 |
|
Розподіл конденсаторів в мережі двох напруг
За умови забезпечення певного рівня компенсації реактивної потужності в точці приєднання мережі промислового підприємства до енергосистеми виникають різні можливості конкретного вирішення задачі. Рівень компенсації визначається системою для кожного підприємства, закладається в умови електропостачання і задається відносним значенням реактивної потужності в режимі максимуму системи tg jс або безпосередньо значенням реактивної потужності підприємства в режимі максимуму системи Qc.
В мережі підприємства компенсувальні пристрої можуть бути використані на середній і на низькій напрузі. Очевидно, що реактивні навантаження споживачів СН (потужність двигунів СН, субабонентів, тощо) можливо компенсувати конденсаторними установками і синхронними двигунами цієї ж напруги. За наявності споживачів з особливими режимами реактивної потужності, які вимагають глибокого і швидкого регулювання (дугові електропечі, реверсивні прокатні стани, тощо) слід розглянути доцільність використання статичних тиристорних компенсаторів або подібних їм.
Для компенсації реактивного навантаження споживачів НН можна застосовувати конденсаторні установки як низької так і середньої напруги. Відомо, що конденсатори СН потужності вдвоє дешевші від конденсаторів НН і мають менші втрати активної потужності. У випадку їх використання встановлена потужність трансформаторів СН/НН та іншого обладнання визначається за повною потужністю розрахункового навантаження НН.
Для випадку компенсації навантажень НН тільки конденсаторними установками НН вартість і втрати потужності конденсаторів будуть майже вдвоє більшими, ніж для конденсаторів СН, а встановлена потужність трансформаторів ТП і обладнання НН, а також їх вартість і втрати електроенергії зменшуються. Між цими двома крайніми варіантами теоретично існує безліч проміжних варіантів, для яких повинна виконуватись умова
(3.38)
де Qк – необхідна загальна потужність конденсаторів для компенсації реактивної потужності споживачів НН;
Qкс – потужність конденсаторів СН для компенсації частини реактивної потужності споживачів НН;
Qкн – потужність конденсаторів НН для компенсації решти реактивної потужності споживачів НН.
Необхідна загальна потужність конденсаторів може бути визначена за формулою
(3.39)
де Рр.н – розрахункова потужність споживачів НН;
tg jм – розрахунковий коефіцієнт реактивної потужності споживачів НН в режимі максимуму ;
tg jс – коефіцієнт реактивної потужності, який задає підприємству система в режимі свого максимуму;
Kом – коефіцієнт одночасності максимумів системи і споживача.
Визначити оптимальне співвідношення потужностей Qкс і Qкн з врахуванням економічних показників мережі можна на основі дослідження та мінімізації функції розрахункових річних витрат
(3.40)
де Со – вартість втрат електричної енергії;
SТП– загальна потужність ТП.
В загальному вигляді це зробити неможливо внаслідок того, що реальні стандартні потужності установок компенсації НН та СН, номінальні потужності трансформаторів, обладнання тощо, та їх питома вартість мають велику дискретність і до того ж нелінійну залежність від потужності. Тому ця задача на практиці вирішується шляхом порівняння конкретних можливих варіантів, причому одночасно вибираються цехові ТП. Розрахункова схема показана на рис. 3.24.
Рис. 3.24. Розрахункова схема для вибору потужності ТП та розподілу конденсаторів в мережі двох номінальних напруг
Як базовий перший варіант доцільно прийняти випадок встановлення всієї потужності Qк на стороні НН, тобто 
.
В цьому випадку, зважаючи на те, що величина tg jс = 0,2 - 0,3 і її вплив на повну потужність навантаження НН з врахуванням компенсації не перевищує 5 %, сумарну потужність цехових ТП можна визначити тільки за активною потужністю навантаження із формули
. (3.41)
де b – коефіцієнт завантаження трансформаторів, який можна прийняти рівним 0,9 - 1,0 - для споживачів 3-ої категорії за надійністю, 0,7 - 0,8 - для споживачів 2-ої категорії та 0,6 - 0,7 - для споживачів 1-ої категорії.
