Curentul total J. al pierderii de tensiune Δ U și puterea Δ P în linie sunt legate de sarcinile P și Q și rezistențele liniei R și X prin relațiile:
După cum rezultă din formulele (7.1) - (7.3), valoarea fiecărui parametru este determinată atât de sarcina activă, cât și de cea reactivă. Folosind valoarea n ca denumire generală a parametrilor (7.1) - (7.3), iar valoarea Pa ca desemnarea valorilor corespunzătoare tg φ = 0, determinăm valoarea cotei puterii reactive cauzate de transmitere P., în conformitate cu formula:
Înlocuind valorile lui J. ΔU și ΔR determinate prin formulele (7.1) - (7.3) în (7.4) în aceste două condiții, obținem:
Valorile lui dpj. dΔ U și dΔP. calculată prin formulele (7.5) - (7.7) pentru diferite valori ale tgφ sunt date mai jos. Valorile ΔΔP au fost calculate pentru firele AC-70 (ξ = 1,02) și АСО-300 (ξ = 4,47), cele mai utilizate în rețelele de 10 și respectiv 220 kV.
Din aceste rezultate rezultă că transferul de putere reactivă „preia“ o parte semnificativă a secțiunii de fire și transformatoare de putere (la φ tg = 0.5 de mai mult de 10%), reducerea transmiterii puterii active este posibilă și conduce la pierderi de putere crescute și puterea electrică (la tg φ = 0,5 din ordinul a 20% din pierderile totale).
Puterea reactivă exercită o influență și mai mare asupra regimurilor de tensiune. Pierderile de tensiune cauzate de transferul puterii reactive reprezintă aproximativ 1/3 din totalul pierderilor de tensiune în rețelele 6-10 kV și circa 2/3 în rețelele de tensiuni mai mari. Scăderea rezultată a tensiunii în rețea duce la o creștere și mai mare a pierderilor de putere și la o scădere a capacității liniilor și transformatoarelor. Transformatoarele sunt caracterizate prin ξ = 20 - 30, astfel încât pierderea de tensiune în ele este aproape complet determinată de puterea reactivă transmisă. Pe lângă faptul că influențează performanța economică a rețelelor, transferul puterii reactive poate duce, de asemenea, la o încălcare a restricțiilor tehnice privind tensiunile admisibile în nodurile de consum de energie.
Atunci când alegeți puterea optimă a mijloacelor RPC, este necesar să se compare costul acestora cu efectul obținut prin îmbunătățirea tuturor parametrilor rețelei electrice enumerate mai sus.
Raportul dintre costurile de producție și de transmisie pe rețelele electrice C pr / C pentru energia activă și reactivă variază semnificativ. Producția de energie activă (putere) la centralele electrice mari este mult mai ieftină decât producția la stațiile mici situate în nodurile de încărcare. Scăderea costului de producție, care are loc atunci când este concentrată în centrale electrice mari, depășește în mod semnificativ creșterea costurilor pierderilor de electricitate cauzate de transmiterea pe distanțe lungi. Dezvoltarea aceleiași puteri reactive direct la nodurile de sarcină se realizează prin mijloace tehnice relativ ieftine - dispozitive de compensare (CU). Costul pe unitate de capacitate CG este de 10-20 de ori mai mic decât costul de generare a capacității centralelor electrice. Și, deși dezvoltarea puterii reactive în centralele electrice este mult mai ieftină decât utilizarea CG, cu toate acestea, costul transmiterii sale la nodurile de consum este de câteva ori mai mare decât costul CG. În plus, în majoritatea cazurilor această putere practică "liberă" este imposibilă din punct de vedere tehnic de a transmite prin rețea la nodurile de încărcare de la distanță datorită unei scăderi inacceptabile a tensiunii în rețea.
