ГОСУДАРСТВЕННАЯ ИНСПЕКЦИЯ ПО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМУ НАДЗОРУ (ГОСЭНЕРГОНАДЗОР)

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ (ВНИИЭ)

УТВЕРЖДАЮ: начальник Госэнергонадэора С. ВЕСЕЛОВ 30 августа 1973 г.

УКАЗАНИЯ

ПО КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ

«ЭНЕРГИЯ»

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ИНСПЕКЦИЯ НО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМУ НАДЗОРУ (ГОСЭНЕРГОНАДЗОР)

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ (ВНИИЭ)

УКАЗАНИЯ ПО КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ

«ЭНЕРГИЯ» МОСКВА 1974

б) «реактивная энергия», выданная в сеть энергосистемы за период ночного провала графика активных нагр>зок энергосистемы.

Г-3. Периоды наибольших и наименьших нагрузок устанавливаются энергоснабжающей организацией и фиксируются в договоре на отпуск электроэнергии.

Г-4. Для контроля наибольшей реактивной мощности, передаваемой из сетей системы потребителю, используются реактивные счетчики с указателями 30-минутного максимума и с реле времени. Для контроля «реактивной энергии», выдаваемой потребителем в сеть энергосистемы, используются счетные механизмы реактивных счетчиков со стопором.

В случае отсутствия специальных счетчиков и реле времени для их включения учет наибольшей потребляемой реактивной мощности и величины выдаваемой в сеть системы «реактивной энергии» производится по записям показаний обычных счетчиков. Записи подлежат 30-минутные показания счетчиков в часы наибольшей нагрузки системы и показания счетчиков на начало и конец суточного ночного провала активной нагрузки энергосистемы.

II. МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

РАЗДЕЛ 1

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ [А-6, А-7| ¹

Технико-экономические расчеты при выборе типа, места установки и режима работы компенсирующих устройств (КУ) должны выполняться в соответствии с «Типовой методикой определения экономической эффективности капитальных вложений», утвержденной Постановлением Госплана СССР, Госстроя СССР и Президиума АН СССР от 8 сентября 1969 г. № 40/100/33 [Л. 1].

Величина расчетных затрат в рублях при единовременных капитальных вложениях и постоянных текущих расходах

3=*Е_ВК + И_к    (1-1)

где К —капитальные вложения в сооружение объекта, руб.;

И —текущие затраты, руб.;

Е_и = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений [Л. 1].

Текущие затраты включают отчисления на амортизацию, расходы на обслуживание и оплату потерь электроэнергии.

Отчисления на амортизацию (на капитальный ремонт и реновацию) принимаются в соответствии с «Нормами амортизационных отчислений по основным фондам народного хозяйства СССР», утвержденными постановлением Совета Министров СССР от 1 сентября 1961 г.

Расходы на обслуживание и текущий ремонт (эксплуатационные расходы) приняты по данным [Л. 2 и 3]. ¹

Общие ежегодные отчисления от капитальных вложений определяются суммой нормативного коэффициента эффективности Е„, отчислений на амортизацию Е_л и расходов на обслуживание Е₀

£o£_B-f£_e + £₀.    (1-2)

Отсюда затраты в рублях

3-Е/С + С,    (1-3)

где С —стоимость потерь электроэнергии и активной мощности в электрической сети и в источниках реактивной мощности, руб.

Суммарные ежегодные отчисления от капитальных вложений приведены в приложении (табл. П-1).

Величина расчетных затрат (в рублях) в тех случаях, когда элементы сооружения имеют различные отчисления от капитальных вложений,

/

3-2 ^Е‘^К‘ + ^С>    (1-4)

/=1

где / — число элементов, имеющих различную величину отчислений от капитальных вложений.

Для объекта, сооружение которого осуществляется по этапам развития, величина затрат более поздних лет должна быть приведена к начальному году строительства.

Приведенные затраты (в рублях) за весь период развития Т лет

т

3-2 3,В{,    (1-5)

/ = 1

где 3_t — затраты в /-м году, руб;

B_t — | q од = 0.926 — коэффициент приведения для одного года. Затраты в /-м году, приведенные к началу строительства.

3_t - (3*, + ДС,) .0,926*,    (1-6)

где 3£t — отчисления от капитальных вложений в t-м году, руб.; ДС/ — изменение стоимости электроэнергии, потребленной в t-м году, по сравнению с (t—1)-м годом, руб.

Согласно [Л. 1) норматив для приведения разновременных затрат принят 0,08.

