Анализ систем управления конденсаторными установками компенсации реактивной мощности в сети 0,4 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Оглавление

Введение

Глава 1. Анализ потерь и путей по их уменьшению в системе электроснабжения промышленных предприятий

1.1 Анализ потерь в системе электроснабжения промышленного предприятия

1.1.1 Классификация потерь в системе электроснабжения промышленного предприятия

1.1.2 Потери в понижающих трансформаторах

1.1.3 Потери в кабельных линиях

1.1.4 Прочие потери в сетях низкого напряжени

1.2 Влияние коэффициента мощности сети на потери в системе электроснабжения промышленного предприятия

1.3 Анализ путей уменьшения потерь в системе электроснабжения промышленных предприятий за счет компенсации реактивной мощности

1.3.1 Анализ мероприятий по уменьшению потребления реактивной мощности приемниками электрической энергии

1.3.2 Анализ технических средств, применяемых для компенсации реактивной мощности

1.4 Анализ влияния компенсации реактивной мощности на параметры системы электроснабжения промышленного предприятия

Выводы по главе

Глава 2. Источники реактивной мощности

2.1 Анализ систем управления конденсаторными установками компенсации реактивной мощности в сети 0,4 кВ

2.2 Формирование вектора напряжения на шинах узла нагрузки

2.3 Нечеткое управление синхронного компенсатора с применением алгоритма Мамдани

2.4 Адаптивное нечеткое управление синхронного компенсатора с применением нейронной технологии

Выводы по главе

Глава 3. Разработка метода и алгоритма управления режимом реактивной мощности при асимметрии системы электроснабжения промышленного предприятия

3.1 Разработка математической модели датчика асимметрии устройства для системы управления УКРМ

3.2 Выбор программы и моделирование измерительной части конденсаторной установки компенсации реактивной мощности

3.3 Разработка алгоритма управления мощностью конденсаторной установки при несимметричной нагрузке по фазам

Выводы по главе

Заключение

Список литературы

Приложение А - Дифференциальные уравнения синхронного компенсатора, пассивной активно-индуктивной нагрузки и асинхронной нагрузки

Введение

компенсация мощность электроснабжение измерительный

Производство электроэнергии выполняется в рамках Единой энергосистемы, а также автономными электростанциями, использующие энергии ветра, солнца, воды, химическую энергию преобразования попутного газа, нефти и других углеводородов. Качество вырабатываемой электроэнергии должно отвечать ГОСТ 32144-2013, где допустимое значение отклонения не более % от номинального значения напряжения; допустимое значение отклонение частоты не более % от номинального значения частоты.

Отклонение параметров от нормативных величин связано с нарушением установившихся режимов или балансов активной и реактивной мощностей. Следствием нарушения баланса генерируемой и потребляемой активных мощностей является изменение частоты. Следствием нарушения баланса генерируемой и потребляемой реактивной мощностей является изменение напряжения. Например, для асинхронных двигателей (АД) снижение напряжения на 15% от номинального значения уменьшает электромагнитный момент на 75 %, а снижение частоты на 5 % понижает реактивное сопротивление и увеличивает статорный ток, что приводит к дополнительному нагреву АД.

Снижение активной составляющей тока в линии передач связано с оптимальным выбором установочных мощностей АД при сохранении их производительности и эффективности работы.

Снижение реактивной составляющей связано с компенсацией реактивной мощности нагрузки.

Методология компенсации реактивной мощности нагрузки потребителей рассматривалась как снижения потерь мощности в сетях. При этом экономическое стимулирование установки компенсирующих устройств в системах электроснабжения промышленных предприятий осуществлялось с помощью скидок и надбавок к тарифам на активную электроэнергию

Компенсация реактивной мощности - путь к уменьшению потерь в системе электроснабжения больших и малых промышленных предприятий и ее в полной мере можно отнести к энергосберегающим технологиям. Качество электрической энергии на предприятиях, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ 32144-2013. Повышенная потребляемая из сети реактивная мощность и снижение качества напряжения влечет за собой дополнительные расходы на оплату электроэнергии и ремонт выходящего из строя технологического оборудования.

Для минимизации потерь с целью улучшения использования электрической энергии в условиях ограничений на максимальную потребляемую мощность большая роль отводится новым техническим средствам и системам управления, позволяющим улучшить энергетические характеристики: повысить коэффициент мощности сети (cos(ц)) до заданных значений и уменьшить содержание гармоник в напряжении сети. Повышение cos(ц) позволяет уменьшить потребление из сети активной и реактивной энергии и увеличить срок службы оборудования за счет разгрузки по мощности.

В последнее десятилетие возникло несоответствие между достигнутым уровнем теории и новыми задачами развития теории источников реактивной мощности (ИРМ).

В связи с этим в работе предлагается рассмотреть следующие проблемы:

- разработать метод и алгоритм управления ИРМ в системе электроснабжения промышленных предприятий при наличии асимметрии по фазам;

- разработать методики проектирования регулятора тока возбуждения синхронного компенсатора с применением современных технологий;

- разработать методы и алгоритмы оптимального управления компенсацией реактивной мощности в системах электроснабжения предприятий.

Поставленные проблемы носят комплексный характер. Их системное решение не получило в настоящее время развития в силу недостаточной теоретической разработки вопросов управления. Вместе с тем, использование микропроцессорной техники обеспечивает создание сложных и в тоже время эффективных и надежных средств регулирования, а микропроцессорное управление ИРМ позволяет существенно шире использовать для управления сложные расширенные логические законы управления для снижения потерь в линии передач. Реализация системного подхода к проектированию современных ИРМ требует развития общей методологии проектирования ИРМ, создания новых элементов технологической цепи производства и потребления электрической энергии недетерминированными объектами.

С учетом вышеизложенного задача разработки и модернизация существующих ИРМ, на основе современных технологий и элементной базы для снижения потерь при передаче электроэнергии, является актуальной.

Глава 1. Анализ потерь и путей по их уменьшению в системе электроснабжения промышленных предприятий

Рассматривая промышленное предприятие как большую техническую и организационную систему, следует выделить из нее электрическое хозяйство как подсистему.

