Компенсация реактивной мощности в сети 110 кв

Опубликовано

Компенсация реактивной мощности в сети 110 кв

РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Технологии управляемой компенсации

Для электрической сети в целом требуется равенство генерации и потребления активной и реактивной мощности. Основным нормативным показателем поддержания баланса активной мощности в каждый момент времени является частота переменного тока, которая служит общесистемным критерием. А основным нормативным показателем поддержания баланса реактивной мощности в каждый момент времени является уровень напряжения – местный критерий, который для каждого узла нагрузки и каждой ступени номинального напряжения существенно отличается. Поэтому в отличие от баланса активной мощности необходимо обеспечить баланс и резерв реактивной мощности не только в целом в энергосистеме, но и в узлах нагрузки.
С другой стороны, при рыночных отношениях существенно выросла стоимость строительства новых высоковольтных линий. В этих условиях актуальным становится максимальное использование в режимах с повышенной пропускной способностью действующих и вновь сооружаемых линий электропередачи за счет применения различных устройств управляемой компенсации реактивной мощности, считает Валерий Иванович Кочкин.

Валерий Кочкин, д.т.н., зав. отделом средств регулирования напряжения и реактивной мощности в электрических сетях, филиал ОАО «НТЦ электроэнергетики» — ВНИИЭ, г. Москва

Полная мощность, определяющая расчетные токи и напряжения сети, состоит из передаваемой в нагрузку активной составляющей и неактивных составляющих мощности (реактивной, искажения и несимметрии), которые отрицательно влияют на режимы работы электрической сети и показатели качества электроэнергии. В частности, реактивный ток дополнительно загружает высоковольтные линии и трансформаторы, приводит к увеличению потерь активной (АМ) и реактивной мощности (РМ), влияет на уровни напряжения у потребителя.
Мощность искажения приводит к несинусоидальности напряжения, которая также оказывает отрицательное влияние на питающую электрическую сеть. Это связано с появлением дополнительных потерь в сетях, электрических машинах и трансформаторах, с сокращением срока службы изоляции кабелей и другого оборудования, с перегрузками конденсаторных батарей, с появлением помех в устройствах автоматики, телемеханики и связи и резонансных перенапряжений в электрических сетях.
Мощность несимметрии, приводящая к несимметрии напряжения, отрицательно влияет на работу электрооборудования.
В синхронных машинах при несимметрии питающего напряжения возникает дополнительный нагрев как статора, так и ротора из-за протекания в них токов обратной последовательности. Кроме того, токи обратной последовательности в статоре машины создают момент, противоположно направленный к основному вращающему моменту. Всё это может вызвать перегрев двигателя, приводящий к сокращению срока его службы.
Таким образом, среди четырех составляющих полной мощности полезную работу совершает только АМ. Остальные три составляющие (РМ, искажения, несимметрии) должны быть исключены в лучшем случае с помощью компенсатора неактивной мощности на основе преобразователя напряжения типа СТАТКОМ, разработка которого завершается. Пока для компенсации указанных составляющих применяют раздельные устройства:

  • фильтры высших гармоник тока;
  • симметрирующие устройства;
  • источники реактивной мощности.

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЕТЯХ 0,4 –110 кВ

Рассмотрим особенности компенсации РМ на примере упрощенной распределительной электрической сети 0,4–110 кВ, в которой нагрузка подключена на напряжение 0,4 кВ (рис. 1), а передача АМ осуществляется от генератора электростанции через линию 110 кВ с тройной трансформацией напряжения через Т1, Т2, Т3. Сформулируем задачу: скомпенсировать РМ в сети Qн = 37,5 МВАр и передать дополнительную АМ. Сделать это можно с помощью источников реактивной мощности (ИРМ).
Из анализа исходных данных и влияния места подключения ИРМ (0,4 кВ; 10 кВ и 110 кВ) на условия передачи АМ (табл. 1) следует:

  • при отсутствии ИРМ и токе линии 252 А фактическая передаваемая АМ составляет 29,2 МВт, а снижение напряжения на нагрузке составляет 24%;
  • при установке ИРМ параллельно нагрузке ток линии составит 305 А, АМ 53 МВт, а снижение напряжения на нагрузке 9%;
  • установка ИРМ на 10 кВ и 110 кВ обеспечивает передачу АМ соответственно 50 МВт и 45 МВт со снижением напряжения на 11 и 16% на нагрузке и незначительным снижением в месте установки ИРМ. Вместе с тем величина токов линии 273 А и 234 А позволяет увеличить передачу АМ.

В целом результаты проведенного анализа показывают необходимость компенсации РМ на всех уровнях напряжения как у потребителя, так и в электрических сетях.
В Приказе Минпромэнерго РФ № 49 от 22.02.07 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)» оговорены предельные значения коэффициента РМ. В часы больших нагрузок с 7 до 23 часов они указаны в табл. 2. В часы малых нагрузок (с 23 до 7 час.) tg j = 0, а cos j = 1. Для напряжений 220 кВ и выше коэффициент РМ определяется на основе расчетов режимов работы электрической сети для нормальной и ремонтной схем.
В более сложной электрической сети для снижения потерь АМ необходимо уменьшать перетоки РМ за счет выравнивания напряжений в узловых точках с помощью устанавливаемых ИРМ.

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЕТЯХ 220–750 кВ

В системообразующих электрических сетях и межсистемных электрических связях режимы работы по РМ зависят от согласования характеристик трех основных элементов энергосистемы: станция (ЭС), линия электропередачи (ЛЭП) и потребитель (П).
ЛЭП можно рассматривать как цепь с распределенными параметрами, представленную без учета активных потерь в виде множества соединенных последовательно индуктивных и соединенных параллельно емкостных элементов или в виде эквивалентной П-образной схемы (рис. 2а), а также в виде скомпенсированной с помощью реакторов линии (рис. 2б).
На рис. 3 приведена кривая зависимости РМ от передаваемой активной некомпенсированной (а) и компенсированной (б) ВЛ 500 кВ длиной 400 км. Откуда следует, что передача АМ до натурального значения сопровождается генерацией линией РМ, а свыше Рнат – ее потреблением. Значения зарядной мощности Q0 линии на холостом ходу (Р = 0) для разных напряжений даны в табл. 3.
Подключение ЭС к ЛЭП требует от генераторов потребления этой реактивной мощности, что невозможно осуществить из-за нагревов лобовых частей статоров. Поэтому зарядную мощность линий компенсируют реакторами. Номинальный cos . синхронных генераторов средней мощности определяется величиной 0,85, а уменьшение нагрузки генераторов сопровождается увеличением их напряжений.
В идеальном случае с точки зрения минимальных потерь электроэнергии в системе «ЭС – ЛЭП – П» необходимо создать такие условия, чтобы генераторы станции работали с номинальным cos j , переток дополнительной по линии РМ отсутствовал, а потребители работали с cos j = 1 без потребления РМ.

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЕТЯХ 220–750 кВ

В системообразующих электрических сетях и межсистемных электрических связях режимы работы по РМ зависят от согласования характеристик трех основных элементов энергосистемы: станция (ЭС), линия электропередачи (ЛЭП) и потребитель (П).
ЛЭП можно рассматривать как цепь с распределенными параметрами, представленную без учета активных потерь в виде множества соединенных последовательно индуктивных и соединенных параллельно емкостных элементов или в виде эквивалентной П-образной схемы (рис. 2а), а также в виде скомпенсированной с помощью реакторов линии (рис. 2б).
На рис. 3 приведена кривая зависимости РМ от передаваемой активной некомпенсированной (а) и компенсированной (б) ВЛ 500 кВ длиной 400 км. Откуда следует, что передача АМ до натурального значения сопровождается генерацией линией РМ, а свыше Рнат – ее потреблением. Значения зарядной мощности Q0 линии на холостом ходу (Р = 0) для разных напряжений даны в табл. 3.
Подключение ЭС к ЛЭП требует от генераторов потребления этой реактивной мощности, что невозможно осуществить из-за нагревов лобовых частей статоров. Поэтому зарядную мощность линий компенсируют реакторами. Номинальный cos j синхронных генераторов средней мощности определяется величиной 0,85, а уменьшение нагрузки генераторов сопровождается увеличением их напряжений.
В идеальном случае с точки зрения минимальных потерь электроэнергии в системе «ЭС – ЛЭП – П» необходимо создать такие условия, чтобы генераторы станции работали с номинальным cos j , переток дополнительной по линии РМ отсутствовал, а потребители работали с cos j = 1 без потребления РМ.