РАЗДЕЛ 2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТОИМОСТИ ПОТЕРЬ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ [А-7, в,г, Б-5|

Суммарная стоимость потерь (в рублях) активной мощности и электроэнергии определяется по одной из следующих формул:

С - Ь (аКи + М 4ВИ; (2-1) С - Ь №- + р) дА, (2-2)

где а — удельные затраты, обусловленные расширением электростанций системы для покрытия потерь активной мощности, руб/кВт;

Р — удельные затраты на выработку электроэнергии и на расширение топливной базы (себестоимость электроэнергии па шинах электростанций), руб/(кВт ч);

Км —отношение потерь активной мощности в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к наибольшим потерям активной мощности;

т —число часов максимальных потерь;

б — коэффициент, учитывающий затраты на расширение электрических сетей, обусловленные передачей мощности для покрытия потерь активной мощности;

АЯ_М — наибольшие потери активной мощности, кВт;

АЛ—потери электроэнергии, кВт-ч.

При выборе средств компенсации удобнее пользоваться формулой (2-1).

Удельная стоимость (руб/кВт) потерь активной мощности

Со* б(а/См + рт).    (2-3)

и тогда (в рублях)

С - С₀ДЯ_М.    (2-4)

Таблица 2-1 Значения удельных стоимостей потерь активной мощности а и потерь электроэнергии р для различных районов ОЭС

Район а. руб/кВт (J, коп/(кВт.ч) Районы ЕЕЭС—ОЭС Центра, Поволжья, Юга, Закавказья, Северного Кавказа, Северо-Запада, Урала..... 2-1.5 0,88 Восточные районы — ОЭС Средней Азми, Дальнего Востока, Северного Казахстана, Забайкалья ....... 13,0 0,71 Районы ОЭС Сибири......... 7,5 0,61

Значения аир, полученные на основании работы института «Энергосетьпроект» [Л. 2], приведены в табл. 2-1.

ДА

ДА,

(2-5)

А

Величина

где ДЯа — потери активной мощности в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы, кВт.

Число часов потерь активной мощности

м

Е N_mF,

т —

(2-6)

где М —общее число характерных суточных графиков реактивной нагрузки;

число дней работы в году по графику типа т\

Q_M—наибольшая реактивная нагрузка, Мвар;

площадь графика, ординаты которого определяются возведением в квадрат ординат суточного графика реактивной нагрузки типа т.

Площадь графика (Мвар² • ч)

L

?т - 2 <?/'/-    (2-7)

1-\

где Q/ —высота ступени / графика, Мвар; ti — ширина ступени / графика, ч;

L — общее число ступеней суточного графика.

Потери активной мощности в конденсаторах, а также одна из составляющих потерь в обмотках синхронной машины при генерации реактивной мощности пропорциональны величине генерируемой мощности, т. е. время потерь т равно числу часов использования максимума Т_и-

Для синхронного компенсатора число часов потерь холостого хода равно числу часов его работы.

Величина поправочного коэффициента 6

6-1 +0,02 ДЭ,    (2-8)

где ДЭ—• сумма потерь электроэнергии в процентах электроэнергии, передаваемой по сетям от электростанций системы к проектируемому объекту.

Средние значения ДЭ, по данным Энергосетьпроекта, приведены в табл. 2-2

Таблица 2-2

Характеристика сети 1 * • о s ! ъП 1 * j о Z °-х X С/ в) ■Ч Н О *2? ! Характеристика сети Эй - о х _ п к хл£ X .= V гая X о А н о £2? Сети общего иользова- Сельские сети: ния: 35 кВ 220—330 кВ 2.5 0-10 кВ 4,0 110—150 кВ 1.5 Городские сети 5,1 35 кВ 1,0 0-10 кВ 3.5

Пример 2-1. По ВЛ 35 кВ питается промпредприятие; суточные графики реактивной нагрузки в рабочий и праздничный дни "показаны на рис. 2-1. Число рабочих дней 259, праздничных 106.

Активное сопротивление линии 35 кВ и трансформатора, приведенное к напряжению 35 кВ, R ** 16 Ом. Наибольшая активная на-

грузка энергосистемы в 21 ч. Наибольшая реактивная нагрузка предприятия Q* — 7 Мвар, а реактивная нагрузка, соответствующая наибольшей активной нагрузке энергосистемы, 4,75 Мвар.

мВар

Определить стоимость дополнительных потерь активной мощности в линии 35 кВ и трансформаторе при передаче реактивной мощности по сетям 330, ПО и 35 кВ для энергосистемы Урала.

Решение. Поправочный коэффициент б по (2-8) и табл. 2-2 6-1 + 0.02(2,5 + 1,5 + 1,0) = 1,1.

Наибольшие потери активной мощности в линии и трансформаторе

ДР* - (-Jj-)² • 16-10* - 640 кВт.