Электрическое хозяйство является большой сложной иерархической системой, которая включает в себя систему электроснабжения, силовое электрооборудование и автоматизацию, электроосвещение, эксплуатацию и ремонт электрооборудования. Во всех элементах системы электроснабжения промышленных предприятий возникают потери электрической энергии, связанные с ее передачей, с постоянным увеличением и усложнением электрического оборудования.

1.1 Анализ потерь в системе электроснабжения промышленного предприятия

1.1.1 Классификация потерь в системе электроснабжения промышленного предприятия

Фактические (отчетные) потери ?Q определяют как разницу между электроэнергией, отпущенной с шин электрических станций Wо.с. и суммой электроэнергии, оплаченной потребителями Wп.о. и израсходованной на производственные нужды энергосистемой Wп.н.:

, (1.1)

Величина фактических потерь включает в себя технические потери ?WТ и коммерческие потери ?WK . Технические потери разделяются на нагрузочные потери ?Wн, потери холостого хода ?Wх.х., потери на корону ?Wкор в линиях электропередач и джоулевы потери ?Wд в кабельных линиях. Структура расхода электроэнергии показана на рис. 1.1. Классифицируют их и по группам элементов сетей.

По электрическим сетям 0,4-20 кВ распределяется около 40% всей вырабатываемой электроэнергии, поэтому правильное построение системы распределения энергии, обеспечивающее высокую надежность систем электроснабжения и уменьшение потерь в электрических сетях, имеет важное значение [8, 9, 10].

К потерям в сетях низкого напряжения относятся потери в понижающих трансформаторах, в кабельных линиях на джоулево тепло, потери в измерительных трансформаторах тока и трансформаторах напряжения, включая счетчики электроэнергии, а также расход электроэнергии на собственные нужды подстанций [11].

Рис. 1.1 - Структура расхода электроэнергии на ее передачу

1.1.2 Потери в понижающих трансформаторах

Преобразование напряжения в трансформаторных подстанциях сопровождается потерями энергии. Эти потери покрываются за счет увеличения мощности источников питания.

Потери энергии в трансформаторах разделяются на потери в обмотках на джоулево тепло и потери в сердечнике. Величина потерь в трансформаторах зависит от коэффициента нагрузки трансформатора, который равен:

. (1.2)

Потери в трансформаторе определяются его КПД. Согласно [12] КПД трансформатора определяется по формуле:

, (1.3)

где Пх.х. и Пк.з. - потери ХХ и короткого замыкания (КЗ), кВт;

Pном - номинальная мощность трансформатора, кВА;

в - коэффициент нагрузки трансформатора.

В [13] приведены более точные методы расчета КПД трансформатора, но оценка результатов показывает незначительное 0,3% их отличие от значений, получаемых по формуле (1.3).

Кроме мгновенного значения потерь используется понятие годовых и суточных относительных потерь энергии, равных отношению потерь энергии за сутки или за год к величине энергии, потребляемой из сети. Величина реальных суммарных потерь в понижающих трансформаторах может достигать (5-8) % от энергии, потребляемой из сети [12].

1.1.3 Потери в кабельных линиях

Силовые кабели предназначаются для передачи и распределения электрической энергии. Сооружение и эксплуатация кабельных линий обходятся всегда дороже воздушных.

К потерям в кабельных линиях, которые необходимо принимать во внимание, относятся главным образом джоулевы потери.

Погрешности определения потерь в кабельных линиях обусловлены неточным знанием длин линий, старением кабеля и т.п. С целью уточнения фактических параметров линий целесообразно проводить опыты ХХ и КЗ при выводе линий на ремонт.

Для расчета допустимой нагрузки необходимо учитывать все источники тепла, возникающие в кабеле при его работе, а также тепловые воздействия на кабель со стороны окружающей среды.

1.1.4 Прочие потери в сетях низкого напряжения

Известно, что потери энергии в сетях низкого напряжения при постоянных параметрах линии, схеме питания и передаваемой мощности меняются в зависимости от распределения нагрузки по фазам. Несимметрия напряжения и токов приводит к дополнительным потерям мощности и электроэнергии в сети, сокращению сроков службы электрооборудования, проводников и трансформаторов и к перегрузке отдельных фаз.

Для оценки уровня асимметрии напряжения введено понятие коэффициента несимметрии напряжения [15],

(1.4)

где U2 - напряжение обратной последовательности, В;

Uл.ном - номинальное линейное напряжение, В.

Согласно с нормативными требованиями, приведенными в [5] коэффициент несимметрии напряжения не должен превышать 2 %. По мере приближения к шинам трансформаторной подстанции асимметрия резко снижается. При проектировании асимметрию учитывают путем соответствующего увеличения нормируемых электрических нагрузок, т.е. ведут расчет по наиболее нагруженной фазе [14].

1.2 Влияние коэффициента мощности сети на потери в системе электроснабжения промышленного предприятия

Значительная часть электроприемников потребляет помимо активной мощности, еще и реактивную мощность. Показателем потребления активной мощности является коэффициент мощности сети (cos(ц)).

Повышение cos(ц) позволяет уменьшить потребление из сети активной энергии и увеличить за счет разгрузки по мощности срок службы оборудования [16].

На рис. 1.2 показано относительное значение полной мощности потребляемой из сети в зависимости от cos(ц).

На рис. 1.3 представлена диаграмма относительного значения реактивной мощности в зависимости от cos(ц).

В этих двух диаграммах за единицу принято значение активной мощности.

На рис. 1.4 представлен график относительного значения тока, протекающего по фазам в зависимости от коэффициента мощности. На этом графике за единицу принято значение тока при чисто активной нагрузке. В относительных величинах этот график численно совпадает с графиком полной мощности. На рисунке 1.5 приведены относительные активные потери в проводах в зависимости от cos(ц).



Рис. 1.2 - Диаграмма относительного значения полной мощности потребляемой из сети в зависимости от cos(ц).

