37. Достоинства и недостатки нбк по сравнению с вбк. Задачи по оптимизации мощности нбк.

1) Удельная стоимость высоковольтных батарей конденсаторов (ВБК) К_УД примерно в два раза выше, чем удельная стоимость низковольтных батарей конденсаторов (НБК). При отсутствии данных о конкретных типах БСК при сравнении вариантов можно принимать для высоковольтных батарей конденсаторов (ВБК) К_УД = 5 руб/кВАр и для НБК К_УД = 10 руб/кВАр (в ценах 1991 г.)

2) Удельные потери активной мощности в БСК на генерирование РМ; в ВБК Р_УД примерно в два раза выше, чем удельные потери активной мощности в низковольтных батареях конденсаторов (НБК). На стадии проектирования при отсутствии конкретных данных можно принимать: для БСК напряжением 6-10 кВ Р_УД = 0,002 кВт/кВАр и для БСК низкого напряжения Р_УД = 0,004 кВт/кВАр [РТМ];

Капитальные затраты К_В на ячейку (или другие вводные устройства), через которые ВБК равны стоимости высоковольтной ячейки с выключателем. Для низковольтных батарей конденсаторов (НБК) стоимость вводных устройств обычно входит в стоимость батареи и отдельно не учитывается. Поэтому для НБК принимается З₀ = 0.

Другие Достоинства и недостатки НБК по сравнению с ВБК рассмотрим на примере фрагмента схемы электроснабжения.

Нарисовать схему электроснабжения.

Определение мощности НБК по критерию минимального числа или мощности трансформаторов на первом этапе КРМ

Определение мощности НБК по критерию минимального числа трансформаторов Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число, необходимое для питания активной низковольтной нагрузки. Это будет иметь место при 100%-й КРМ с помощью НБК, когда через трансформаторы 6/0,4 кВ будет передаваться только активная мощность. При этом потребуется минимальное число трансформаторов

N_Т.МИН = Р_Р.Н / (_Т S_Т), (1)

где Р_Р.Н - расчетная активная нагрузка до 1 кВ данной группы трансформаторов;

_Т - коэффициент нагрузки трансформаторов, определяемый по [7] в зависимости от категории электроприемников по бесперебойности электроснабжения (таблица 19.4);

S_Т - единичная мощность цеховых трансформаторных подстанций, принимается по [7] в зависимости от удельной плотности нагрузок (таблица 19.5).

Рекомендуемые коэффициенты загрузки _Т цеховых трансформаторов в (6.42)

Двух трансформаторные подстанции	Одно трансформаторные подстанции
	Потребители II категории при наличии резервных связей на вторичном напряжении	Потребители III категории
0,65 - 0,7	0,7 - 0,8	0,9 - 0,95

Если полученное по (1) значение N_Т.МИН. дробное, то оно округляется до ближайшего целого числа N_Т1. При этом, вследствие того, что N_Т1 > N_Т.МИН. через трансформаторы в сеть низкого напряжения кроме активной можно передать и РМ

Q_Т = , (2)

где К_С.ПЕР - коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформаторов в часы наибольших нагрузок.

Рекомендуемые мощности цеховых трансформаторов

Удельная плотность нагрузок, , кВА/м2	до 0,1	0,1 - 0,2	0,2 - 0,3	более 0,3
Рекомендуемая мощность трансформаторов, SТ, кВА	до 630	630 - 1000	1000 - 1600	2500 и выше

Для масляных трансформаторов может быть допущена систематическая перегрузка 10 %, если трансформатор имеет коэффициент загрузки в другие часы не выше 0,9 и коэффициент сменности по энергоиспользованию менее 0,9 [7]. Как правило, эти условия для цеховых трансформаторов выполняются. Поэтому рекомендуется для масляных трансформаторов и трансформаторов, залитых негорючей жидкостью, принимать К_С.ПЕР = 1,1, а для сухих, которые согласно правил эксплуатации электроустановок имеют вдвое меньшую перегрузочную способность, принимают К_С.ПЕР = 1,05 [7].