Для европейской части электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС» характерны длины линий, например 500 кВ, не более 300 км ( j = 18O). Для реальных загрузок компенсированных ЛЭП до 0,5 Рнат коэффициент мощности cos j линий определится величиной 0,99 (рис. 4), что не соответствует номинальному cos j генераторов.
Увеличением напряжения на шинах ЭС на 10% по сравнению с напряжением в конце ЛЭП длиной 300 км cos j линии можно снизить до 0,866, приемлемого для генераторов станций. При этом дополнительная РМ по линии по сравнению с режимом равенства U1 и U2 увеличится до 0,32 Рнат, которая вызовет дополнительные потери на данном участке величиной 2,8 МВт, или согласно стоимости электроэнергии около 0,5 млн долл. в год. Отрицательные последствия такого неоптимального режима ЛЭП: дополнительные существенные потери электроэнергии; увеличение РМ в балансе электрических сетей, требующее покрытия; увеличение напряжения в электрических сетях, снижающее надежность работы оборудования.
Выход – увеличение станциями потребления РМ на своих шинах до нужного генераторам cos j путем установки за счет станций дополнительных шунтирующих реакторов (ШР), асинхронизированных генераторов или компенсаторов.
Очевидным становится факт, что в такой концентрированной электрической сети регулирование напряжения осуществляется на генераторах станций, а вопрос установки управляемых источников РМ (управляемых шунтирующих реакторов – УШР, статических компенсаторов РМ) требует технико-экономического обоснования.
Другая картина в электрических сетях ОЭС Урала, Сибири и Востока, в которых длины линий достигают 1000 км с промежуточным отбором мощности. Эффективность подключения в середине линии ШР и статических тиристорных компенсаторов (СТК) показана в табл. 4.
В отличие от УШР, СТК позволяет передавать по линии активную мощность выше натурального значения.

Статические компенсирующие устройства

Учитывая стоимость строительства ВЛ, возрастает актуальность максимального использования линий электропередачи путем повышения их пропускной способности за счет применения новых технических средств компенсации РМ. Переход от нерегулируемых шунтирующих реакторов ШР к управляемым УШР, а далее к СТК даёт возможность существенно увеличить передаваемую по линии мощность сверх натурального значения Рнат.
До сих пор основными средствами компенсации РМ в электрических сетях 110–750 кВ являлись (рис. 5):

  • нерегулируемые масляные ШР, которые, как правило, устанавливаются на ЛЭП и выполняют несколько функций (компенсация зарядной мощности незагруженных линий, снижение перенапряжений, гашение дуги в паузе ОАПВ). Однако ограниченный коммутационный ресурс выключателей и большая мощность коммутируемой ступени снижают эффективность применения ШР при изменениях передаваемой мощности по ЛЭП;
  • синхронные компенсаторы (СК) мощностью 50, 100 и 160 МВАр, подключаемые к третичным обмоткам автотрансформаторов 220, 330 и 500 кВ.