Рис. 1.3 - Диаграмма относительного значения реактивной мощности в зависимости от cos(ц)

Рис. 1.4 - Диаграмма относительного значения тока, протекающего по фазам в зависимости от cos(ц)



Рис. 1.5 - Диаграмма относительных активных потерь в проводах в зависимости от cos(ц)

Потери в проводах и шинах пропорциональны квадрату протекающего через них тока. Из графика (см. рис. 1.2-1.5) видно, что уже при условии cos(ц) = 0,7 происходит удвоение потерь в линиях.

При этом следует отметить, что срок службы значительной доли силовых трансформаторов, эксплуатируемых на российских предприятиях, перешагнул 15-летний рубеж. Для продления оставшегося срока службы необходимо разгрузить трансформаторы по току, что уменьшит температуру перегрева обмоток и, следовательно, уменьшит скорость старения изоляции. Известно, что уменьшение температуры перегрева обмоток на 10 °С позволяет в среднем удвоить оставшийся срок службы силовых трансформаторов. [17, 18].

1.3 Анализ путей уменьшения потерь в системе электроснабжения промышленных предприятий за счет компенсации реактивной мощности

Компенсирующие устройства (КУ) в зависимости от их типа и режима работы могут генерировать или потреблять реактивную мощность Qку, компенсируя ее дефицит или избыток в электрической сети. Включение КУ в какой-либо точке сети изменяет реактивную составляющую нагрузки. В итоге изменяется полная мощность узла нагрузки в соответствии с векторными диаграммами, показанными на рис. 1.6.

Рис. 1.6 - Компенсация дефицита (а) и избытка (б) реактивной мощности в узле сети

Так, в результате включения КУ, генерирующих или потребляющих реактивную мощность, изменяется передаваемая по участкам сети реактивная мощность и, следовательно, потери напряжения , которые зависят от разности в (1.5):

, (1.5)

где - активная мощность;

- сопротивление;

- продольное индуктивное сопротивление.

Создаются возможности регулирования напряжения в узлах системы электроснабжения и на зажимах потребителей:

. (1.6)

Снижать реактивный ток в линии передач возможно за счет установки местных источников реактивной мощности. В этом случае уменьшается передача реактивной мощности по участкам сетей:

, (1.7)

снижаются потери активной мощности (более эффективно передается активная мощность при условии ) в них:

, (1.8)

, (1.9)

и создаются условия для передачи по сети больших потоков активной мощности.

1.3.1 Анализ мероприятий по уменьшению потребления реактивной мощности приемниками электрической энергии

К мероприятиям по снижению потребления реактивной мощности приемниками относятся [19]:

- правильный выбор электродвигателей по мощности и по типу;

- замена недогруженных АД двигателями меньшей мощности;

- понижение напряжения в обмотках асинхронных двигателей (АД), систематически работающих с малой загрузкой;

- ограничение холостых ходов АД;

- повышение качества ремонта электродвигателей,

- ограничение токов ХХ трансформаторов.

Краткий анализ этих мероприятий.

1) Правильный выбор электродвигателей по мощности и по типу. Мощность электродвигателей следует выбирать в соответствии с режимом производственного оборудования, не допуская излишних запасов мощности.

АД работает с наилучшими энергетическими показателями при загрузке от 75 до 100% своей номинальной мощности. При равных условиях в смысле мощности, частоты вращения и типа исполнения (закрытый или открытый) АД с короткозамкнутым ротором имеют лучшие энергетические характеристики, чем АД с фазным ротором. В связи с этим, когда применение АД с фазным ротором не обусловлено условиями пуска и работы, целесообразно применять АД с короткозамкнутым ротором, которые имеют худшие энергетические показатели, чем двигатели открытого или защищенного типа той же мощности и частоты вращения.

Для новых установок в ряде случаев наиболее рациональным может оказаться применение синхронных двигателей, если они допускаются условиями производства. В этом случае решение должно быть принято на основании сравнения затрат по вариантам: при установке синхронного двигателя и при установке АД той же мощности в совокупности с КУ.

2) Замена недогруженных АД двигателями меньшей мощности (снятие избыточной мощности).

При систематической недозагрузке АД в первую очередь должны быть приняты меры к увеличению нагрузки электродвигателей путем рационализации технологического процесса и увеличения загрузки производственного оборудования. Замене подлежат АД загруженные менее чем на 60% при условии технико-экономического обоснования и при наличии практической возможности такой замены.

3) Понижение напряжения у мало загруженных двигателей.

В случае невозможности замены мало загруженного АД целесообразно отказаться от снижения напряжения на его зажимах. Снижение напряжения, подводимого к обмоткам АД, до определенного минимального допустимого значения Umin приводит к уменьшению потребления им реактивной мощности за счет уменьшения тока намагничивания для создания его электромагнитного поля. Известны следующие способы снижения напряжения у недогружённых АД:

- переключение статорной обмотки с треугольника на звезду;

- секционирование статорных обмоток;

- понижение напряжения в сетях, питающих АД путем переключения ответвлений цехового трансформатора.

Отметим, что все три перечисленных способа понижения напряжения в обмотках мало загруженных двигателей приводят не только к снижению реактивной мощности последних, но и к уменьшению потерь мощности (за счет уменьшения тока ХХ) и к увеличению КПД двигателей.

Установка ограничителей холостого хода станков.

Работа АД большинства станков характеризуется тем, что в перерывах между нагрузками (в межоперационные периоды) они вращаются на холостом ходу. При этом в ряде случаев продолжительность работы двигателей на холостом ходу может достигать 50--60% всего времени работы. Установка ограничителей холостого хода производится в целях сокращения непроизводительного расхода электроэнергии и снятия реактивных нагрузок путем отключения двигателей на межоперационный период. Установка ограничителей холостого хода на станках является экономически целесообразной уже в тех случаях, когда длительность межоперационного периода превышает 10 с. Ограничитель холостого хода, применяемый в схеме управления электродвигателем с помощью магнитного пускателя, выполняет роль отключающего и включающего устройства, подвижная часть которого в определенный момент производственного процесса приходит в соприкосновение с одной из деталей станка или перестает касаться ее.

5) Повышение качества ремонта электродвигателей.

При проведении ремонта электродвигателей недопустимо снижать их энергетические показатели. Надлежащее качество ремонта является залогом исправной работы электродвигателей при высоких энергетических показателях.

