Ввод в сетях компенсирующих устройств, как уже указывалось выше, является самым эффективным МСП. Наиболее эффективен ввод комплектных конденсаторных установок (ККУ) в сетях 0,4 кВ: при их вводе в сельских сетях удельное снижение потерь электроэнергии составляет в среднем 450, а в промышленных и городских сетях 300 кВт ч/квар в год. Из этих цифр на сети 6-10 кВ приходится соответственно 300 и 150 кВт ч/квап в год, поэтому если сеть 6- 10 кВ находится не на балансе предприятия Минэнерго СССР, снижение потерь в сетях энергосистемы должно учитываться уменьшенной величиной. Средние показатели эффективности применения ККУ приведены в табл. 3.3.
Установка батарей статических конденсаторов напряжением 35—110 кВ приводит обычно к меньшему (в 2-3 раза) народнохозяйственному эффекту, чем установка ККУ, а СК - к еще меньшему в силу сравнительно больших потерь электроэнергии в самих СК.
Расчет взаимоувязанных значений оптимальных мощностей КУ в сетях энергосистем и потребителей производят по специальным оптимизационным программам типа КРМ. Во ВНИИЭ разработаны две такие программы: КРМ-4Б и КРМ-86.
В дальнейших модификациях данных программ увеличивается цифра, содержащаяся в названии.
Обе программы в качестве внутреннего блока используют программы расчета и оптимизации рабочих режимов Б-2 и Б-6, поэтому правила подготовки исходной информации о питающей сети такие же, как в упомянутых программах. Вместе с тем расчетная схема сети для определения оптимальных мощностей КУ должна составляться более полной, чем для оптимизации режимов, и включать в себя все элементы сети, потоки реактивной мощности по которым изменяются при установке КУ.
Составление такой расчетной схемы включает в себя следующие операции.
- По программе РАП 35-150 производят расчеты эквивалентных сопротивлений разомкнутых сетей 35—150 кВ. Эти эквивалентные сопротивления вводят в питающую сеть наравне с остальными ее элементами. В результате все нагрузочные узлы схемы, подготовленной доя расчета, представляют собой шины 6—20 кВ.
- Эквивалентные сопротивления сетей 6 20 кВ, присоединенные к шинам соответствующего напряжения, задают относительными значениями нагрузочных потерь мощности ΔΡΗ в процентах. Программа рассчитывает эквивалентное сопротивление сети по формуле [7]
где Uном — номинальное напряжение сети, кВ; Рн — максимальная нагрузка, МВт; tgφ — коэффициент реактивной мощности нагрузки.
Значения ∆Рн для сетей 6-20 кВ, находящихся на балансе энергосистемы, принимают в соответствии с результатами расчета по программе ГИП 6-20 (см, §2.4), а доя промышленных сетей в соответствии с типовыми значениями, приводимыми в литературе. При отсутствии данных можно принимать: для промышленных и городских сетей - 3,8, для сельских - 7,6 %.
Таблица 3.5. Технико-экономические показатели компенсации реактивной мощности
Эквивалентное сопротивление сети 6-20 кВ включает в себя как линии 6—20 кВ, так и понижающие трансформаторы 6—20/0,4 кВ, поэтому фактически расчетная схема, составленная таким образом, включает в себя элементы сетей всех классов напряжения вплоть до шин 0,4 кВ распределительных трансформаторов. Возможными местами установки КУ являются шины 35-110 и 6-20 кВ каждой подстанции 35- 330/6-20 кВ (БСК на напряжении выше 110 кВ не устанавливают) и обобщенные шины 0,4 кВ в каждой сети 6 20 кВ. Оптимальное сочетание мощностей КУ, рекомендуемых к установке на шинах каждого из трех перечисленных классов напряжения, взаимоувязанное с аналогичными сочетаниями мощностей КУ во всех других узлах, выводится программой на печать (табл. 3.4 и 3.5). Для всех подстанций печатаются также оптимальные значения реактивной мощности, передаваемой в сеть потребителя в режиме наибольшей нагрузки IV квартала (для шин 6-20 кВ), определяемые по формуле
где Qф1 - фактическое значение максимальной нагрузки на шинах 6-20 кВ; QK. с и Qк. н - рассчитанные программой оптимальные значения мощностей КУ на шинах среднего (6-20 кВ) и низкого (0,4 кВ) напряжений соответственно.