Площадь графика по рис. (2-1) и формуле (2-7): для рабочего дня F\ - 3²-7 + 4,5²- 1 + 72-3 + 5,75²-2 + 6,75²-2 + 5,5²-3 + + 4,75² • 4 + 4,25² • 1 -f 3.25² • 1 « 600 Мвар² • ч;

21,9 Мвар²*ч.

для праздничного дня F₂ = 0,25² - 8 + 0,75* • 2 + 1,5^s • 8 + I² • 2 + 0,25² • 4 Число часов максимальных потерь по (2-6)

60Q-²⁵⁹ tJl,?: 106 _ ₃₂₂₀,

Стоимость потерь активной мощности по табл. 2-1 и формуле (2-1), где /См = (4,75/7)² = 0,461,

С = 1.1 (24,5 • 0,461 + 0,88 • 10-* • 3 220) . 640 = 27 900 руб. Пример 2-2 [А-7,в). Для данных примера 2-1 определить стоимость потерь активной мощности и электроэнергии при условии, что

к шинам подстанции 10 кВ присоединена конденсаторная батарея (БК) мощностью 4 Мвар. В рабочие дни БК включена круглосуточно и отключается в праздничные дни. Удельные потери активной мощности в конденсаторах 3,5 кВт/Мвар.

Определить стоимость потерь.

Решение. Площадь графика по рис. 2-1 и формуле (2-7) для рабочего дня:

F1 = [ (3—4)² • 7 + (4,5—4)² • 1 + (7—4)* • 3 + (5,75—4)* • 2 +

+ (6,75-4)2.2+ (5,5-4) 2.3 + (4,75-4)2.4 +

+ (4,25-4)2.1 + (3,25—4)2. 1] =» 64.9 Мвар²._Ч.

64,9.259 + 21,9.106 (7-4)*

- 2 120.

X

Число часов потерь по (2-6)

Передаваемая реактивная мощность при наибольшей активной нагрузке энергосистемы (рис. 2-1)

= 4,75-4 = 0,75 Мвар.

Потери активной мощности в линии и обмотках трансформатора для режима наибольшей активной нагрузки энергосистемы

HP -(Ajp~У • 16-Ю^э — 7,35 кВт.

Потери в конденсаторах АР* =* 3,5 • 4 *= 14 кВт.

Суммарные потери в режиме наибольшей активной нагрузки энергосистемы

АР. = 7,35 + 14 = 21,35 кВт.

Наибольшие потери активной мощности / 7 — 4 \2

АР_и - (—35-) * 16-10* + 14 - 132 кВт.

Стоимость потерь активной мощности

С= 1,1(24,5-0,16 + 0.88 IQ-²-2 120) -132 = 3278 руб..

где

*--тяг-⁰*¹⁶-

Годовая экономия стоимости потерь при установке БК 27 900—3 278 = 24 622 руб.

РАЗДЕЛ 3

РАСЧЕТНЫЕ ЗАТРАТЫ НА ГЕНЕРАЦИЮ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ |А-7,а|

А. Основные положения |А-8)

Источники реактивной мощности могут быть трех типов [А-8]: воздушные и кабельные линии электрических сетей; генераторы электростанций и синхронные двигатели; дополнительно устанавливаемые компенсирующие устрой-

ства — синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов поперечного включения, вентильные установки со специальным регулированием в др.

В общем случае затраты (в рублях) на генерацию реактивной мощности могут быть определены по формуле

3- 3₀ + 3.Q + 3,Q«    (3-1)

где Q — генерируемая источником реактивная мощность для проек тируемой установки Мвар;

Зи — постоянная составляющая затрат не зависящая от генерируемой мощности, руб.;

3| — удельные затраты на I Мвар генерируемой мощности, руб/Мвар;

удельные затраты на 1 Мвар¹ генерируемой мощности, руб/Мвар

Б. Воздушные и кабельные линии |А-8, а, Б-4, а)

Генерируемая воздушными и кабельными линиями реактивная мощность пропорциональна квадрату напряжения сетв в длине линии.

Для практических расчетов можно пользоваться средними значениями генерируемой мощности, приводимыми в справочниках [Л 2]

Затраты на генерацию реактивной мощности линиями 3 к 0.

Пример 3-1. Определить реактивную мощность, генерируемую кабельной линией 35 кВ, длиной 5 км, с сечением жил кабеля 120 мм² при относительном напряжении сети 1,05.

Решение. Генерируемая 1 км кабеля реактивная мощность при номинальном напряжении сети |Л. 2, табл 7-13| составляет 99 квар/км

Общая мощность, генерируемая сетью 35 кВ:

Q — 5 • 1,05* • 99 ™ 545 квар.