Совершенно недопустимы обточка ротора, уменьшение числа проводников в пазу, расточка пазов, выжигание обмотки.

Для контроля над качеством ремонта электродвигателей следует производить испытание их после ремонта, уделяя особое внимание тому, чтобы ток ХХ после ремонта был не больше номинального.

6) Ограничение тока ХХ силовых трансформаторов.

Несмотря на то, что реактивная мощность, расходуемая на намагничивание каждого отдельного трансформатора, сравнительно невелика, с ней приходится считаться ввиду значительного количества трансформаторов, установленных на предприятиях, а также ввиду того, что большинство этих трансформаторов работают круглосуточно.

К мероприятиям, направленным на снижение реактивной мощности в трансформаторах, можно отнести:

- поддержание экономичного режима их работы;

- замену и перестановку незагруженных трансформаторов;

- улучшение качества их ремонта.

Потери реактивной мощности трансформатора зависят от его нагрузки гораздо меньше, чем у АД и в диапазоне нагрузок примерно от 30 до 100% доля реактивных потерь в полных потерях мощности в трансформаторе меняется не значительно. В диапазоне же нагрузок от 30% до нуля она существенно увеличивается.

1.3.2 Анализ технических средств, применяемых для компенсации реактивной мощности

Если говорить о доле потребления реактивной электроэнергии на промышленном предприятии, то 65% приходится на электрические двигатели, 20-25% на силовые трансформаторы, около 10% на воздушные сети и другие электроприемники.

Низкое значение коэффициента мощности cos(ц) приводит к увеличению загрузки по мощности электрического оборудования, начиная с электрических генераторов, ЛЭП и других элементов электрических сетей вплоть до самого потребителя. Увеличение загрузки по мощности происходит за счет увеличения полного тока, протекающего через электрические сети и оборудование, и за счет перетока реактивной мощности. Увеличение полного тока влечет за собой увеличение потерь активной электрической энергии во всех элементах сети. Увеличение полного тока за счет перетока реактивной мощности делает невозможным подключение дополнительной активной нагрузки.

Основной способ нейтрализации вышеописанных недостатков - компенсация реактивной мощности. Смысл компенсации реактивной мощности заключается в подключении параллельно электрическому приемнику КУ. Подключение желательно осуществлять как можно ближе к электрическому приемнику [20].

На предприятиях для компенсации реактивной мощности применяются синхронные компенсаторы (СК) или статических (косинусных) конденсаторов.

Компенсация реактивной мощности на промышленных предприятиях является задачей необходимой и должна быть экономически оправданной.

На рис. 1.7 приведена схема перетоков электроэнергии при отсутствии компенсации (а) с введением компенсации (б).

Рис. 1.7 Схема перетоков электроэнергии в линии: ККУ - комплектная конденсаторная установка; - активная составляющая полного тока нагрузки; - реактивная составляющая полного тока нагрузки

Компенсация реактивной мощности на уже эксплуатируемом предприятии позволяет улучшить режим работы электрического оборудования, разгрузить линии и трансформаторы от перетоков реактивной мощности, уменьшить потери активной мощности во всех элементах электрической сети предприятия, что снизит потребление электрической энергии предприятием до 15% и позволит иметь резерв для подключения дополнительной активной мощности.

К основным достоинствам компенсации реактивной мощности относятся:

снижение тока в передающих элементах сети для уменьшения сечения кабельных и воздушных линий;

уменьшение полной мощности для уменьшения мощности трансформаторов:

; (1.10)

уменьшение потерь активной мощности (до 10-15 %) для снижения мощности генераторов на электростанциях:

; (1.11)

4) за счет компенсации реактивной мощности имеет место лучшее использование электрооборудования;

5) с помощью компенсации реактивной мощности можно регулировать напряжение в узле нагрузки и повысить устойчивость электрического узла.

Говоря о компенсации реактивной мощности с помощью устройства компенсации реактивной мощности (УКРМ) нельзя не сказать о регулировании мощности, которое осуществляют с помощью автоматики. В этой связи проведем анализ режимов работы УКРМ:

оптимальный режим УКРМ: КУ выдает реактивной мощности по мере необходимости;

режим недокомпенсации УКРМ: КУ выдает реактивной мощности недостаточно, значительная часть реактивной мощности потребляется из сети. Этот режим имеет ряд недостатков:

- через все элементы сети протекает большой реактивный ток, что вынуждает увеличение сечений воздушных и кабельных линий;

- увеличение полной мощности, что вынуждает завышать мощность силовых трансформаторов и их число;

- увеличение потерь активной мощности во всех элементах сети;

- имеет место не эффективное использование оборудования, которое загружено реактивным током, что ведет к менее экономичному режиму работы, снижению срока службы оборудования;

3) режим перекомпенсации УКРМ: КУ выдает реактивной мощности в избытке, который выдается в сеть.

Этот режим имеет ряд недостатков:

- повышаются излишние потери активной мощности, возникающие как следствие перекомпенсации;

- в часы минимума нагрузок чрезмерно повышается уровень напряжения, что приводит к форсированному износу и старению изоляции обмоток электродвигателей, сокращению срока службы ламп накаливания и нагревательных приборов, резкому сокращению срока службы силовых конденсаторов и выходу их из строя;

- ухудшается устойчивость узла нагрузки, к которому подключено предприятие, что увеличивает риск крупной системной аварии;

- выдача реактивной мощности в сеть при отсутствии

соответствующего договора с энергосистемой жестко контролируется и облагается крупным штрафом.

Таким образом, существует два способа регулирования мощности КУ.

- Ручное управление.

- Автоматическое управление.

Рассмотрим эти способы [21, 22, 23]:

1) Ручное управление.

Этот путь подразумевает наличие квалифицированного обслуживающего персонала (минимум одного человека), который будет коммутировать секции КУ, добиваясь максимального приближения к оптимальному режиму работы КУ.

2) Автоматическое управление.

Осуществляется с помощью того или иного блока автоматики. Главной целью любой автоматики является устранение недостатков ручного управления мощностью КУ, вследствие чего обладает рядом преимуществ, основные из которых: отсутствие обслуживающего персонала, отслеживание потребления реактивной мощности предприятием и регулирование мощности КУ и плавное регулирование.