Мощность НБК, принимаемая на этом этапе расчетов по КРМ, равна разности

Q_НБК1 = Q_Р.Н - Q_Т. (3)

Определение мощности НБК по критерию минимальной мощности трансформаторов. Для каждой двухтрансформаторной подстанции определяется минимальная мощность трансформаторов, необходимая для питания активной низковольтной нагрузки. Это будет иметь место при 100%-й КРМ с помощью НБК, когда через трансформаторы 6/0,4 кВ будет передаваться только активная мощность. При этом потребуется минимальная мощность трансформаторов

S_Т.МИН = Р_Р.Н / (2_Т), (4)

где Р_Р.Н - расчетная активная нагрузка до 1 кВ данной подстанции;

_Т - коэффициент нагрузки трансформаторов, принимаемый в интервале 0,65-0,7 в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки.

Если полученное по (6.21) значение S_Т.МИН не стандартное, то оно округляется до ближайшей большей стандартной мощности трансформатора S_Т.НОМ. При этом, вследствие того, что S_Т.НОМ > S_Т.МИН,_. через трансформаторы в сеть низкого напряжения кроме активной можно передать и РМ

Q_Т = , (5)

где К_С.ПЕР - коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформаторов в часы наибольших нагрузок.

Мощность НБК, принимаемая на этом этапе расчетов по КРМ, равна разности по (3).

Целесообразность увеличения (или уменьшения) мощности НБК по сравнению с (3) определяется при анализе баланса РМ на границе балансового разграничения с энергосистемой.

Экономическое сравнение различных типов и мощности компенсирующих устройств.

Выбор типа и мощности компенсирующих устройств производится либо путем по парного экономического сравнения компенсирующих устройств между собой, либо путем экономического сравнения одного из компенсирующих устройств с потреблением РМ из энергосистемы.

Рассмотрим принципы выбора на примере экономического сравнения НБК и ВБК для схемы, приведенной на рис. 6.1, где Q_Р.ВН - расчетная реактивная мощность нагрузки, подключенной к шинам 6кВ (высокого напряжения); Р_Р.НН и Q_Р.НН - расчетные активная и реактивная мощности нагрузки низкого напряжения, подключенной к шинам 0,4 кВ.

В качестве критерия сравнения используются удельная стоимость затрат на 1кВАр РМ и минимум приведенных затрат.

Напомним, что НБК по сравнению с ВБК имеет выше удельную стоимость и выше удельные потери мощности. Однако в отличие от ВБК при установке НБК разгружаются от передачи РМ линии распределительной сети 6-10 кВ и трансформаторы 6(10)/0,4 кВ.

Капитальные затраты на вводные устройства, через которые БСК подключается к сети, для НБК можно не учитывать.

При установке только НБК выражение для приведенных затрат на КРМ можно записать в виде

З_НБК = З_1НБК Q - С_П, (6)

где С_П - стоимость снижения потерь активной мощности в сети 6 кВ.

При установке только ВБК затраты будут

З_ВБК = З_0ВБК + З_1ВБК Q. (6.19)

Подставим в (6) значение стоимости потерь С_П.

Тогда для затрат при установке только НБК можно получить следующее выражение

З_НБК = З^/_НБК Q_НБК + З^/_2НБК Q²_НБК, (6.20)

где З^/_1НБК = З_1НБК - ; (6.21)

З^/_2НБК = , (6.22)

где R_Э = R_Л + R_Т, (6.23)

где R_Л и R_Т - активные сопротивления линии Л и трансформатора Т на рис. 6.1.

Построим кривые изменения затрат по выражениям (6.19) и (6.20) в функции РМ (рис. 6.2).

Найдем на кривой НБК точку А, в которой наклон кривой НБК (наклон касательной к кривой) равен наклону прямой ВБК. Это означает, что в точке А равны приросты затрат, т.е. равны производные

.

Дифференцируя (6.19) и (6.20), приравнивая производные и решая полученное равенство относительно Q, находим

Q_А = (6.24)

Значению Q_А соответствует наибольшая разница в затратах на НБК и ВБК и следовательно наименьший срок окупаемости для НБК [26, 27].

В точке Б кривые ВБК и НБК пересекаются. Обозначим

Q_Б = Q_А + Q_БК, (6.25)

где Q_БК - дополнительная мощность батарей конденсаторов.

Приравнивая затраты по (6.19) и (6.20) и решая относительно Q, находим с учетом (6.22)

Q_БК = (6.26)

Рис. 6.2 и выражения (6.24) - (6.26) позволяют выбрать тип и мощность батареи конденсаторов в зависимости от величины мощности Q_К, которую требуется скомпенсировать

Q_K = Q_Р.НН - Q_Т, (6.27)

где Q_Т - РМ, которую можно передать через трансформатор Т из сети 6 кВ в сеть 0,38 кВ.