При выборе средств компенсации эта мощность должна быть учтена

В Синхронные двигатели и генераторы электростанций

|А*7, а, А-8,6, Б-4, б|

Генерируемая синхронным двигателем (СД) реактивная мощность зависит от коэффициента загрузки по активной мощности р, коэффициента загрузки по реактивной мощности а и относительной величины напряжения на зажимах 0.

Максимальная величина реактивной мощности (Мвар), которую может генерировать СД,

(3-2)

где Р_в — номинальная активная мощность, МВт; tg <Гн. Пв — соответствуют номинальным данным двигателя;

а и — наибольшая допустимая перегрузка СД по реактивной мощности, зависящая от типа двигателя, относительно*

го напряжения и коэффициента загрузки по активной мощности (определяется по табл. 3-1).

При подсчете нагрузок предприятия располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей должна определяться по выражению (3-2) или по табл П-2 — П-б.

Средние значения а* для двигателей СДН, СТД, СД и СДЗ приведены в табл. 3-1, составленной на основании работы, выполненной во ВНИИЭ.

Таблица 3-1 Средние значения «м для синхронных двигателей серий СДН, СТД, СД и СДЗ

Серия, номинальное напряжена и частоте вращения двигателя х 2 £.* т Коэффициент загрузки р 5 2 * 11 X 0,9 0,8 0.7 СДН, 6 и 10 кВ (для всех частот 0,95 1.31 1,39 1,45 вращения) 1,0 1.21 1.27 1,33 1,05 ! ,06 1.12 1.17 СДН, 6 кВ: 600—1000 об/мин 1,1 0,89 0,94 0.96 375—500 об/мин 1,1 0,88 0,92 0,94 187—300 об/мин и 0,86 0,88 0,9 100—167 об/мин СДН, 10 кВ: и 0,81 0,85 0,87 1000 об/мин 1,1 0.9 0,98 1.0 250—750 об/мин и 0.86 0.9 0,92 СТД, 6 и 10 кВ, 3000 об/мин 0,95 1.3 1.42 1.52 1.0 1,23 1.34 1,43 1,05 1.12 1,23 1,31 и 0.9 1,08 Мб СД и СДЗ, 380 В, для всех ча- 0,95 1,16 1,26 1,36 стот вращения 1.0 1.15 1.24 1,32 1,05 1.1 1,18 1.25 и 0.9 1,06 1,15

Синхронные двигатели нормальных серий изготовляются с опережающим cos ф “ 0,9 независимо от реактивной мощности, которую предприятие может использовать. Поэтому в расчетных затратах должна учитываться только стоимость активных потерь электроэнергии на генерацию реактивной мощности и стоимость регулятора возбуждения, если он устанавливается.

Потерн активной мощности (кВт) в СД на генерацию реактивной мощности Q

О, О,

^др - V +    Q'.    (3-3)

где D\_t — постоянные величины, зависящие от технических параметров двигателя, кВт.

Величины D\ и О, для двигателей СДН, СТД, СД и СДЗ приведены в табл. П-2 — П-5.

Для группы параллельно работающих однотипных синхронных двигателей

_    /О,    2£>,у_пр\    _D

^“(о7+-ятг o+otfr*

где Q, Q_Bp — реактивная мощность, генерируемая группой однотипных двигателей соответственно для проектируемого объекта и для прочих потребителей, Мвар;

N — число однотипных двигателей.

Затраты 3₀ (руб.), З_х (руб/Мвар) и 3* (руб/Мвар²) в (3-1) для СД составляют:

3_e - £pN/(p,

D_t

Ql"'

где K_v — стоимость регулятора возбуждения СД, руб.;

Е_р — величина отчислений от /С_р;

Су —стоимость потерь, определяемая по формуле (2-3), руб/кВт.

Величины Du D₂ и Q_B в формулах (3-3), (3-4) и (3-5) относятся к одному двигателю.

Для практических расчетов можно принимать Зо ⁴¹ 0.

Для генераторов электростанций Зо ^в 0; 3| и 3₂ определяются также но (3-5). Величины D| и D₂ для генераторов приведены в табл. П-6 |/1 4).

Пример 3-2. Определить расчетные затраты на генерацию реактивной мощности 1,5 Мвар тремя синхронными двигателями 6 кВ, I ООО кВт, Р =* 0,8 при напряжении сети 5,7 кВ (О =* 0,95) для четырех случаев, когда частота вращения двигателей 1 ООО, 500, 250 и 100 об/мин. при следующих данных: /С_р ** 200 руб.; Ер =■ 0,27; С₀ — 60 руб/кВт.