Однако все блоки автоматики имеют свои достоинства и недостатки.

В России выпускаются и эксплуатируются следующие блоки автоматики: ИРФ-2М, Б 2201, АРКОН. В Белоруссии (Минск) выпускается блок РРМ-03.

1.4 Анализ влияния компенсации реактивной мощности на параметры системы электроснабжения промышленного предприятия

Основным потребителем электроэнергии в нашей стране является промышленность. Если рассматривать среднестатистическое промышленное предприятие как группу электроприемников, то основная масса - это АД (различные станки, приводы, краны, тали и т.д.), далее следуют силовые и сварочные трансформаторы (хотя трансформаторы преобразуют основную часть электроэнергии, но довольно большие потери в них можно рассматривать как потребление электрической энергии), некоторую часть составляют прочие электрические приемники (электрических печи, котлы, тены, ЛЭП и др.) [24].

Принцип работы электрических двигателей и силовых трансформаторов основан на создании собственного магнитного поля, за счет которого двигатель преобразует электрическую энергию в механическую энергию вращения ротора, а трансформаторы преобразуют и передают электрическую энергию с помощью электромагнитного поля за счет потребления реактивной энергии.

При компенсации реактивной мощности в цеховых электрических сетях можно использовать низковольтные конденсаторы для снижения потерь активной мощности в элементах сети, создаваемых реактивной составляющей нагрузки. При этом нужно учитывать, что компенсация реактивной мощности нагрузки приводит к повышению напряжения в цеховой электрической сети и, как следствие, увеличению потребления активной мощности. Поэтому, решая задачу компенсации реактивной мощности нагрузки, одновременно нужно регулировать напряжение в цеховой электрической сети, чтобы не допустить роста электропотребления.

Определим в общем виде фактические изменения потерь активной мощности и потребления активной и реактивной мощности при компенсации реактивной мощности нагрузки с учетом режима напряжения для участка сети, приведенного на рис. 1.8.

Рис. 1.8 - Схема замещения системы внешнего электроснабжения промышленного предприятия

В схеме нагрузка сети представлена мощностями P2 и Q2, а источник реактивной мощности КУ Qку. Сопротивление Rэк и Xэк характеризуют параметры электрической сети (линию передач), в которой имеют место потери мощности ?P12 и ?Q12. Расход электроэнергии от энергосистемы характеризуется мощностями P1 и Q1.

Баланс активной и реактивной мощности сети можно записать:

(1.12)

При допустимых отклонениях напряжения зависимости потребляемой нагрузкой активной и реактивной мощностей от напряжения можно представить [25]:

(1.13)

где - относительное значение напряжения в узле нагрузки;

a и b - коэффициенты аппроксимации;

P2 и Q2 - активная и реактивная мощности нагрузки при условии U2 = Uном.

Статические характеристики нагрузки позволяют представить потери активной мощности в сети:

(1.14)

При подключении КУ к узлу нагрузки фактическое потребление реактивной мощности из сети изменится:

, (1.15)

где г - степень компенсации реактивной мощности нагрузки.

При условии потребление реактивной мощности из сети отсутствует.

При этом изменяется статическая характеристика нагрузки и коэффициент b примет новое значение:

(1.16)

Подключение КУ в узле 2 приводит к увеличению напряжения на

.

С учетом этого напряжение в узле 2 можно представить:

(1.17)

На основе приведенных преобразований потребление активной и реактивной мощности от источника питания можно представить в следующем виде:

(1.18)

Компенсация реактивной мощности позволяет получить экономию электрической энергии в системах электроснабжения промышленных предприятий только на основе взаимосвязанного регулирования реактивной мощности и напряжения в узлах комплексной нагрузки.

В реальных условиях работы систем электроснабжения напряжение, активная и реактивная мощности нагрузки в узлах и ветвях схемы изменяются в значительных пределах и являются реализациями случайных функций. Поэтому компенсация реактивной мощности и регулирование напряжения, как средство экономии энергии, могут дать значительный эффект в виде снижения электропотребления предприятий только при реализации управления реактивной мощностью и напряжением в реальном времени [26].

Выводы по главе

В системе электроснабжения промышленных предприятий имеет место высокий уровень потерь электрической энергии, связанный с низким коэффициентом мощности сети, которые ведут к дополнительным экономическим затратам и отрицательно сказываются на качестве электрической энергии. В сети низкого напряжения систем электроснабжения промышленных предприятий большее применение нашли УКРМ с помощью конденсаторных батарей, применение которых обусловлено их низкой стоимостью, простотой установки и обслуживания.

Для условий снижения загрузки технологического оборудования цехов и производств показана необходимость и целесообразность связного регулирования режима реактивной мощности и напряжения в системах электроснабжения промышленных предприятий, что позволяет достигнуть снижения электропотребления в узлах нагрузки.

3) Показано неэффективное применение конденсаторных УКРМ в системе электроснабжения промышленного предприятия при групповой нагрузке.

Глава 2. Источники реактивной мощности

2.1 Анализ систем управления конденсаторными установками компенсации реактивной мощности в сети 0,4 кВ

В системе электроснабжения промышленных предприятий большее применение нашли установки компенсации реактивной мощности с помощью батарей статических конденсаторов, которые предназначены для компенсации индуктивной компоненты и коррекции коэффициента мощности.

В связи с тем, что количество электроэнергии, потребляемой предприятием, изменяется в течение суток, изменяется и потребность в реактивной мощности. В первой главе выполнен анализ существующих установок компенсации реактивной мощности, все они работают по принципу, который основан на измерении угла сдвига фаз между током и напряжением.

Типовая принципиальная электрическая схема низковольтной КУ с автоматическим регулированием мощности конденсаторных батарей представлена на рис. 2.1.

Структурная схема устройства компенсации реактивной мощности представлена на рис. 2.2.