Оптимальный коэффициент реактивной мощности для каждого узла определяется по формуле
и также выводится на печать.
Описанный расчет называют системным. В подготовке информации к такому расчету участвуют диспетчерские службы, служба перспективного развития и предприятие энергонадзора.
Центральной диспетчерской службой и диспетчерскими службами ПЭС подготавливается информация о:
рабочих схемах всех сетей напряжением 35 кВ и выше, находящихся на балансе энергосистемы (включая сети ПЭС) для зимнего периода, принимаемого за основной расчетный период;
изменениях рабочих схем в характерных периодах (летний, паводка и т. п.) по сравнению с зимним периодом;
структуре генерирующих мощностей для характерных периодов года;
суточных графиках суммарной нагрузки собственных потребителей энергосистемы для характерных периодов года;
суточных графиках перетоков по межсистемным связям для характерных периодов года;
продолжительностях характерных периодов (суток); суточных графиках нагрузки на шинах 6-20 кВ всех подстанций энергосистемы (как в нагрузочных, так и генерирующих узлах) за дни зимнего и летнего контрольных замеров;
режимных ограничениях напряжений в узлах и токов ветвей.
Все графики представляются как для активной, так и для реактивной нагрузок.
Службой перспективного развития представляются в ЦДС данные о планируемых реконструкциях сети, вводах новых потребителей и генерирующих мощностей, планируемых сроках перечисленных изменений, экспертные оценки специалистами службы реальности планируемых изменений и сроков, планируемый рост электропотребления по годам предстоящей пятилетки.
Предприятие Энергонадзора представляет в ЦДС данные об электроэнергии, потребленной потребителями каждой подстанции за год, и о доле электроэнергии, приходящейся на электроприемники 6-20 кВ.
Основные различия в алгоритмах системного расчета по программам КРМ-4Б и КРМ-86 заключаются в методах расчета потерь электроэнергии и определения их стоимости. В программе КРМ-4Б реализован метод характерных суток (см. §1.3), а замыкающие затраты на потери вычисляются исходя из удельных капиталовложений и топливных составляющих стоимости электроэнергии, вырабатываемой станциями, работающими в различных зонах графика (пиковой, полупиковой и базисной, см. §2.2 в [7]). В программе КРМ-86 использована полученная А. В. Артемьевым зависимость удельной стоимости потерь мощности и электроэнергии, приведенной к эквивалентной стоимости потерь мощности в максимум нагрузки, имеющая вид, руб/кВт,
где а0 и а1-2 - коэффициенты, приведенные в [7] ; Ттах q - число часов максимальной нагрузки, определяемое по графику реактивной мощности.
Использование эквивалентной стоимости потерь мощности в максимум нагрузки позволило проводить расчет только одного режима, а для определения потерь электроэнергии использовать число часов максимальных потерь, вычисляемое по (1.17).
Различие в алгоритмах привело к тому, что программа КРМ-4Б вычисляет искомые значения несколько более точно, однако времени для расчета требуется больше. Схема, содержащая 300 узлов, требует для расчета по программе КРМ-4Б около 12 ч на ЭВМ типа ЕС 1033, а по программе КРМ-86 - около 30 мин.
С целью возмещения затрат энергосистемы на производство и передачу потребителю реактивной мощности и энергии прейскурантом № 09-01 ’’Тарифы на электрическую и тепловую энергию”, вводимым с 1 января 1990 года, установлена плата за 1 квар. реактивной мощности, потребляемой в часы максимальной нагрузки энергосистемы, и за 1 квар-ч реактивной энергии, зафиксированной реактивным счетчиком.