Решение. По табл. (3-1) а_м * 1,39, так что оасполагаемая реактивная мощность трех двигателей Q* =■ 3 • 1,39 • 0,511 — 2,14 > > 1,5 Мвар.

По выражениям (3-5) и (3-1) для каждой группы СД определяем Зо, 31, За, 3. Результаты расчета сведены в табл. 3-2.

Наименование	Группа
	i	II	(П	IV
QH. Мвар ........	0,511	0,511	0,52	0,532
Ьи кВт .........	5,09	6,61	10,0	15,3
£>,, кВт.........	3,99	5,88	7.19	10,6
30. руб..........	162	162	162	162
3н руб/Мвар .....	596	770	1150	1730
3„ руб/Мвар*......	306	450	532	750
3. руб...........	1742	2330	3082	4445
3, о. е..........	1.0	1.34	1.77	2,56

Пример 3-3. Проектируемое промышленное предприятие получает реактивную мощность Q = 20 Мвар от двух турбогенераторов типа ТВ-2-100-2 мощностью по 100 МВт, которые до присоединения к сети предприятия передавали в сеть реактивную мощность Qnp = 80 Мвар.

Определить величину расчетных затрат на генерацию реактивной мощности для проектируемого предприятия при следующих данных (табл. П-6 [Л. 4]):

D\ = 76 кВт; D₂ » 116 кВт; Q„ — 62 Мвар; С₀ =» 60 руб/кВт.

Величины затрат в формуле (3-5):

/76    2-116-80 X    _л

31 *=* 60 ^^2    Q2*.2 /    ^    ^    руб/Мвар;

116

3| — 6О- 02» 2 ™ 0,905 руб/Мвар*.

Отсюда

3 = 219-20 + 0,905• 20² = 4 730 руб.

Г. Конденсаторы поперечного включения (БК) |А-7, а, А-8, в|

Генерируемая БК реактивная мощность (Мвар) пропорциональна квадрату напряжения на ее зажимах

где £/_бк—отношение номинального напряжения конденсаторов к номинальному напряжению сети;

о

U —относительная величина напряжения сети в пункте присоединения БК.

о

Для БК напряжением до 1000 ВС/_БК«1; для БК напряжением 6—10 кВ £/_бк = 1,05.

КП2.1 У 41

УДК 621.316.1 01625(083 133)

Указания по компенсации реактивном мощности У41 в распределительных сетях. М., «Энергия», 1974.

72 с. с ил. (M-во энергетики и электрификации СССР. Госэнергонадзор. ВНИИЭ).

Указания содержат директивную и методическую части.

В директивной части содержатся основные положения о задаче компенсации реактивной мощности в распределительных сетях, рекомендации по выбору средств компенсации при проектировании и использовании этих средств при эксплуатации, а также по контролю ва выполнением требований Указаний в действующих сетях.

В методической части излагается методика технико-экономических расчетов при выборе средств компенсации в распределительных сетях.

Указания распространяются на всех потребителей электроэнергии и являются обязательными для электроснабжающих организаций и организаций, проектирующих электроустановки, независимо от их ведомственной принадлежности.

О Государственная инспекция по энергетическому надзору Министерства энергетики и электрификации СССР (Госэнергонадзор), 1974 г.

Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях

Редактор Ф. Ф. Карпов. Редактор издательства И. Г. Натанович. Технический редактор М. Н. Осипова.    Корректор    Г. Г. Желтова

Сдано в набор 21/1 1974 г. Подписано к печати 26/1V 1974 г. Т-20898 Формат 84X1087» Бумага типографская Nt 2 Уел. печ. л. 3.78 Уч.-изд. л. 4.58 Тираж 50 000 экэ. Заказ 39 Цена 23 коп.

Издательство «Энергия*, Москва. М-114, Шлюзовая наб., 10

Набрано в московской типографии № 13 Союзполнграфмрома при Государственном комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли 107005, Москва, Б-5, Денисовский пер., 30 Отпечатано в Чеховском полиграфическом комбинате Союэполиграфпрома при Государственном комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли, г. Чехов. Московской области. Заказ 1307.

Настоящие «Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях» заменяют собой «Руководящие указания по повышению коэффициента мощности в установках потреби телей электрической энергии*, утвержденные Союзглавэнерго 7 фев раля 1961 г.

Указания распространяются на всех потребителей электроэнергии и являются обязательными для электроснабжающих организа ций и для организаций, проектирующих электроустановки, незави симо от их ведомственной принадлежности.