, (6.28)

где  - рекомендуемый коэффициент нагрузки трансформатора Т;

S_НОМ - номинальная мощность трансформатора.

Если Q_K < Q_Б, то в качестве критерия целесообразно принять приведенные затраты, которые при этом меньше для НБК. Поэтому принимают Q_НБК = Q_К и Q_ВБК= 0.

Если Q_K > Q_Б, то в качестве критерия принимают удельные затраты (прирост затрат). В этом случае целесообразно принять Q_НБК = Q_А по (6.24).

Это значение Q_НБК называют заведомо целесообразной мощностью НБК и обозначают Q_НБК.0. В соответствии с (6.24)

Q_НБК.0 = . (6.29)

Для компенсации оставшейся не скомпенсированной мощности можно установить ВБК

Q_ВБК = Q_К - Q_НБК.

Однако такое решение бесспорно только при отсутствии СД на шинах 6 кВ. Если на шинах 6(10) кВ имеются СД, то для выбора средств компенсации оставшейся мощности целесообразно провести экономическое сравнение СД и ВБК.

Экономическое сравнение СД и ВБК.

Запишем выражения для приведенных затрат на компенсацию с помощью СД, подключенного к шинам 6(10) кВ через кабельную линию с активным сопротивлением R_Л

З_СД = З_2СД Q + З^/_2СД Q², (6.30)

где З^/_2СД с учетом (6.13) и потерь мощности в КЛ

З^/_2СД = З_2СД + С_Р.Г R_Л/U². (6.31)

Выражения (6.30) и (6.20) аналогичны. При этом выражение для заведомо целесообразной мощности СД аналогично (6.29) [26]:

Q_СД.0 = , (6.32)

а выражение для дополнительной РМ СД аналогично (6.26)

Q_СД = . (6.33)

Для определения РМ Q_К.ВН, которую требуется скомпенсировать в сети 6(10)кВ, составляют баланс мощностей РМ

Q_Э + Q_К.ВН + Q_НБК = Q_Р.ВН + Q_Р.НН.

Откуда Q_К.ВН = Q_Р.ВН + Q_Р.НН - Q_Э - Q_НБК.

Если Q_К.ВН < Q_СД.0 + Q_СД,

то для компенсации всей РМ Q_К.ВН целесообразно использовать СД.

Если Q_К.ВН > Q_СД.0 + Q_СД,

то часть РМ, равную Q_СД.0 по (6.32), целесообразно компенсировать с помощью СД, а оставшуюся часть с помощью ВБК. При этом

Q_ВБК = Q_К.ВН - Q_СД.0.

Аналогично проводится экономическое сравнение генерации РМ СД и потребление РМ из энергосистемы.

Затраты З_Q при потреблении РМ из энергосистемы определяются стоимостью потребляемой РМ

З_Q = З_1Q Q, (6.34)

где З_1Q - удельная стоимость потребления РМ из энергосистемы.

Построим графики изменения затрат по (6.30) и (6.34) в функции РМ (рис. 6.3)

Дифференцируя затраты по РМ и приравнивая производные, получаем для точки А, в которой наклоны графиков З_Q = f(Q) и З_СД = f(Q) одинаковы

Q_СД.0 = (6.35,а)

где Q_СД.0 - заведомо экономичное значение РМ СД, соответствующее мини-

мальному сроку окупаемости (минимуму приведенных затрат при одновременном потреблении РМ от энергосистемы).

Точке Б соответствует максимальное целесообразное значение РМ СД Q_СД.М. Приравнивая правые части затрат по (6.30) и (6.34), получаем

Q_СД.М = (6.35,а)

или Q_СД.М = 2Q_СД.0.

Для экономического сравнения генерации РМ СД и НБК продифференцируем по РМ затраты на генерацию РМ СД по (6.30) и НБК по (6.20). Приравнивая производные, находим заведомо экономически целесообразное значение РМ СД

Q_СД.0 = . (6.36,б)

Приравнивая правые части затрат по (6.20) и (6.30), получаем для максимально целесообразного значения РМ СД

Q_СД.М = . (6.36,а)

или Q_СД.М = 2Q_СД.0.