Большинство находящихся в эксплуатации СК выработали ресурс и требуют замены. Кроме того, СК имеют ограниченный до 40% диапазон на потребление РМ, а также высокие эксплуатационные затраты.
Учитывая новейшие достижения в области статических компенсирующих устройств, модернизация схемы компенсации РМ на ПС состоит в замене СК на СТК, а линейных нерегулируемых ШР на управляемые УШР (рис. 6). Такой подход обеспечит оптимальные уровни напряжений на шинах ВН, СН и НН подстанций и на линиях в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах.
Как следует из рис. 6, СТК состоит из трех основных частей – модулей: конденсаторной батареи КБ, коммутируемой выключателем или тиристорным вентилем, компенсирующих реакторов Р, мощность которых изменяется с высоким быстродействием за счет фазового управления тиристорных вентилей ТК.
Модульное построение СТК позволяет осуществить их внедрение поэтапно. В слабозагруженных сетях на первом этапе достаточно включить в работу реакторную часть СТК в виде отдельных вакуумно-реакторных групп, коммутируемых вакуумными выключателями с высоким ресурсом (рис. 7). По мере роста загрузки линий, когда от источника реактивной мощности требуется её генерация, дополнительно к реакторным группам подключаются конденсаторы, а для быстродействующего регулирования мощности реакторов – тиристорные вентили, что образует полную схему СТК. Такое решение опробовано на ПС 330 кВ «Новосокольники», «Старо-Русская», «Великорецкая» и «Советск» МЭС Северо-Запада и ПС 500 кВ «Амурская» МЭС Востока, а также ПС 500 кВ «Балашовская» МЭС Центра. На каждой ПС 330 кВ МЭС Северо-Запада установлены две группы сухих (без масла и магнитопровода) реакторов 2.30 МВАр, по одному на каждый АТ. На ПС 500 кВ «Амурская» установлены 4.30 МВАр, по два на каждый АТ, а на ПС 500 кВ «Балашовская» 4.45 МВАр, по два на каждый АТ. На реакторы имеются ТУ, согласованные с РАО «ЕЭС России», а сами реакторы аттестованы ОАО «ФСК ЕЭС».

ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ИРМ

МЭС Северо-Запада

Выполненные МЭС Северо-Запада испытания показали:

  • включение или отключение одной группы реакторов приводит к изменению напряжения на шинах 330 кВ ПС «Новосокольники» (фото 1) до 1,1% (3,9 кВ), на шинах 110 кВ до 1,8% (2,1 кВ), на шинах 10 кВ до практически номинального значения 10,5 кВ вместо 11,4 кВ без реакторов;
  • включение или отключение двух групп реакторов удваивает эффект до 7,8 кВ на шинах 330 кВ;
  • эффективность регулирования напряжения на шинах 330 кВ возрастает на 30% при соответствующей координации положения устройств РПН АТ. При этом достигается полное (до 60 Мвар двумя группами реакторов) потребление РМ из сети 330 кВ, не менее 60% которой загружает генераторы Псковской ГРЭС;
  • при включенных реакторах Р1 и Р2 на ПС «Новосокольники» и ШР1 на ПС Псковской ГРЭС обеспечивается режим работы турбогенераторов ГРЭС по РМ, близкий к нулевому значению (ночью прием до 10–15 МВАр, днём выдача 10–12 МВАр), а напряжение на шинах 330 кВ не выше 355 кВ при допустимом 363 кВ;
  • применение двух групп реакторов обеспечивает ступенчатость регулирования напряжения с достаточно малой дискретностью (0, 30, 60 МВАр), что совместно с генераторами ПскГРЭС обеспечивает плавное регулирование потоков РМ и поддержание стабильного напряжения при достаточно глубоких изменениях загрузки сети по активной мощности;
  • достижение проектной эффективности сухих компенсирующих реакторов нового типа РКОС – 9900/10, подключаемых к обмотке НН автотрансформаторов.

Монтаж и эксплуатация реакторов показали:

  • установка РКОС проводится с минимальным объемом трудовых, финансовых и временных затрат. Пофазный монтаж реакторов при их весе около 3 т, диаметре 2,2 м и высоте 2,2 м с изоляторами выполнен на бетонных стойках на высоте 2,5 м без установки ограждений;
  • отсутствует вспомогательное хозяйство, свойственное масляным реакторам (маслосборные сооружения, система охлаждения, система пожаротушения и т.д.);
  • конструкция реакторов является малообслуживаемой;
  • потери холостого хода (при отключенном положении реакторов) равны нулю;
  • обеспечивающие функции регулирования реактивной мощности вакуумно-реакторные группы более чем в 2 раза дешевле управляемых шунтирующих реакторов с учетом общих капвложений.

МЭС Востока

В соответствии с программой, согласованной ОДУ Востока с «Амурэнерго», персонал МЭС Востока провел эксплуатационные испытания компенсирующих реакторов РКОС 4 . 9900/10 кВ на ПС «Амурская» (фото 2). Измерялись реактивные мощности групп реакторов при их различных комбинациях, напряжения на шинах 500, 220 и 11 кВ, загрузки линий и АТ. Передаваемые по ВЛ активные мощности не превышали 50% натурального значения, а загрузка АТ не превышала 25% номинальной мощности. При включенных Р1 – Р3 и различных комбинациях РКОС напряжение на шинах 500 кВ находилось в пределах 506–513 кВ, а на шинах 220 кВ в пределах 237–241 кВ. Включение и отключение одной группы РКОС (30 МВА) приводит к изменению напряжения на шинах 500 кВ на 3 кВ и на шинах 220 кВ – на 1 кВ.
Из анализа полученных результатов следует:

  • замена ШР 500 кВ, 180 МВАр (например, при выводе в ремонт) на РКОС 4 x 30 = 120 МВАр, подключенные к обмоткам НН АТ, приводит к некоторому увеличению напряжения на шинах 500 кВ с одновременным улучшением уровней напряжений на шинах СН и НН. При увеличении мощности РКОС со 120 МВАр до 180 МВАр (6 x 30 МВАр или 4 x 45) напряжения на соответствующих шинах составят 516 кВ, 239 кВ и 10 кВ, что характеризует более высокую эффективность подключения РКОС к обмоткам НН АТ по сравнению с подключением ШР к шинам 500 кВ;
  • ступень в 30 МВАр, изменяя напряжение на шинах 500 кВ на 0,6%, вполне достаточна для регулирования напряжения.

Сравнительный анализ потребления электрической энергии за счет потерь реакторами РКОС 10 кВ и РОДЦ 500 кВ показал примерно равное удельное потребление.

МЭС Центра

Проведенный ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» мониторинг уровней напряжения на шинах 500 кВ ПС «Балашовская» в процессе включения групп 4 . 45 МВАр ступенчато-управляемого шунтирующего реактора (фото 3) показал, что снижение напряжения при включении каждой группы составило около 3 кВ, а при включении всех групп – 12 кВ. После ввода в работу данного устройства в начале января 2007 г. до настоящего времени не зафиксированы случаи превышения наибольшего рабочего напряжения на шинах 500 кВ подстанции. Кроме того, ввод в работу сухих реакторов 4 . 45 МВАр дал возможность на настоящий момент отказаться от проведения мероприятия, связанного с выводом в резерв ВЛ 500 кВ «Балашовская – Восточная» для нормализации уровней напряжения, что существенно повысило надежность параллельной работы Волгоградской энергосистемы и ОЭС Юга в составе ЕЭС России.

МЭС Сибири

В соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» № 488 от 19.09.2003 «О программе создания управляемых линий и оборудования для них», на ПС 500 кВ «Ново-Анжерская» МЭС Сибири в 2004 г. введен в опытно-промышленную эксплуатацию пилотный образец СТК 100 МВАр (фото 4), предназначенный для замены выработавшего ресурс синхронного компенсатора. Компенсатор разработан, изготовлен и введен в работу НПЦ «Энерком-Сервис» совместно с ВНИИЭ при участии заводов «Трансформатор», «КВАР» и института «Томскэнергосетьпроект». После периода опытно-промышленной эксплуатации и полномасштабных системных испытаний СТК приказом ОАО «ФСК ЕЭС» №146 от 18.05.2006 принят в промышленную эксплуатацию.
Отметим, что СТК предназначен для:

  • плавного и быстродействующего регулирования напряжения и реактивной мощности с целью повышения пропускной способности и устойчивости электропередачи;
  • уменьшения потерь в линиях электропередачи.

МОЭСК

Проведенный анализ балансов реактивной мощности в сетях 110 кВ Московского региона показал необходимость установки дополнительных компенсирующих устройств в период до 2015 г. В связи с этим НПЦ «Энерком-Сервис» в 2006 г. установил в ОАО МОЭСК на трех ПС 110 кВ: «Можайская» (фото 5), «Слобода» и «Кубинка» шесть конденсаторных батарей 110 кВ, 50 МВАр, суммарной мощностью 300 МВАр. В 2007 г. намечается дополнительный ввод конденсаторных батарей на пяти ПС МОЭСК, а в 2008 году – СТК.

ВЫВОДЫ

1. Подключение источников реактивной мощности к третичной обмотке автотрансформаторов оптимальным образом влияет на уровни напряжений на шинах ВН, СН и НН.
2. Применение в качестве источников реактивной мощности статических тиристорных компенсаторов позволяет осуществить их поэтапный ввод с учетом увеличения нагрузок электрических сетей.
3. В слабозагруженных электрических сетях на первом этапе предлагается использовать сухие компенсирующие реакторы, коммутируемые вакуумными выключателями, которые в последующем по мере роста нагрузок могут быть дополнены до схемы СТК конденсаторными батареями и тиристорными вентилями.
4. Подключение реакторной нагрузки к обмоткам НН АТ дает возможность применить вакуумные выключатели с большим коммутационным ресурсом для суточного ведения режима по реактивной мощности путем ее ступенчатого изменения.
5. Проведенные испытания сухих реакторов на ПС 330 кВ «Новосокольники» (2 . 30 МВАр) МЭС Северо-Запада и ПС 500 кВ «Амурская» (4 . 30 МВАр) МЭС Востока показали их высокую эффективность при меньших финансовых затратах по сравнению с традиционными компенсирующими устройствами (ШР и УШР).
6. Полученный опыт разработки, изготовления, комплектной поставки и внедрения рассмотренных выше различных установок дает основание для решения вопроса компенсации реактивной мощности в электрических сетях ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО-энерго (Иркутскэнерго, Тюменьэнерго, Кубаньэнерго, МОЭСК, Рязаньэнерго и др.) с применением отечественного оборудования.

ПОПЕРЕЧНАЯ ЕМКОСТНАЯ КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ

Алексей Кувшинов, д.т.н., Тольяттинский государственный университет
Александр Хренников, д.т.н., АО «НТЦ ФСК ЕЭС», г. Москва
Владимир Карманов, ген. директор,
Кирилл Замула, главный конструктор,
Евгений Володин, инженер-конструктор, ООО «Энергия Т», г. Тольятти
Игорь Шкуропат, к.т.н., Электрощит Самара, г. Самара
Ильяс Галиев, аспирант, кафедра ИИТ, НИУ МЭИ
Николай Александров, аспирант, кафедра АЭЭС, СамГТУ

В последнее время существенно увеличилось потребление реактивной мощности как электроприемниками промышленных предприятий из-за недостаточного использования компенсирующих устройств, так и коммунально-бытовыми потребителями в результате массового распространения компьютерной техники и других новых типов электроприемников. По некоторым оценкам, общее потребление реактивной мощности приблизилось к 1 квар на 1 кВт активной мощности [1–3]. Негативные последствия передачи таких объемов реактивной мощности от электростанций к узлам потребления общеизвестны – это и дополнительные потери активной мощности, и снижение пропускной способности распределительных сетей, и потери реактивной мощности в трансформаторах, составляющие в среднем 30–40% реактивной мощности нагрузки на шинах 6–10 кВ. В распределительных линиях (РЛ) 35–110 кВ потери составляют 10–20% реактивной составляющей нагрузки на шинах этих линий [4]. Таким образом, суммарные потери реактивной мощности в распределительной сети могут составлять от 40 до 60% общего объема передаваемой реактивной мощности.