Рис. 2.1 - Принципиальная электрическая схема конденсаторной установки КРМ-0,4-200 кВар

Рис. 2.2 - Структурная схема устройства управления конденсаторной установкой

Рис. 2.3 - Блок-схема алгоритма работы УКРМ

2.2 Формирование вектора напряжения на шинах узла нагруки

Задача формирования вектора напряжения на шинах СК имеет ряд приближенных решений. К ним относятся:

- определение напряжения на шинах КС через падение напряжения на активном сопротивлении нагрузки;

- метод неполного дифференцирования, где пренебрегают трансформаторной ЭДС и ЭДС вращения в уравнении статора СК.

Анализ данных методов с целью возможности их применения при формировании вектора напряжения на шинах СК показал отсутствие желаемой универсальности.

Для устранения данного недостатка предлагается формировать вектор напряжения на шинах СК с помощью метода двух узлов. Под методом двух узлов понимается метод расчета электрических цепей, в которых за искомое принимают напряжение между двумя узлами схемы с последующим определением токов в ветвях цепи [28].

Всегда можно выделить ветвь компенсации реактивной мощности, эквивалентную пассивную и эквивалентную асинхронную нагрузки.

Ветвь компенсации реактивной мощности, реализуемой СК, представлена источником внутренней ЭДС Еi с внутренним сопротивлением Z = rS + jXS, где Еi рассчитывается с помощью уравнений Парка-Горева в модификации Л.П. Веретенникова с учетом переходных процессов в статоре СК.

Эквивалентная пассивная нагрузка характеризует статическую активно-индуктивную нагрузку.

Эквивалентная асинхронная нагрузка характеризуется асинхронным двигателем, который представлен уравнениями Парка-Горева и включен на шины с напряжением U.

Для моделирования узла нагрузки требуется единая система координат, в которой были бы записаны дифференциальные уравнения СК и нагрузки в узле. Выбор скорости вращения единой системы координат k может быть следующий.

Если k = 0 и система координат сцеплена с вращающимся магнитным полем, то ее называют синхронно вращающейся системой координат с обозначениями осей X, Y, 0. При k = система координат сцеплена с ротором СК, которую целесообразно применить из-за магнитной асимметрии ротора СК. Учитывая, что ротор СК вращается синхронно с полем, в дальнейшем систему координат будем называть системой координат ротора или . Таким образом, окончательно принимаем синхронно вращающуюся систему ротора или X, Y, 0.

При исследовании электромагнитных переходных процессов СК принято[28]:

1. Система координат, в которой записаны дифференциальные уравнения СК, жестко связана с вращающейся системой координат ротора (полем).

Положительное вращение осей системы координат против часовой стрелки.

Ось q определяет ось d.

Вектор напряжения на шинах расположен в первом квадрате системы координат.

Переходные процессы в машинах переменного тока рассматриваются с помощью уравнений Парка-Горева в модификации Л.П. Веретенникова.

Пассивная нагрузка линейна.

Активные и индуктивные сопротивления соединительных линий равны нулю или вынесены в соответствующие параметры элементов СК.

Пассивная нагрузка по фазам распределяется симметрично.

Рассмотрим схему замещения статора СК, которая приведена на рисунке 2.4. Запишем уравнения статора СК согласно второму закону Кирхгофа в ортогональной системе координат.

Рис. 2.4 - Схема замещения СК

(2.1)

где - величины мгновенных значений внутренней ЭДС фаз a, в, c СК;

- величины мгновенных значений напряжений фаз a, в, c СК;

- активные сопротивления фаз статора СК;

- индуктивности рассеяния фаз статора СК;

- величины мгновенных значений токов статора фаз a, в, c. СК.

Сложив уравнения (3.61), запишем уравнение статора в векторной форме в неподвижной системе координат

, (2.2)

где .

Или

. (2.3)

Из уравнения (2.3) можно записать проекции вектора напряжения статора на оси и :

(2.4)

С учетом (2.4) запишем в проекциях на оси d и q уравнения статора СК в синхронном времени:

(2.5)

Из векторной диаграммы СК, показанной на рисунке 2.5, выразим проекции вектора напряжения на шинах нагрузки на оси d и q:

, (2.6)

(2.7)

Умножив уравнение (2.7) на j и сложив его с уравнением (2.6), получим:

(2.8)

Преобразуем (2.8):

Или

(2.9)

Вектор внутренней ЭДС имеет свою особенность. Учитывая математическую связь

(2.10)

и принятое положение вектора потокосцепления на комплексной плоскости (см. рис. 2.5) , вектор внутренней ЭДС можно записать в виде

. (2.11)

Рис. 2.5. - Векторная диаграмма СК

Численное значение проекции , отстающей на 0,5 от проекции , определяем из выражения

(2.12)

Численное значение проекции , отстающей на 0,5 от проекции , определяется по формуле

(2.13)

Из векторной диаграммы (рис. 2.5) запишем численные значения проекций вектора на оси d и q:

(2.14)

(2.15)

Вычтем из (2.12) выражение (2.14) и получим проекцию вектора тока статора СК на ось d:

(2.16)

Аналогично вычтем из (2.13) выражение (2.15) и получим проекцию вектора тока статора СК на ось q:

(2.17)

Выразим из (2.9) с учетом (2.12) и (2.13) проекции вектора напряжения на статоре СК:

(2.18)

Подставив (2.17) в (2.5), получим дифференциальные уравнения статора СК через проекцию векторов внутренней ЭДС, потокосцеплений и токов статора в синхронном времени, которые приведены к относительному виду с помощью системы относительных единиц статора:

(2.19)

Подставив (2.16) и (2.17) в (2.19), получим уравнения статора, исключив ток:

(2.20)

Выразим модуль напряжения статора СК

Запишем на основании второго закона Кирхгофа дифференциальные уравнения ротора СК в проекциях на оси d и q в синхронном времени, которые приведены к относительному виду с помощью системы относительных единиц ротора:

(2.21)

где ;

;

;

.

Для практического применения при моделировании СК отметим следующие моменты:

- вектор напряжения на узле нагрузки, определенный по методу двух узлов, располагается в первом квадранте под углом 45;

- все участники нагрузки должны приводиться к собственным базисам. Для этого необходимо физические величины (напряжение, ток) умножить на собственный базис и разделить на базис СК.

Формирование вектора напряжения на шинах узла нагрузки использовано при математическом описании имитационной модели СК (Приложение Б), работающей на активно-индуктивную и асинхронную нагрузки.

2.3 Нечеткое управление синхронного компенсатора с применением алгоритма Мамдани

Рассмотрим нечеткое управление синхронного компенсатора с применением алгоритма Мамдани.

Источники реактивной мощности (ИРМ) предназначены для реализации баланса реактивной мощности в электроэнергетической системе. Они обеспечивают генерирование и потребление реактивной мощности. Основными параметрами регулирования ИРМ является напряжение в точке его подключения и \ или реактивная мощность нагрузки, для компенсации которой он предназначен, отдельно или вместе. ИРМ решает следующие задачи: снижение потерь активной мощности в сети; регулирование напряжения и ограничение напряжения в узлах нагрузки; симметрирование режима; улучшение статической и динамической устойчивости электропередач. ИРМ подключаются к узлам нагрузки параллельно и подразделяются на две группы. Первая группа - синхронные генераторы станций, отдающие реактивную мощность в сеть, синхронные (динамические) компенсаторы - для плавного регулирования как в режиме генерирования, так и потребления, синхронные двигатели. Вторая группа - статические ИРМ (конденсаторные батареи, насыщающиеся реакторы в зависимости приложенного к ним напряжения в точке подключения, устройства на базе преобразователей с искусственной коммутацией тиристоров и т.д).

В электроэнергетике для компенсации реактивной мощности применяют косинусные конденсаторы, работающие на частоте 50 Гц. Их мощность, измеряемая в реактивных киловольт-амперах (квар) составляет от 10 до 100 квар. Практически они собираются в батареи и обеспечивают быстрого, но ступенчатое регулирование с генерацией высших гармоник тока. Коммутация до 1 кВ выполняется обычными контакторами, в сетях 6-10 кВ и выше - с помощью тиристорных ключей переменного тока.

Синхронные компенсаторы (СК) в отличие от косинусных конденсаторов обеспечивают плавное, но медленное регулирование напряжения до % номинального значения из-за постоянных времени системы возбуждения, а также для генерирования и потребления реактивной мощности. СК применяются в основном в узлах нагрузки, изменяющейся в широких пределах. СК это электрическая машина, работающая в режиме холостого хода (без активной нагрузки) с трех фазным неподвижным статором и вращающимся ротором, на котором находится обмотка возбуждения. СК, включенный в систему без возбуждения, потребляет реактивную мощность (индуктивный режим). При включении возбуждения и увеличении тока ротора СК переходит в режим генерирования реактивной (емкостной) режим. Статическая характеристика СК является U-образной. Минимальная длительная допустимая реактивная мощность СК не ниже 50% номинальной мощности, так как возможна потеря статической устойчивости. Достоинством СК является положительный регулирующий эффект, т.е. способность увеличивать генерируемую реактивную мощность при снижении напряжения на его шинах. Параметрами регулирования СК является реактивная мощность и напряжение, ограниченные допустимыми диапазонами изменения при условии выработки реактивной мощности в пределах: , как показано на рисунке 2.6

Рис. 2.6 - Зона регулирования СК

Регулирование напряжения в зоне поддерживается с заданным статизмом.

Совершенствование систем возбуждения синхронных компенсаторов (СК) средней мощности напрямую связано с нечетким управлением в виду отсутствия математического описания объекта. Существующие четкие регуляторы напряжения СК реализует собой комбинированный принцип регулирования: принцип регулирования по отклонению напряжения на шинах и принцип регулирования по возмущению реактивного тока статора с коррекцией по положительной производной тока ротора СК. Введение положительной производной по току ротора уменьшает провал напряжения в случае отсутствия демпферной обмотки СК средней мощности. Устройство формирования сигнала формирует реактивную составляющую тока статора для уменьшения времени восстановления напряжения на шинах статора при переменной нагрузке. Отрицательная жесткая обратная связь парирует влияние неконтролируемых возмущений. Применение ПИД-закона регулирования в регуляторе напряжения не всегда оправдано. Интеграл в законе регулирования устраняет ошибку регулирования в статике, но вносит отставание по фазе. Дифференциал в законе регулирования за счет фазового опережения, компенсирует отставание по фазе, но не достаточно эффективно. Для устранения данного недостатка предлагается замена классического закона управления на нечеткое управление СК, которое является наиболее перспективным направлением современной теории управления [27]. Контуры регулирования на основе нечеткой логики легко реализовать и настраивать. При этом обеспечивается лучшее качество управления: отсутствие перерегулирования и высокое быстродействие.

Рассмотрим структурную схему САР с нечетким регулятором напряжения, которая приведена на рисунке 2.7.

Рис. 2.7 - Структурная схема САР с нечетким регулятором напряжения

Проектирование нечеткого регулятора напряжения СК для поддержания напряжения в заданном диапазоне предполагает выбор лингвистических переменных, терм-множеств по каждой переменной, формирование базы знаний (БЗ) или матрицы решений, импликации, композиции и правила приведение к четкости [27]. БЗ может формироваться:

а) на лингвистической (качественной) информации, поступающей от экспертов, в форме продуктивных правил;

б) на численной (количественной) информации, полученной от измерительных устройств (датчиков).

в) с помощью оптимальной траектории, рассчитанной по принципу максимума, и коррекции настроек ПИД-регулятора нечеткими регуляторами;

Проектирование нечеткого регулятора напряжения предполагает следующие лингвистические переменные: отклонение напряжения на статоре СК (), производную отклонения напряжения () и ток возбуждения ротора СК. Вектор входных переменных нечеткого регулятора , где - мгновенное значение отклонения напряжения ; - мгновенное значение производной отклонения напряжения ; - мгновенное значение тока возбуждения ротора СК.

Зададимся описанием лингвистических переменных:

, - линейное терм-множество отклонений напряжения: очень отрицательное большое (ООБ), отрицательное большое (ОБ), отрицательное среднее (ОС), отрицательное малое (ОМ), очень отрицательное малое (ООМ), норма (Н), очень положительное малое (ОПМ), положительное малое (ПМ), положительное среднее (ПС), положительное большое (ПБ), очень положительное большое (ОПБ);

, - линейное терм-множество производных отклонения напряжения: ООБ, ОБ, ОС, ОМ, ООМ, Н, ПОМ, ПМ, ПС, ПБ, ПОБ;

, - линейное терм-множество тока ротора СК: ООБ, ОБ, ОС, ОМ, ООМ, Н, ПОМ, ПМ, ПС, ПБ, ПОБ.