В зависимости от тарифной группы, к которой относится потребитель, и от возможностей системы учета реактивной мощности и энергии плата может производиться за максимальную мощность в часы максимальной нагрузки энергосистемы и за реактивную энергию (двухставочный тариф) или только за реактивную энергию (одноставочный тариф).
К первой тарифной группе относятся потребители мощностью 1000 кВ-А и более, ко второй - менее 1000 кВ· А, к третьей - оптовые потребители-перепродавцы (обычно городские коммунальные хозяйства). К четвертой тарифной группе (население) и к пятой (поселки, городки) требования по КРМ не предъявляются. Не предъявляются такие требования и к потребителям второй тарифной группы, если их среднемесячное потребление электроэнергии (за период работы в году) не превышает 30 тыс. кВт ч. У таких потребителей установка приборов учета реактивной энергии не требуется.
Плата за потребление реактивной мощности и энергии, не превышающее заданных энергосистемой экономических значений, установлена более низкой, чем за потребление сверх этих значений. Первая составляет приблизительно 75 % стоимости реактивной энергии, получаемой с помощью конденсаторов (с учетом единовременных затрат на их приобретение), вторая - в 2, 5 раза больше этой стоимости [30]. Такое соотношение делает целесообразной КРМ вплоть до экономических значений (срок окупаемости затрат в КУ Ток ≈ 8,3/2,5= 3,3 года) и получение остальной части реактивной энергии из сети энергосистемы (Tок ≈ 8,3/0,75 = 11 лет). Численные значения платы за реактивную мощность и энергию приведены в табл. 3.6.
Таблица 3.6. Плата за потребление реактивной мощности и энергии
Ввиду того что не у всех потребителей первой тарифной группы имеются системы учета электроэнергии, фиксирующие максимальную реактивную мощность, прейскурант допускает расчеты с ними только но показаниям реактивного счетчика (2 строка табл. 3.6). Однако при таком учете общая плата за реактивную энергию будет на 25-30% выше, чем в случае платы за мощность и энергию. Это обеспечивает экономическое стимулирование внедрения более совершенных систем учета.
Для стимулирования внедрения автоматических регуляторов мощности конденсаторных установок прейскурантом установлена плата за генерацию реактивной энергии в сеть энергосистемы в ночные часы в размере 0,3 коп/ (квар-ч). Если потребитель располагает избыточной реактивной мощностью (наличие синхронного привода или несовпадение максимума собственной нагрузки с максимумом нагрузки энергосистемы) , энергоснабжающей организации может быть выгодно получать ее в часы больших нагрузок. В этом случае она устанавливает график генерации потребителем реактивной энергии в сеть энергосистемы и оплачивает ее по 0,05 коп/(квар ч).
Система учета реактивной энергии в большинстве случаев должна состоять из двух реактивных электросчетчиков со стопорами в противоположных направлениях. В случае перехода потребителя на расчет по двухставочному тарифу счетчик, фиксирующий потребление реактивной энергии, должен иметь указатель 30-минутного максимума. Способ учета реактивной энергии, генерируемой в сеть энергосистемы по установленному ею графику, должен оговариваться в договоре на пользование электроэнергией. Возможность такой генерации есть, как правило, у крупных потребителей, а они во многих случаях имеют автоматизированные системы учета (типа ИИСЭ), что облегчает контроль за графиком генерации.
Многие потребители (особенно второй тарифной группы) не имеют счетчиков реактивной энергии. До оснащения их такими счетчиками потребление WQп реактивной энергии и ее генерацию в ночные часы WQг. определяют по расчетным формулам, установленным Правилами пользования электрической и тепловой энергией (1989 г. издания):
где Qф фактическая максимальная реактивная мощность, полученная в день контрольного замера; QK — установленная мощность конденсаторов у потребителя; Траб — число часов работы потребителя (в соответствии со сменностью работы) за расчетный период (месяц); Трасч - продолжительность расчетного периода.