Cu toate acestea, nu ar trebui dedus din relațiile de mai sus că tot consumul de energie reactivă în nodul de sarcină trebuie să fie asigurat de CU instalat. Natura neliniară a relațiilor (7.5) - (7.7) arată că o scădere a puterii reactive cu aceeași valoare în zona valorilor sale mari conduce la un efect mai mare decât în zona valorilor mici. Prin urmare, fiecare următoare unitate de capacitate instalată a CU conduce la un efect mai mic decât cel precedent, iar costul acesteia se plătește pentru o perioadă mai lungă. De exemplu, atunci când reducerea încărcăturii la 9 cu 10 de unități de reducere a pierderii este proporțională 102-92 = 19, și cu o scădere de la 4 până la 3 unități 4 -3 2 2 = 7, cu toate că, în ambele cazuri aceeași putere unitate necesară KU. Perioada de rambursare a unei unități de capacitate CU este numită perioadă parțială de returnare toc. acesta scade odată cu creșterea puterii CU.
În plus față de costurile de achiziție CG, transportul acestora la locul de instalare și instalarea efectuate în același timp (investiții de capital), avem o costurile anuale de producție pentru întreținerea și repararea KU. Efectul obținut din îmbunătățirea fiecăruia dintre parametrii menționați mai sus ai rețelelor electrice are de asemenea un caracter diferit. Reducerea pierderilor de energie este estimată ca o valoare anuală. Creșterea capacității rețelei ar trebui evaluată ca o reducere a investițiilor de capital nerecurente în dezvoltarea rețelelor. Creșterea tensiunii în noduri duce la o creștere a efectului acestor două componente.
Pentru comparabilitatea costurilor, acestea trebuie reduse la aceleași unități de măsură. De obicei, o investiție de capital unică conduce la costuri anuale. Pentru o astfel de reducere, este necesar să se stabilească un termen pentru recuperarea costurilor în KU-Tok pr. acceptabilă pentru investitor. În plus, pentru a simplifica ilustrarea calculului, ne limităm să luăm în considerare doar efectul reducerii pierderilor de energie.
Perioada de amortizare parțială a primelor unități ale capacității CU va fi semnificativ mai mică decât Tok. pentru unitățile ulterioare va crește. Când perioada de returnare ajunge la următoarea unitate a puterii CU, valorile de creștere a puterii CU sunt inadecvate. Cu toate acestea, perioada de amortizare a întregii capacități CU-curent va fi mai mică decât t.p., datorită efectului mai mare din primele unități. Creșterea suplimentară a puterii CU va fi cauzată de unitățile care nu plătesc pentru t cca. Totuși, perioada de returnare a întregii capacități CW va fi în continuare mai mică decât Tok. unitățile ulterioare se vor dizolva treptat în valoarea medie a efectului mare al primelor unități. Prin urmare, atunci când alegeți puterea optimă de KU recomandabil să se concentreze nu pe amortizare a puterii totale KU curentului, etc., iar perioada de recuperare a ultimei unități de putere KU tok.pr adăugată. Investițiile suplimentare sunt mai bine implementate în alte proiecte. În acest caz, perioada de amortizare a întregii capacități va fi mai puțin KU tok.pr Dacă anuale de întreținere și reparații costă KU ia procente P0 egală din valoarea KU, dat apoi cost unitar anul de KU, freca / kVAR pe an, se va ridica la .:
unde к к este costul unitar al CW, rubles / kvar;
р к - coeficientul de a aduce costul CG-urilor la costurile anuale.
Expresia pentru costurile anuale totale ale pierderii de energie electrică și a CG este următoarea:
unde Pn și Qn reprezintă puterea activă și reactivă consumată la nod;
Qk - puterea CU instalată;
este costul pierderilor de putere la sarcina maximă egală cu produsul costului energiei electrice. RUR / kW-h, cu numărul de ore de pierderi maxime τ.
Pentru a determina puterea optimă KU Qk0 echivalează cu zero derivatul (7,9) ca Qc (pentru simplificare nu ia în considerare impactul asupra tensiunii CS):
unde Qe - puterea reactivă, care este economic de transmis prin rețea (nu se compensează); E = s până la U 2/2 • c e este o valoare constantă, numită potențialul de cost.
Trimiteți-le prietenilor: