Баланс реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой. Основная задача крм

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 7Следующая ⇒

▷ Похожие статьи

Проектирование КРМ целесообразно начинать с составления баланса реактивных мощностей для точки разграничения по балансовой принадлежности и определения балансовой реактивной мощности. В общем случае баланс реактивных мощностей для точки разграничения по балансовой принадлежности имеет вид

Q_ВХ + Q_К = Q_Р + D Q_П , (1)

где Q_ВХ - входная реактивная мощность, передаваемая из сети энергосистемы в сеть предприятия;

Q_К – суммарная мощность компенсирующих устройств;

Q_Р –расчетная (натуральная) реактивная нагрузка всех потребителей без учета компенсации;

D Q_П - потери реактивной мощности в сети предприятия.

Оптимальное значение входной реактивной мощности Q_ВХ рассчитывается и задается энергоснабжающей организацией. Методика его определения рассмотрим позже. При определении потерь реактивной мощности в сети предприятия достаточно учесть только реактивные мощности, потребляемые трансформаторами. Потери реактивной мощности в воздушных и кабельных линиях распределительной сети предприятия в большинстве случаев можно не учитывать. Исключение составляют только КЛ напряжением 35 кВ и выше и КЛ значительной длины напряжением 6(10) кВ.

Из уравнения (1) при известном значении входной реактивной мощности, найдем требуемую мощность компенсирующих устройств

Q_К = Q_Р + D Q_П - Q_ВХ . (2)

Это уравнение называют балансовым, а значение мощности Q_К – балансовой реактивной мощностью.

Балансовая реактивная мощность должна покрываться за счет местных источников реактивной мощности: батарей конденсаторов высокого и низкого напряжения и СД. При этом

Q_К = Q_СД + Q_ВБК + Q_НБК , (3)

где Q_СД - реактивная мощность, генерируемая СД;

Q_ВБК - реактивная мощность высоковольтных батарей конденсаторов (ВБК) напряжением 6(10) кВ;

Q_НБК - реактивная мощность низковольтных батарей конденсаторов (НБК) напряжением 0,4 кВ.

Критерием выбора компенсирующих устройств является минимум приведенных затрат. Уравнение затрат на КРМ в общем случае можно представить в следующем виде

З = З_НБК + З_ВБК + З _СД + С_П + С_Q,, (4)

где З_НБК – приведенные затраты на НБК;

З_ВБК - приведенные затраты на ВБК;

З _СД - приведенные затраты на генерацию РМ СД;

С_П – стоимость потерь электроэнергии в электрической сети от передачи реактивной энергии за год;

С_Q – стоимость реактивной энергии, потребленной из сети энергоснабжающей организации за год.

В уравнении приведенных затрат (4) несколько переменных. Минимуму приведенных затрат соответствует оптимальное сочетание реактивной мощности НБК, ВБК и СД при оптимальном потреблении реактивной мощности из сети энергоснабжающей организации и оптимальном значении потерь активной энергии в сети предприятия от передачи реактивной энергии. При этом основной задачей КРМ является определение оптимального долевого участия НБК, ВБК, СД и потребления реактивной мощности из сети энергосистемы.

Для определения оптимального долевого участия НБК, ВБК, СД и потребления реактивной мощности из сети энергосистемы применяют метод решения уравнения (4) по частям. Заключается он в по парном сравнении различных источников реактивной мощности и последовательной оптимизации отдельных составляющих в балансовом уравнении. Методику по парного сравнения источников реактивной мощности рассмотрим позже.

Системный расчет КРМ

Системным называют расчет оптимальных значений входной Q_ВХ реактивной мощности (РМ), которые могут быть переданы из энергосистемы в сеть промышленного предприятия в часы наибольших нагрузок энергосистемы. Это значение входной РМ называется экономическим и обозначается Q_э.. кроме того рассчитываются также технические пределы потребления Q_П и генерации РМ Q_Г, при которых напряжение на зажимах потребителя не выходит за пределы допустимых.