Если Wq1, определенное по приведенной формуле, меньше нуля, его приравнивают нулю. Если конденсаторные установки потребителя, не имеющего электросчетчика, фиксирующего генерацию реактивной энергии, оснащены автоматическими регуляторами, настроенными и опломбированными энергоснабжающей организацией, значение Wqг также принимают равным нулю.
В соответствии с Правилами пользования электрической и тепловой энергией в договор на пользование электрической энергией (ДПЭ) вносятся:
а) экономическое значение реактивной энергии, потребляемой из сети энергосистемы за месяц;
б) экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из сети энергосистемы в часы ее максимальных нагрузок Q3 (только для потребителей первой тарифной группы);
в) технические пределы потребления реактивной мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы Qп.г и (или) реактивной энергии за месяц, при превышении которых энергоснабжающая организация не несет ответственности за снижение напряжения в точке учета электроэнергии в эти часы ниже уровня, установленного в ДПЭ;
г) технический предел генерации реактивной мощности в сеть энергосистемы Wqг, при превышении которого энергоснабжающая организация не несет ответственности за повышение напряжения в точке учета электроэнергии в часы малых нагрузок энергосистемы выше уровня, установленного в ДПЭ.
Способы расчета перечисленных выше величин установлены в Инструкции по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях (1989 г. издания), заменившей ее прежнюю редакцию [16].
Инструкция устанавливает два способа расчета: оптимизационный и нормативный. Первый способ реализуется применением программ расчета на ЭВМ, второй — применением нормативных коэффициентов реактивной мощности tgустановленных Инструкцией (табл. 3.7).
Для шин 6 20 кВ подстанций с высшим напряжением 500 кВ и выше и шин генераторного напряжения нормативное значение tgφэ = 0,6, для потребителей, питающихся от сети 0,38 кВ, tgφэ =0,15.
Способы определения помесячных значений Qэ и Wqэ на основе нормативных значений tgφ3 подробно изложены в Инструкции.
Т а б л и ц а 3.7. Нормативные коэффициенты tg фэ
При применении оптимизационного способа расчета вместо нормативных значений tgφэ используют его оптимальные значения, полученные расчетом по программе (см. табл. 3.4). Оптимальные tgφэ в среднем имеют более низкие значения, чем нормированные, хотя размах оптимальных значений для различных подстанций одного и того же класса напряжения существен. Например, при нормированном для ОЭС Центра tgφ = 0,3 для подстанций 110-150 кВ оптимальные значения для конкретных подстанций могут лежать в диапазоне от нуля до 0,5 0,6 в зависимости от расположения подстанции в сети. Нормированные значения tgφэ установлены исходя из условия, чтобы риск потребителя (установка чрезмерной по сравнению с оптимальной мощности КУ) не превышал 5 %.
Внедрение программ оптимизационных расчетов выгодно для народного хозяйства, так как приводит к повышению экономичности работы электрических сетей энергосистемы и потребителя в целом, и для энергоснабжающей организации, так как позволяет увеличить оплату за реактивную мощность и энергию на 20-30%.
Вместе с тем оно невыгодно для потребителя, поэтому должен обеспечиваться контроль за правильностью применения оптимизационных программ и их соответствием установленным требованиям. В соответствии с упомянутой Инструкцией применяться могут только программы, прошедшие аттестацию в базовой организации и имеющие сертификат на применение, выданный Главгосэнергонадзором.
Сертификат программы должен содержать следующую информацию:
а) максимальное число узлов сети, которая может быть рассчитана по данной программе:
б) время счета сети предельного объема;
в) срок, на который аттестована программа, и наименование энергосистемы, в которой разрешено ее применять;
г) параметры схемы контрольного примера и соответствующие ей результаты расчета, по которым проверяется отсутствие изменений в программе со времени аттестации;
д) другие параметры, характеризующие программу и представляющие интерес для ее пользователя.
Оформление сертификата в Главгосэнергонадзоре осуществляется базовой организацией.
Программы расчета оптимальных значений tgφ должны удовлетворять следующим основным требованиям.
- Потери электроэнергии в сетях и оборудовании до и после установки КУ должны рассчитываться способами, приведенными в отраслевой Инструкции [14].
- Затраты на потери электроэнергии следует определять по удельным замыкающим затратам на электроэнергию.
- В расчете должны учитываться сети всех напряжений и назначений, перетоки реактивной мощности по которым изменяются при установке КУ независимо от их ведомственной принадлежности.
Сети потребителей электроэнергии необходимо учитывать в виде эквивалентных сопротивлений или зависимостей затрат от мощности размещаемых в них КУ.
- Результаты расчета необходимо представлять в виде гарантированных значений, учитывающих неопределенность следующих показателей: замыкающих затрат на электроэнергию; стоимостей КУ;
данных о нагрузках узлов и их изменения за расчетный период;
данных о продолжительностях характерных суточных режимов работы энергосистемы (летнего, зимнего, паводка и т. д.);
других показателей, представление которых в детерминированной форме не соответствует их характеру.
- В программе необходимо предусмотреть балансировку исходных данных о нагрузках узлов с известной суммарной нагрузкой энергосистемы.
- Выбирать КУ следует после оптимизации рабочих режимов сетей и совместно с выбором других технических средств снижения потерь электроэнергии. При этом нужно учитывать существующую номенклатуру технических средств.
Основные положения методики выбора мощности КУ в сети, обеспечивающего гарантированный экономический эффект, приведены в §3.6.
Пример 3.9. Рассчитать хозрасчетный экономический эффект (получаемый энергосистемой) от внедрения программ расчета компенсации реактивной мощности КРМ и Q312 в энергосистеме с максимальной нагрузкой Рс = 4000 МВт и достигнутой оснащенностью электрических сетей КУ с Θ = 0,25 квар/кВт (принимается по данным предприятия ’’Энергонадзора”).
Решение. Предварительный расчет эффекта проводим с использованием среднего значения удельного снижения потерь электроэнергии от внедрения КУ, равного в соответствии с [15] 160 кВт ч/квар в год, и среднего значения оптимальной оснащенности сетей компенсирующими устройствами, равного 0,6 квар/кВт.
Необходимая дополнительная мощность КУ составит
Qк.д = (0,6 - 0,25) x4000 = 1400 Мвар, а снижение потерь электроэнергии
δ W = 1400 · 160 · 10-3 = 225 млн. кВт · ч/год.
Доля эффекта, относящая к программному обеспечению (по данным ранее проведенных расчетов) принимается равной 20%. Это значение является минимальным гарантированным; обычно оптимизация размещения КУ по программе приводит к большему эффекту, чем 20%, по сравнению с равномерной компенсацией.
Эффект от внедрения программного обеспечения составит
δWпр = 0,2 δW = 45 млн. кВт · ч/год.
Экономический эффект от снижения потерь электроэнергии определяют по формуле
где bт = 0,5 — топливная составляющая себестоимости электроэнергии в энергосистеме, коп/(кВт-ч).
Эффект, обеспечиваемый внедрением программы КРМ, принимается равным 80% общего эффекта, а программы Q312 - 20%:
Экрм = 0,8З= 0,8 х 225 = 180 тыс. руб.;
ЭQЭ12 = 0,2Э = 0,2 х 225 = 45 тыс. руб.
В настоящем разделе изложены два метода расчета КРМ. Первый основан на схемотехнических расчетах основных электрических сетей и обеспечивает оптимальное взаимоувязанное решение для сетей энергосистемы и потребителей. Он не может быть проведен без данных, которыми располагает ЦДС, и без программ соответствующих расчетов на ЭВМ. Второй метод позволяет определить нужные величины (естественно, с гораздо меньшей точностью) без схемотехнических расчетов, исходя из усредненных значений коэффициентов, приведенных в табл. 3.7. Расчет но этому методу не требует данных о параметрах сети энергосистемы. Единственным параметром является высшее напряжение подстанции 35—330/6- 20 кВ, от которой получает питание данный потребитель. Информацией для такого расчета располагают предприятия энергонадзора.