощности батарей конденсаторов является обеспечение заданного энергосистемой коэффициента реактивной мощности в часы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы.
При определении оптимальной величины батарей конденсаторов необходимо также учитывать технико-экономические возможности прочих источников реактивной мощности узла нагрузки.
Важнейшим требованием к режиму, связанным с обеспечением надежности в живучести энергосистем, является поддержание статической и динамической устойчивости на уровне не ниже допускаемого нормативами по устойчивости [28]. Оценка устойчивости узлов нагрузки является неотъемлемой частью решения задачи обеспечения устойчивости СЭС, так как нарушение устойчивости крупных узлов нагрузок с мощностью, соизмеримой с мощностью энергосистем, приводит к авариям в энергосистеме. Нарушение же устойчивости узлов нагрузок мощностью, значительно меньшей мощности энергоснабжающей системы, приводит к опрокидыванию асинхронных двигателей, выходу из синхронизма синхронной нагрузки и, в конечном счете, к нарушению сложного технологического процесса или разрушению оборудования, браку или недоотпуску продукции потребителей.
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. спользование местных ИРМ приводит к изменению эквивалентных параметров внешней сети. При включении синхронных компенсаторов или двигателей в узел обобщенной асинхронной нагрузки (рис. 3.1) эквивалентные параметры внешней сети: эквивалентное напряжение и сопротивление, определяются по формулам: (3.1) (3.2) Хх = /{УХш + lIXd) = Xj} + Zm/Zi)
Очевидно, что при Ея ис условия устойчивости узла нагрузки благодаря повышению значений критических параметров s Kp U CKp улучшаются, так как Uc. Uc ХЖ Х вн SKp Sxp /" + Хви і Хв h /-Э ЗЧ U c-U Jl + zJz.. (3.4) При включении конденсаторной батареи эквивалентные параметры внешней сети определяются выражениями ис.ж = utl\jzJfcl{jXm))-\iux uJ{\- xJx,6)\ (3.5) Х-ж = V[V0 -) - V( JX.jt)] = ../(1 - Х»ІХшл), (3.6) т. е. происходит увеличение напряжения у электроприемников узла нагрузки (Ucx ис) и сопротивления связи узла с шинами бесконечной мощности {Хп Х„\ что приводит к снижению критического скольжения и повышению критического напряжения: ;=wo+ ./( ,(!- -/ . )) (3.7) ULP = u + xJ -xJx.o))- (3-8 Поэтому определение оптимальной величины емкости батарей конденсаторов, способствующей повышению коэффициента мощности питающей сети до значений, близких к указанным энергоснабжающей организацией, должно производиться при условии обеспечения устойчивости узла нагрузки.
Устойчивость узла промышленной нагрузки рассчитывают в такой последовательности: 1) замещают узел нагрузки расчетной моделью и определяют ее параметры; 2) выделяют существенные параметры и критерии устойчивости для данной схемы электроснабжения; 3) оценивают предельный режим по критическим значениям существенных переменных и запасу устойчивости. 3.2. 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 (Z„ - const), а затем определяется, нужно ли учитывать нелинейность статической модели.
Анализ потребления активной и реактивной мощностей секциями 6 кВ ГПП-40 ТОФ и синхронными двигателями шаровых мельниц
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 ГПП-40 указывает на весьма значительную неравномерность загрузки как отдельных полуобмоток, так и в целом, трансформаторов ГПП. Узлы нагрузок ТОФ потребляют значительную реактивную мощность. В таблице 4.1 приведены сведения о среднесуточных и среднегодовых величинах коэффициентов мощности по секциям ГПП. Таблица 4.1. Значения коэффициента мощности по секциям 11111 Коэффициент мощности ГПП-40 Т-1 Т-2 Т-3 Т-4 ІС Шс Пс IVc 1с Шс 11с IVc Среднесуточный 0,74 0,834 0,605 0,771 0,883 0,602 0,911 0,731 Среднегодовой 0,808 0,903 0,797 0,852 0,915 0,746 0,708 0,895
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 (0) 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. 119 Величина среднесуточной загрузки отдельных СД ШМ реактивной мощностью за фактически отработанное время (асргут) изменяется в пределах 0,066 - 0,8, соответственно по секциям ГПП - в пределах 0,283 - 0,68 (табл. П.4.2 приложения 4). Исключение составляют СД ШМ-3 и ШМ-9. Для СД ШМ-3 «„. = 0, для СД ШМ-9 a9J9m = 1,304.
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).