Наступним кроком є вибір трансформаторів, розміщення ТП та розподіл навантаження. Ця задача сама по собі є досить складною і трудомісткою, тому на цьому етапі доцільно вибрати одиничну потужність трансформаторів, керуючись відповідністю її значення розрахунковим потужностям окремих цехів та їх угрупувань, а також існуючими обмеженнями. Кількість трансформаторів після цього визначають із формули
(3.42)
та округляють до ближчого цілого числа, бажано парного, якщо передбачається використання двотрансформаторних ТП. В окремих випадках можуть бути використані трансформатори з різною номінальною потужністю, але сумарна потужність всіх ТП повинна наближатись до величини SТП. Після цього необхідно вибрати конденсаторні установки загальною потужністю, близькою до величини Qкн1=Qк в кількості установок, яка дорівнює кількості трансформаторів NТ1. Одинична потужність установки Qукн1 повинна бути наближеною до величини
. (3.43)
Бажано скорегувати одиничні потужності конденсаторних установок на кожній підстанції у відповідності з конкретними даними реактивних навантажень за умови забезпечення заданого рівня компенсації, який визначається значенням tg jс.
Після того, як остаточно вибрані трансформатори, конденсаторні установки і, таким чином, сформований базовий перший варіант, можна визначити дисконтовані витрати цього варіанту
(3.44)
де 
– вартість ТП та конденсаторних установок НН першого варіанту;
Ед – норма дисконту;
Ве.кн= ае.кнKкн, Ве.ТП= ае.ТПKТП, ае.кн, ае.ТП, – відрахування та норма відрахувань на експлуатацію (технічне обслуговування та поточний ремонт) відповідно трансформаторних підстанцій та конденсаторних установок НН;
Ввтр.Т1, Ввтр.кн1 – вартість втрат електричної енергії в трансформаторах та конденсаторах НН за рік, які визначаються за формулами (якщо всі трансформаторні і конденсаторні установки однакові):
, (3.45)
, (3.46)
де 
– втрати неробочого ходу трансформатора, кВт;
– втрати короткого замикання трансформатора, кВт;
– розрахунковий коефіцієнт завантаження в максимальному режимі;
– час увімкнення трансформаторів, год;
– час найбільших втрат трансформаторів, год;
– середній час увімкнення конденсаторів, год;
– відповідні значенням часу питомі вартості втрат електроенергії, грн/кВт·год;
– питомі втрати потужності в конденсаторах НН, кВт/Мвар,
Під час формування варіанта для порівняння слід керуватись одним із головних положень техніко-економічних розрахунків: варіанти, що порівнюються, повинні мати однаковий енергетичний ефект. В даному випадку це означає, що повинні бути однаковими сумарна потужність компенсувальних пристроїв СН та НН, а також коефіцієнти завантаження трансформаторів, уточнене значення якого з врахуванням компенсації становить 
.
Формування конкуруючого варіанту слід починати зі збільшення встановленої потужності трансформаторів. Це можна зробити, якщо просто збільшити кількість однотипних підстанцій, або збільшити номінальну потужність трансформаторів на одній з підстанцій. Сумарна потужність трансформаторів цехових ТП другого варіанту стає 
. При цьому за першою умовою однаковості енергетичного ефекту 
,
де 
– потужність конденсаторних установок НН другого варіанту;
– потужність конденсаторних установок СН другого варіанту.
З другої умови однаковості енергетичного ефекту варіантів можна записати
(3.47)
де 
– потужність конденсаторів НН другого варіанту.
Розв’язуючи рівняння відносно , отримуємо
. (3.48)
Цю потужність слід розподілити на нову кількість трансформаторів.
, (3.49)
вибрати нові конденсаторні установки для кожної підстанції другого варіанту та скоректувати величину . Потужність конденсаторних установок на середній напрузі визначається із формули
. (3.50)
Таким чином, другий варіант характеризується більшою загальною потужністю трансформаторів 
, меншою потужністю конденсаторів НН та наявністю конденсаторів СН. Розрахункові зведені витрати цього варіанту визначаються як сума розрахункових витрат на трансформатори, конденсатори НН та СН за формулою:
(3.51)
де 
– капітальні вкладення в конденсаторні батареї СН.
Вартість втрат електричної енергії в них визначається за формулою:
, (3.52)
де 
– питомі втрати потужності в конденсаторах СН;
Сок – питома вартість втрат електроенергії в них.
Оптимальний варіант відповідає мінімуму зведених витрат. Якщо це перший варіант, то він і приймається до виконання і розрахунки на цьому закінчуються. В іншому випадку формується ще один, третій варіант з новим приростом трансформаторної потужності і розрахунки повторюють, поки попередній варіант не стане економічним від наступного. Досвід таких розрахунків показує, що в абсолютній більшості випадків найекономічнішим є перший варіант з компенсацією реактивної потужності навантажень НН повністю на стороні НН та мінімальною потужністю трансформаторів.
