Конденсаторные установки промышленных предприятий - Реактивная мощность и средства ее компенсации

Часть первая
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Глава первая
ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

1.1. Реактивная мощность и средства ее компенсации

Первый основан на представлении питающей сети по отношению к каждому потребителю в виде эквивалентного источника с определенной стоимостью получаемой от него реактивной мощности. В этом случае могут быть полностью учтены схема сети потребителя и особенности режимов работы его ЭП. При таком подходе энергоснабжающая организация должна была бы представить потребителю параметры эквивалентного источника, а потребитель определил бы оптимальное значение Q9, которое целесообразно получать из сети системы.
Второй путь основан на эквивалентном представлении сетей потребителей и полном учете сети системы. В этом случае энергоснабжающая организация определяет непосредственно QQ для каждого потребителя, а последний разрабатывает мероприятия по снижению потребления реактивной мощности до заданного значения.
Первый путь практически не может быть реализован. Прежде всего стоимость передачи реактивной мощности в конкретный узел сети системы существенно зависит от реактивных нагрузок других потребителей. Не зная их оптимальных значений, энергоснабжающая организация может задать эти стоимости лишь приближенно. Получив от потребителей результаты расчетов Q9, она должна будет вновь определить стоимости передачи и сообщить их потребителям для повторного расчета Q9. Количество таких корректировок заранее не определено. Взаимная увязка оптимизационных расчетов отдельных потребителей сопряжена с большими трудностями.
В то же время затраты на КРМ каждого потребителя и потери в его сетях достаточно точно могут быть определены по обобщенным параметрам сети (количеству трансформаторов, их суммарной мощности, длине линий и т. п.) и ее суммарной реактивной нагрузке [1, 2]. В этом случае решение задачи может быть произведено энергосистемой практически без участия потребителя. Увязка значений QQ происходит автоматически. Поэтому существующие нормативные документы предусматривают именно этот путь.

1.3. Нормативные документы в области КРМ

При передаче активной и реактивной мощности по сетям энергосистемы в них происходят значительные потери реактивной мощности AQ. Большую реактивную мощность потребляют и трансформаторные подстанции самой энергосистемы. Поэтому даже при полной КРМ потребителей по сетям системы будет передаваться определенная реактивная мощность. В ряде случаев экономически оправданной оказывается установка конденсаторной установкой в сетях 35— 220 кВ самой энергосистемы. Оптимизационный расчет, позволяющий получить оптимальные значения Q9 для всех потребителей, увязанные не только между собой, но и с мощностью КУ, устанавливаемых в сетях энергосистемы, называют системным (комплексным) расчетом. Основные требования к этому расчету приведены в [3].
Инструкция [3] предусматривает, что расчеты по определению Q9, как правило, должны проводиться по специальным оптимизационным программам на ЭВМ. До внедрения в энергосистемах таких программ допускается использовать более простые методы ручного счета. Известно, что упрощение методов расчета достигается снижением их точности. Поэтому значения коэффициентов, используемых в расчете, установлены в [3] таким образом, чтобы не допустить большой ошибки в сторону завышения требований к КРМ в сети потребителя. Предполагается, что возможные ошибки в сторону занижения необходимой мощности КУ будут исправлены впоследствии при переходе на расчеты с помощью ЭВМ [4].
При разработке методики ручного счета, содержащейся в [3] и изложенной в данном параграфе, приняты такие значения коэффициентов, которые гарантируют с 95%-ной вероятностью непревышение задаваемыми требованиями по компенсации, определяемыми по приближенной методике, оптимальных требований, которые будут получены впоследствии при расчетах на ЭВМ.
Оплата повышенного потребления реактивной мощности из сети системы выражается в виде скидок и надбавок к тарифам, установленных в прейскуранте [5]. Способы контроля за фактическим потреблением реактивной мощности изложены в правилах пользования электроэнергией [6].
Ниже излагаются основные положения перечисленных документов.

Энергоснабжающая организация задает также режим работы конденсаторных установок в виде графика ее включения и отключения в соответствии со сменностью работы предприятия. При несоблюдении потребителем заданного режима работы конденсаторных установок устанавливается максимальная надбавка к тарифу (50%) за кВАртал, в котором отмечено нарушение. При этом скидка или надбавка по приведенной шкале не применяется.
Контроль за фактическим потреблением реактивной мощности в соответствии с изложенным выше должен осуществляться только у потребителей с присоединенной мощностью 750 кВ-А и выше. Для контроля за значением С?Ф1 используют приборы учета, фиксирующие 30-минутный максимум нагрузки потребителя в часы наибольших нагрузок энергосистемы (информационно-измерительные системы, реактивные счетчики с указателем максимума и т. п.). При отсутствии этих приборов контроль может осуществляться с помощью обычного электросчетчика реактивной энергии, включаемого контактными часами в периоды наибольшей нагрузки энергосистемы.