На рисунке 2.8 приведены линейные терм-множества по отклонению напряжения, производной отклонения напряжения и линейные терм-множества тока ротора СК.

С целью компактной записи продуктивных правил лингвистической информации составлена матрица решений, которая приведена на рисунке 2.9.

Рассмотрим нечеткий вывод i-фрагмента матрицы решений:

П1: если ;

П2: если ,

где - термы Н и ООМ, соответственно, лингвистической переменной отклонения напряжения; - термы Н и ПОМ, соответственно, лингвистической переменной производной отклонения напряжения; и - термы i-фрагмента дефаззификатора.

Фаззификация на синглетонной базе i-фрагмента матрицы решений:

;

;

;

,

где - -дельта-функция (синглетон); - степень принадлежности подмножеству ; - степень принадлежности подмножеству ; - степень принадлежности подмножеству ; - степень принадлежности подмножеству .

Рис. 2.8 - Линейные терм-множества: а) по отклонению напряжения;

б) по производной отклонения напряжения; в) функции принадлежности тока возбуждения СК



Рис. 2.9 - Матрица решений

Импликация i-фрагмента матрицы решений:

;

.

;

,

где - функции принадлежности усеченных множеств (ПМ) и (ПОМ).

Композиция i-фрагмента матрицы решений

,

где - результирующее нечеткое множество.

Для устранения нечеткости окончательного результата (тока возбуждения ротора СК) существует несколько методов: метод центра максимума (метод среднего), метод наибольшего значения (метод максимума), метод центроида [27].

Рассмотрим дефаззификацию (метод центроида). Необходимо определить минимальную координату абсцисс, соответствующей максимальной высоте нелинейного объединенного усеченного множества.

Известны разные формулы расчета координат ЦТ фигуры по методу центроида. Одна из них (2.22) приведена в [27].

. (2.22)

Формула (2.22) удобна в случае, когда функции принадлежности дефаззификатора есть синглетоны.

Известна формула (2.23) вычисления абсциссы ЦТ линейных объединенных усеченных множеств (фигуры), образованных из линейных функций принадлежности дефаззификатора, с фиксацией координат характерных точек [27].

, (2.23)

где - координаты характерных точек элементарных фигур, определяющих границы -результирующего нечеткого множества (фигуры).

Расчет координат ЦТ фигуры по формуле (2.23) требует знания координат характерных точек элементарных фигур и имеет фиксированную точность, которая зависит от формы фигуры.

В [27] приводятся формулы (2.24) и (2.25) определения координат ЦТ фигуры, которые предполагают равномерное разбиение фигуры по оси абсцисс с построением -прямоугольников разной высоты.

; (2.24)

, (2.25)

где - площадь i-фигуры (прямоугольника); - высота i-прямоугольника; - ширина i-прямоугольника; - значение абсциссы ЦТ -фигуры.

Недостатком применения формул (2.24) и (2.25) является большой объем вычислений и снижение быстродействия формирования управляющего воздействия на объект.

С целью повышения быстродействия расчета координат ЦТ и снятия ограничений на функцию , рассмотрим приближенный алгоритм на основе неравномерного разбиения по оси абсцисс фигуры объединенного усеченного множества с построением -прямоугольников равной площади и разной высоты.

Пусть объединенное усеченное множество описывается функцией и сложная фигура расположена на интервале [a, b] по оси абсцисс.

Предлагается следующий алгоритм вычисления координат ЦТ фигуры:

- рассчитываем площадь S сложной фигуры;

- разбиваем сложную фигуру на n простых фигур с неравномерным разбиением по оси абсцисс, причем площади этих фигур должны быть одинаковыми и равными . Число разбиений n определяется из соотношения , где - абсолютная погрешность воспроизведения функции ;

- задаемся приращением изменения координаты абсциссы, которое должно быть хотя бы на порядок меньше, чем ;

- определяем координаты точек абсцисс в интервале разбиения , где ; ; . Для определения точек разбиения подсчитывается значение площади и сравнивается со значением . Увеличиваем значение до выполнения условия , где - заданная точность. Граница интервала определяется по формуле. Указанная процедура выполняется на всем отрезке [a, b] и определяет координаты . В пределах каждого интервала функция аппроксимируется постоянными значениями ;

- определяем абсциссу и ординату ЦТ объединенного усеченного множества по формулам (2.26) и (2.27), соответственно:

; (2.26)

. (2.27)

Приведенный алгоритм вычисления координат ЦТ был проверен на фигуре объединенного усеченного множества, показанного на рисунке 2.10.

C = 0,02;

n = 8; = 1,691; = 2,29%;

= 1,044; = 1,36%;

n = 8; = 1,705; = 1,49%;

= 1,013; = 1,68%;

Рис. 2.10 - Пример фигуры

Таким образом, можно сделать следующие выводы:

- формула расчета координат ЦТ объединенного линейного усеченного множества (2.23) предполагает линейные функции принадлежности дефаззификатора с фиксацией координат характерных точек элементарных фигур;

- формулы расчета координат ЦТ (2.26) и (2.27) объединенного усеченного множества предполагают как линейные, так и нелинейные функции принадлежности дефаззификатора, являются универсальными и могут широко применяться при проектировании нечеткого регулятора.

Рассмотрим имитационное моделирование САР. Для проверки работоспособности нечеткого регулятора напряжения разработана цифровая модель системы автоматического регулирования напряжения статора СК мощностью 0,01 МВт. СК представлен в виде уравнений Парка-Горева в модификации Л.П.Веретенникова. Дифференциальные уравнения записаны через внутреннюю ЭДС в анормальной системе относительных единиц. Мгновенный вектор напряжения на шинах СК определен по методу двух узлов [8]. Нагрузкой объекта является асинхронный короткозамкнутый двигатель мощностью 0,005 Мвт. Математическое описание установки приведено в приложении А.