3.9.4. Використання синхронних двигунів для компенсації реактивної потужності
Синхронний двигун (СД), як і будь-яка інша синхронна машина, може генерувати чи споживати реактивну потужність в залежності від значення струму збудження. Йому притаманні всі технічні переваги, що властиві синхронному компенсатору, а доцільність його використання для компенсації реактивної потужності необхідно визначати в економічному порівнянні з іншими засобами, в першу чергу з батареями статичних конденсаторів.
В промисловості СД застосовують для приводу відносно потужних механізмів з тривалим режимом роботи – насосів, вентиляторів, компресорів, транспортерів тощо. Виробники випускають СД з випереджуючим номінальним коефіцієнтом потужності, рівним 0,9, тому їх можна використовувати як джерела реактивної потужності (ДРП). Технічна можливість використання СД як ДРП обмежується найбільшим значенням реактивної потужності, яку він може генерувати без порушення умов нагріву активних частин двигуна – обмоток та заліза статора та ротора.
Умови роботи СД характеризуються наступними параметрами:
- коефіцієнтом завантаження за активною потужністю
= Р/Рн; (3.53)
- коефіцієнтом завантаження за реактивною потужністю
Q/Qн; (3.54)
- відносним значенням напруги на двигуні
U*=U/Uн, (3.55)
де P, Q, U – фактичні значення активної та реактивної потужностей і напруги на двигуні; Рн, Qн, Uн – номінальні значення цих величин.
За умов відхилення параметрів режиму СД від номінальних значення реактивної потужності, яку він може генерувати визначають за формулою
Qм 
Qн, (3.56)
де 
– найбільше допустиме значення коефіцієнта завантаження 
, яке залежить від завантаження СД активною потужністю та відносної напруги на двигуні U*
. (3.57)
На рис.3.25 показано приклад цих залежностей для двигуна типу СДН-18-71-12 потужністю 6300 кВт номінальною напругою 6,3 кВ.
Рис. 3.25. Залежності максимально можливої реактивної потужності від коефіцієнта завантаження для двигуна СДН-18-71-12 за різними значеннями напруги
Під час техніко-економічних порівняння СД з іншими ДРП необхідно враховувати втрати активної потужності, які обумовлені генеруванням ним реактивної потужності. Відповідними дослідженнями [3.5] було доведено, що ці додаткові втрати в двигуні можна визначити в залежності від значення генерованої ним реактивної потужності Q за формулою
(3.58)
де D1 та D2 – постійні величини для даного двигуна, які визначаються з таблиць і характеризують втрати активної потужності в двигуні під час генерування реактивної.
Вартість втрат енергії в СД на генерування реактивної потужності за рік можна наближено визначити за часом увімкнення Ту та середньою вартістю кіловат-години Cо(чи тарифом)
Ту Cо. (3.59)
Для порівняння з іншими ДРП необхідно визначити дисконтовані витрати з врахуванням витрат на регулятор, якщо він встановлюється тільки для регулювання реактивної потужності. Ці витрати визначають за формулою
. (3.60)
Дисконтовані витрати на генерування двигуном реактивної потужності порівнюють з витратами конкуруючого варіанту компенсації. Можливі наступні розрахункові випадки:
1. Споживачі реактивної потужності приєднані до того ж РП середньої напруги, що і синхронні двигуни;
2. Споживачі приєднані до іншого РП;
3. На підприємстві існують тільки споживачі НН.
Для першого випадку визначають розрахункові витрати на конденсаторну батарею СН потужністю Qкс, як конкуруючий варіант компенсації такої ж потужності, яку генерують синхронні двигуни.
В другому розрахунковому випадку слід врахувати додатково до витрат на генерування реактивної потужності в СД витрати, пов’язані з пересиланням реактивної потужності від одної РП до іншої: на втрати електроенергії в кабельних лініях, які завантажуються реактивною потужністю, а також на можливе збільшення перерізу кабелів, яке може бути необхідним внаслідок збільшення повного струму.
За наявності на підприємстві тільки споживачів НН дисконтовані витрати на конденсаторні батареї загальною потужністю Qкн = QСД, які визначаються за формулою, ідентичною (3.60), слід порівняти з витратами на генерування реактивної потужності в СД та витратами на додаткову потужність трансформаторів, на збільшення перерізу кабелів, а також на додаткові втрати електроенергії в елементах мережі, через які передаватиметься реактивна потужність від СД.
Вибирають із розглянутих той варіант, розрахункові витрати якого найменші. Однак, за невеликої різниці витрат (до 15-20 %) на користь варіанту з конденсаторами слід все ж вибирати варіант з використанням СД як такий, що має суттєві технічні переваги (швидкість та плавність регулювання, можливість форсування потужності, тощо).