Указания вводятся для проектных организаций с 1 июля 1974 г., а для действующих предприятий — после утверждения Комитетом цен при Совете Министров СССР шкалы скидок и надбавок к тарифу на электрическую энергию

Предлагаемая методика выбора компенсирующих устройств ограничивается задачей компенсации реактивной мощности для режима прямой последовательности основной частоты. Вопросы использования конденсаторных установок для симметрирования режима напряжения и для фильтрации высших гармоник не рассматриваются. Также не рассматривается задача использования средств компенсации для регулирования напряжения. Для решения ука занных задач следует обращаться к соответствующим документам.

При решении помещенных в настоящей работе примеров расчета по выбору компенсирующих устройств проверка режима напряжения сети, токбвых нагрузок ее элементов и т. п. не выполнялась. При проектировании выбор средств компенсации должен производиться одновременно с выбором всех элементов питающей и распределительной сетей для нормального и послеаварийного режимов работы и при этом должны учитываться все технические ограничения. Вариант компенсации реактивной мощности, не удовлетворяющий хотя бы одному техническому ограничению, должен отбрасываться. При небольшом различии в величине расчетных затрат в пределах точности расчета и исходных данных следует принимать вариант с лучшими техническими показателями (удобство эксплуатации, расход оборудования и т. д.).

Использеравные в примерах расчета стоимостные показателя при конкретном проектировании должны уточняться по действующим ценам

В табл. Г1-? —11-5 приведены параметры, необходимые для определения потерь электроэнергии на генерацию реактивной мощности синхронными двигателями серий СДН, СТД, СД и СДЗ. Таблицы составлены по результатам расчетов на ЦВМ по разработанной во ВНИИЭ методике.

Для двигателей других типов с достаточной для практических расчетов точностью можно пользоваться данными приложения, подбирая ближайший по техническим характеристикам двигатель.

I. ДИРЕКТИВНАЯ ЧАСТЬ

А. Основные положения

А-!. Указания охватывают задачи компенсации реактивной мощности в распределительных сетях для режима прямой последовательности основной частоты переменного тока.

Несимметричные и несинусоидальные режимы, а также режимы работы сети с резкопеременными нагрузками в настоящих Указаниях не рассматриваются.

При решении задач использования средств компенсации для целей регулирования напряжения следует обращаться к «Временным указаниям по регулированию напряжения в электрических сетяхэ.

А-2. Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях распространяются на всех потребителей электроэнергии и являются обязательными как для электроснабжающих организаций, так и для организаций, проектирующих электроустановки, независимо от их ведомственной принадлежности.

А-3. Выбор типа, мощности, места установки и режима работы компенсирующих устройств должен обеспечивать наибольшую эко*² номичность при соблюдении всех технических ограничений [5] *.

А-4. При проектировании компенсирующие устройства выбираются одновременно со всеми элементами питающих и распределительных сетей [5].

А-5. Выполнение технических требований должно обеспечивать [5]:

а)    допустимый режим напряжения в питающей и распределительной сетях;

б)    допустимые токовые нагрузки всех элементов сетей;

в)    режим работы источников реактивной мощности в допустимых пределах;

г)    необходимый резерв реактивной мощности в узлах сети;

д)    статическую устойчивость работы сетей и электроприемников.

А-6. Критерием экономичности является минимум приведенных затрат [1, 5].

А-7. При определении величины приведенных затрат следует учитывать:

а) затраты на установку компенсирующих устройств и дополнительного оборудования — коммутационных аппаратов, устройств регулирования и т. п. [3 — Б, Г. Л]:

б)    снижение стоимости оборудования трансформаторных подстанций и стоимости сооружения питающей и распределительной сетей, обусловленное уменьшением токовых нагрузок [6 — Б, В];

в)    снижение потерь электроэнергии в питающей и распределительной сетях [2. 4];

г)    снижение установленной мощности электростанций, обусловленное уменьшением потерь активной мощности [2].

А-8. Источники реактивной мощности могут быть трех типов [З-А]:

а)    воздушные и кабельные линии электрических сетей [3—Б);

б)    генераторы электростанции и синхронные двигатели [3— В];

в)    дополнительно устанавливаемые компенсирующие устройства—синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов поперечного включения, вентильные установки со специальным регулированием и др [3— Г, Д].

А-9. Предусмотренные в утвержденном проекте компенсирующие устройства устанавливаются в обязательном порядке. Их отсутствие или недостаточное количество является основанием для запрещения подключения к сети электроустановки

А-10. Выбор средств компенсации должен производиться для режима наибольшего потребления реактивной мощности в сети проектируемой электроустановки [5).

Энергосистема должна выдать организации, проектирующей присоединяемую к сети системы электроустановку, значения величин реактивной мощности, передаваемых из сети системы для режимов наибольшей и наименьшей активных нагрузок системы, а также для послеаварийных режимов [7, 8, 9 — В].