При отсутствии достаточного количества счетчиков и контактных часов временно допускается проведение контроля по ежедневным записям показаний одного электросчетчика в начале и конце периодов наибольшей и наименьшей активных нагрузок энергосистемы. Значение q$\ рассчитывают по наибольшему значению wq? за расчетный период. В формуле (1.18) принимают Д= 1, &i = l,2. Коэффициент k\ увеличен с 1,1 до 1,2 с целью стимулирования установки более точных систем учета. Значение q<p2 определяют по формуле (1.19), используя в качестве wq2 суммарный расход реактивной мощности в часы наименьшей нагрузки за д сут. При таком контроле (2ф2 период наименьшей нагрузки может быть расширен в соответствии с возможностями дежурного персонала конкретного промпредприятия по снятию показаний счетчиков в вечерние и утренние часы.

Таблица 1.1. Значения коэффициента а для различных районов объединенных энергосистем

Решение задачи следует начинать с анализа режимов работы сети предприятия, возможности снижения его реактивной нагрузки путем рационализации режимов работы оборудования (например, ограничения холостого хода) и увеличения реактивной мощности, получаемой от СД 6—10 кВ. Компенсацию остальной мощности необходимо осуществлять с помощью КУ.
Обеспечить выполнение задания энергосистемы можно было бы, сосредоточив всю необходимую мощность конденсаторной установки в одном месте, например на главной понизительной подстанции (ГПП). Однако такое решение в большинстве случаев является одним из худших, так как снижения потерь энергии во внутризаводских сетях при этом не происходит.
Рассматривая возможности максимального приближения конденсаторных установок к ЭП, потребляющим большую реактивную мощность, необходимо учитывать следующие факторы.
1. При прочих равных условиях большую степень КРМ следует обеспечивать у ЭП, расположенных наиболее далеко от ГПП.
2. Наиболее целесообразно использование конденсаторной установки у ЭП с большим числом часов работы в году.
3. Стоимости конденсаторных установок различных типов различны, поэтому следует рассматривать возможности использования в первую очередь наиболее дешевых КУ, но одновременно обеспечивающих нужные режимы работы. Перечень выпускаемых комплектных установок (ККУ) приведен в табл. 1.2.

Таблица 1.2. Комплектные конденсаторные установки

Примечание. Для сетей 10 кВ в наименовании установки 6,3 заменяется на 10,5.

Обозначения таблицы означают: УК — установка конденсаторная; У1 — для наружной установки; УЗ— для внутренней; Л(П)—левое (правое) расположение вводной ячейки; Н — напряжение; Т — ток; Б — бесшкафного исполнения.

4. При выборе мест установки конденсаторных установок необходимо стремиться к подключению их под общий коммутационный аппарат с ЭП, чтобы избежать затрат на дополнительный аппарат. На рис. 1.4 показаны различные способы подключения КУ.
5. В соответствии с требованиями энергоснабжающей организации необходимо обеспечивать не только заданное потребление в максимум активной нагрузки энергосистемы

Рис. 1.4. Способы подключения конденсаторных установок к сети:
а — через отдельный выключатель на напряжение 6—10 кВ; б — через отдельный выключатель на шинах 0,38 кВ трансформаторной подстанции; в — то же вблизи ЭП; г — через совмещенный выключатель

Q3i, но и выдерживать заданное потребление в ее минимум Qqo. Из этого условия выявляются требования к регулированию конденсаторных установок, которые следует учитывать при выборе типа ККУ. Если фактическая средняя нагрузка предприятия (без КУ) в ночные часы составляет, например, 2 Мвар, а заданная энергосистемой Q92=0,5 Мвар, то регулирование конденсаторной установки должно вестись таким образом, чтобы в в ночные часы в работе оставались КУ мощностью 1,5 Мвар.
Комплектные конденсаторные установки, имеющие автоматическое регулирование по току (Т), снабжаются автоматическими одноступенчатыми регуляторами типа В А КО, включающими и отключающими ККУ в зависимости от значения полного тока присоединения. Установки, регулируемые по напряжению (Н), оснащаются регуляторами типа АРКОН. Эти регуляторы стремятся поддерживать определенное напряжение в точке присоединения регулятора. При этом регулятор может, если это нужно, поддерживать не постоянное напряжение, а различное, зависящее от проходящего тока нагрузки (коррекция по току). При стабильном характере производства может применяться междусменное регулирование, осуществляемое с помощью программного реле времени типа 2РВМ.
Минимальные потери энергии в сети, состоящей из нескольких радиальных линий, отходящих от одного центра питания (ЦП), соответствуют равенству произведения QR для каждой из них, где Q — некомпенсированная нагрузка. Данный вывод верен, если на всех линиях используются КУ с одинаковой удельной стоимостью. В реальных условиях КУ обладают различной стоимостью, а схемы электроснабжения не являются радиальными линиями с сосредоточенной на конце нагрузкой, поэтому расчет рекомендуется выполнять следующим образом.
1. Рассчитывают потери мощности в каждой линии (в том числе с ответвлениями) от прохождения реактивных токов, суммируя потери мощности по всем участкам линии.