Экономическое значение, а также технические пределы потребления и генерации определяются по выражениям

Q_Э = tgj_Э×Р_Р; Q_П = tgj_П×Р_Р; Q_Г = tgj_Г×Р_Р, (5)

где tgj_Э - экономическое значение коэффициента реактивной мощности;

tgj_П = 0,7 и tgj_Г = 0,1 - нормативные предельные значения коэффициентов реактивной мощности;

Р_Р - расчетная мощность электрической сети предприятия.

Первым этапом системного расчета является определение экономического значения коэффициента реактивной мощности в часы максимума энергосистемы tgj_Э.М.. При проектировании электроснабжения коэффициент tgj_Э.М определяется нормативным методом по выражению

tgj_Э.М. = , (6)

где К₁ - коэффициент удорожания компенсирующих устройств (по сравнению с 1991 г.);

a и b - основная и дополнительная ставки действующего двухставочного тарифа (с учетом индекса цен по сравнению с 1991 г.) на активную электроэнергию;

tgj_d - базовый коэффициент РМ.

Если принять коэффициент удорожания компенсирующих устройств равным кратности повышения цен на электроэнергию, то коэффициент К₁ можно не учитывать, а значения a, b и стоимость компенсирующих устройств принимать либо по состоянию либо на текущий год, либо на 1991г. Для средней полосы европейской части страны по состоянию на 1991 г a = 96 руб./кВт и b = 2,9 коп/кВт ч. при этом tgj_Э.М. = tgj_Б.

Базовый коэффициент РМ нормируется и принимается в зависимости от величины высшего напряжения подстанции, к шинам которой подключена распределительная сеть 6(10)кВ предприятия в соответствии с таблицей.

U, кВ			220, 330	300 и выше	Шины генераторного напряжения 6-20 кВ
tg jБ	0,25 0,3	0,3 0,4	0,4 0,5	0,6 0,6	0,6 0,7
y	0,7	0,6	0,5	0,25	0,25

Базовому коэффициенту РМ по [7] соответствует степень компенсации y (табл. 6.1), представляющая собой отношение мощности компенсирующих устройств к расчетной реактивной мощности нагрузки.

Если часы максимума нагрузки рассматриваемой электрической сети не совпадают с часами максимума нагрузки энергосистемы, то коэффициент РМ tgj_Э.М. пересчитывают к часам максимума нагрузки электрической сети предприятия по выражению

tgj_Э = , (7)

где К_i - определяется как отношение активной нагрузки электрической сети Р_М.Э. в часы максимума нагрузки энергосистемы к максимальной (расчетной) мощности нагрузки Р_М за год в часы максимума нагрузки предприятия;

tgj_Н - натуральный коэффициент РМ без учета компенсирующих устройств. Определяется он в часы максимума нагрузки энергосистемы по выражению

tgj_Н = Q_Ф / Р_М.Э. (8)

где Q_Ф – натуральная реактивная нагрузка предприятия: при проектировании принимается равной расчетной реактивной мощности без учета компенсирующих устройств, при эксплуатации определяется по данным замера при отключенных источниках реактивной мощности.

При отсутствии данных о мощности Q_Ф принимают tgj_Н = 0,8.

Для действующих предприятий коэффициент К_i определяется для каждого квартала как отношение активной нагрузки электрической сети Р_М.Эi. в часы максимума нагрузки энергосистемы в i-м квартале к максимальной мощности нагрузки Р_М. Выбор средств КРМ ведется по наибольшему значению Q_Э. По значению Q_Э в другие кварталы при необходимости решаются вопросы регулирования средств компенсации.

Экономическое значение РМ является максимальным значением входной РМ Q_ВХ, передаваемой в пределах экономических значений. Поэтому при выборе средств КРМ значение Q_ВХ может быть уменьшено по сравнению с Q_Э [7].

Познавательные статьи:



Формы дистанционного обучения

Передача мяча двумя руками снизу

Значение правильной осанки для жизнедеятельности человека

Основные ошибки при выполнении передач мяча на месте