А-! 1. Для наиболее экономичного использования компенсирующих устройств в эксплуатации некоторая их часть должна оборудоваться устройствами регулирования генерируемой мощности в соответствии с задачами регулирования напряжения сети и изменениями ее реактивных нагрузок. В первую очередь должны снабжаться устройствами автоматического регулирования возбуждения синхронные двигатели. При отсутствии синхронных двигателей или недостаточной их мощности * устройствами регулирования должны снабжаться конденсаторные батареи

Суммарная мощность нерегулируемых батарей, как правило, не должна превышать величину наименьшей реактивной нагрузки сети [9 — В].

А-12. Ответственность абонентов за использование источников реактивной мощности, а также обязанности электроснабжающей организации по осуществлению контроля за действиями абонента, указываются в договорах на отпуск электроэнергии и периодически проверяются органами Госэнергонадзора.

Б. Проектирование

Б-1. При проектировании электроустановки выбираются варианты с наименьшим потреблением реактивной мощности. Для этого:

а)    не должен допускаться выбор электродвигателей и трансформаторов с необоснованно заниженной загрузкой;

б)    для нерегулируемых электроприводов с постоянным режи мом работы должны выбираться синхронные двигатели, если это возможно по техническим и экономическим условиям [б. 6];

в)    должны предусматриваться меры по ограничению холостого хода асинхронных двигателей, если это возможно по условиям технологического процесса;

г)    должны предусматриваться другие технические средства, обеспечивающие повышение технико-экономических показателей системы электроснабжения путем воздействия на потребление и генерацию реактивной мощности.

Б-2. Проектирование рекомендуется вести с учетом динамики роста нагрузок и поэтапного развития системы электроснабжения. Для каждого этапа определяются мощность и места установки компенсирующих устройств, решается вопрос о необходимости их регулирования, выбирается параметр регулирования и т. д. [9 — А).

При небольшом различии в величине приведенных затрат по вариантам в пределах точности расчета и исходных данных принимается вариант с лучшими техническими показателями (перспективность схемы, удобство эксплуатации, расход материалов и оборудования и т д ).

Б-3. При выборе средств компенсации, устанавливаемых в распределительных сетях, исходными являются следующие данные, получаемые от энергосистемы:

а)    экономически обоснованная наибольшая величина реактивной мощности, которая может быть передана из энергосистемы в режиме ее наибольших активных нагрузок в сеть проектируемой электроустановки; эта величина определяется при проектировании сетей системы с приближенным учетом потерь электроэнергии в распределительной сети проектируемой электроустановки [7];

б)    определенная по техническим условиям наименьшая величина реактивной мощности, которая может быть передана из сети энергосистемы в режиме ее наименьших активных нагрузок (ночной минимум графика активных нагрузок системы) (9 — BJ;

в)    определенные по техническим условиям наибольшие величины реактивных мощностей, которые могут быть переданы из сети энергосистемы в послеаварийных режимах.

Величины реактивной мощности по п. Б-3 используются при технико-экономическом обосновании выбора устройств компенсации и при выборе режима работы этих устройств. Энергосистемой должны быть заданы для режима наибольшей реактивной нагрузки проектируемой электроустановки значения первой и второй производных от суммарных потерь активной мощности в сетях системы по величине реактивной нагрузки в пункте присоединения к сети электроустановки или соответствующие значения расчетных затрат. При наличии этих данных энергосистема заменяется экономически эквивалентным источником реактивной мощности (4).

Б-4. При выборе компенсирующих устройств необходимо:

а)    учитывать реактивную мощность, генерируемую воздушными линиями, токопроводами и кабельными линиями с номинальными напряжениями выше 20 кВ, а для кабельных сетей значительной протяженности — также и б-—20 кВ [3 — Б];

б)    определять целесообразную степень использования реактивной мощности генераторов местных электростанций и синхронных двигателей для сетей как б—20 кВ, так и до 1 ООО В [5. 6 — Б. Д. EJ;

в)    проверять возможность уменьшения пропускной способности элементов питающей и распределительной сетей при увеличении

2*    7

етепени компенсации (уменьшение числа п мощности трансформаторов. снижение сечений проводов и кабелей и г. п ) (6 — Б, В];

г)    выбирать способы управления компенсирующими устройства-ми — ручное, дистанционное или автоматическое; параметр регулирования— напряжение, реактивная мощность, время и т. д. [9 — В];

д)    по возможности учесть дополнительный экономический эффект при использовании средств компенсации для повышения качества электроэнергии.

Б-5. При технико-экономических расчетах стоимость потерь электроэнергии и активной мощности определяется по методике, изложенной в разд 2 методической части.

Б-6. При выборе средств компенсации необходимо учитывать, что наибольший экономический эффект достигается при их размещении в непосредственной близости от потребляющих реактивную мощность электроприемников.

Передача реактивной мощности из сети 6—35 кВ в сеть до 1 ООО В, как правило, оказывается экономически невыгодной, если это приводит к увеличению числа цеховых трансформаторов [6 — Б).

Для электроустановок небольшой мощности, присоединяемых к действующим сетям 6—10 кВ, экономически оправданной, как правило, оказывается полная компенсация реактивной мощности на стороне до 1 ООО В [6 — Г].

Б-7 Распределять конденсаторные установки на разных ступенях электроснабжения следует на основании технико-экономического расчета.

Нерегулируемые конденсаторные установки в сетях до 1 ООО В должны размещаться в цехах у групповых распределительных пунктов, если окружающая среда допускает такую установку (8-Б, В].

Место установки регулируемых конденсаторных батарей в сетях до 1 ООО В должно определяться с учетом требований регулирования напряжения сети или регулирования реактивной мощности 18- Г]

Установка конденсаторных батарей на стороне 6—10 кВ цеховых подстанций не рекомендуется.

Индивидуальная компенсация может быть целесообразной лишь у крупных электроприемников с относительно низким коэффициентом мощности и с большим числом часов работы в году.

Б-8. При составлении баланса реактивной мощности по узлам сети в нормальных режимах ее работы следует учитывать возможное увеличение потребления реактивной мощности при регулировании напряжения [9 — Б].

Необходимо предусматривать обоснованный резерв реактивной мощности в узлах сети для обеспечения технических требований к работе сетей и электроприемников в послеаварийных режимах.

В. Эксплуатация

В-1. При эксплуатации электроустановок должны осуществляться следующие мероприятия, снижающие потребление реактивной мощности:

а) упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования н к снижению расчетного максимума реактивной нагрузки;

Ь

б)    ограничение холостой работы асинхронных двигателей, сварочных трансформаторов и других электроприемников путем внея* рения ограничителей холостого хода;

в)    замена или отключение не период малых нагрузок трансформаторов, загружаемых менее чем на 30% их номинальной мощности, если это допускается по условиям режима работы сети и электроприемников;

г)    замена загружаемых менее чем на 60% асинхронных двигателей на двигатели меньшей мощности при условии технико-экономического обоснования и при наличии практической возможности такой замены;

д)    замена асинхронных двигателей синхронными, допустимая по условиям работы электропривода, если асинхронные двигатели подлежат демонтажу вследствие износа, изменения технологического процесса или возможности использования в других установках, не нуждающихся в искусственной компенсации реактивных нагрузок, а также в других случаях, если замена может быть обоснована технико-экономическим расчетом.

В-2. Должен быть обеспечен систематический контроль за работой имеющихся на электроустановке компенсирующих устройств.

Не реже 2 раз в год должно проверяться соответствие действующей компенсирующей установки проектным данным, а именно:

а)    тип и мощности используемых источников реактивной мощности;

б)    их техническое состояние;

в)    их рабочий режим;

г)    наличие н действие устройств автоматического управления и регулирования, правильность выбранных уставок этих устройств;

д)    величина суммарной потребляемой реактивной мощности в зависимости от рабочего режима электроснабжающей организации.

Указанные данные должны быть зафиксированы в акте, который должен предъявляться представителю органов Госэнергонадзора.

В-3. Электроснабжаюшая организация ежеквартально контролирует величину реактивной мощности, передаваемой предприятию из сетей системы в режимах ее наибольших и наименьших активных нагрузок.

В-4. Для целей регулирования напряжения или реактивной мощности на промышленных предприятиях в первую очередь должны использоваться синхронные двигатели. При отсутствии синхронных двигателей или их недостаточной мощности устройствами регулирования должны снабжаться конденсаторные батареи [9—В]

В-б. При изменении нагрузок по сравнению с принятыми при проектировании в режим работы источников реактивной мощности следует вносить соответствующие коррективы.

Г. Контроль

Г-1. Контроль за величиной реактивной мощности потребителей осуществляется энергосбыта ми энергосистем и Госэнергонадзором.

Г-2. Контролируемыми являются следующие величины: а) наибольшая потребляемая реактивная мощность за получасовой период в режиме наибольшей активной нагрузки энергосистемы;

1

Здесь и далее в квадратных скобках указываются разделы директивной части Указаний.

2

Здесь и далее в квадратных скобках указываются разделы методической части Указаний.