Распределительная сеть с точки зрения физики протекающих процессов, связанной с неизбежным образованием магнитных полей вокруг фазных проводов РЛ и обмоток распределительных трансформаторов, является таким же потребителем реактивной мощности, как и все остальные электроприемники, имеющие активно-индуктивный характер. Поэтому термин «потери реактивной мощности» нельзя считать абсолютно корректным, поскольку так называемые потери вполне могут быть скомпенсированы.

Следует добавить, что даже полная компенсация реактивной мощности на шинах (в основном 0,4 кВ) потребителей не обеспечивает компенсацию потерь реактивной мощности в распределительной сети. Данное обстоятельство делает правомерной постановку задачи компенсации реактивной мощности не только электроприемников, подключенных к распределительной сети, но и реактивной мощности, потребляемой собственно РЛ и трансформаторами.

НАТУРАЛЬНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЛИНИИ

Режим передачи натуральной мощности является наиболее благоприятным, поскольку в силу сбалансированности электромагнитного поля линия не потребляет и не генерирует реактивную мощность, а потери активной мощности минимальны [5]. Для линии без потерь величина натуральной мощности определяется простым выражением [4]:

где UНОМ – номинальное напряжение линии; – волновое сопротивление линии без потерь; x0, b0 – погонное индуктивное сопротивление и погонная емкостная проводимость линии соответственно, величину которых можно оценить с помощью эмпирических выражений [6, 7]:

где – среднегеометрическое расстояние между фазными проводами;

D12, D13, D23 – расстояние между проводами первой, второй и третьей фаз;

– фактический радиус многопроволочных проводов;

F – суммарное сечение токоведущей и стальной частей фазного провода.

Выражения (2) и (3) позволяют определить величину волнового сопротивления по известным геометрическим размерам линии:

Для магистральных линий электропередачи с номинальным напряжением 220 кВ и выше натуральная мощность превышает значения, определяемые экономической плотностью тока [5, 6]. Поэтому при номинальных нагрузках возможна работа магистральных линий в режимах, близких к натуральному.

В распределительных сетях с номинальным напряжением 6–110 кВ согласование передаваемой мощности с натуральной мощностью линии не считается необходимым. Поэтому мощность магнитного поля РЛ многократно превышает мощность электрического поля. В результате РЛ являются такими же потребителями реактивной мощности, как и большинство электроприемников.

Анализируя выражения (1) и (4), можно отметить, что наиболее рациональным путем повышения натуральной мощности может служить искусственное изменение погонных параметров (x0, b0), которое приведет к уменьшению волнового сопротивления.

СОСТАВЛЯЮЩИЕ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ

Погонная мощность магнитного QM и электрического QЭЛ полей трехфазной линии определяется выражениями [5]:

где J – плотность тока в фазном проводе линии.

Распределительные линии 6, 10, 20 и 35 кВ работают, как правило, в радиальных схемах. Обычное сечение фазных проводов линий 6–20 кВ составляет 35, 50 и 70 мм, а линий 35 кВ – 95 мм 2 . Распределительные линии 110 кВ работают как в кольцевых, так и в радиальных сетях, а среднее сечение фазных проводов составляет 150 и 240 мм 2 [8].

Следует отметить два характерных значения плотности тока в фазных проводах РЛ:

  • допустимая по нагреву плотность тока J(t), величина которой обычно не превышает 5 А/мм 2 ;
  • экономическая плотность тока J(Э), при которой обеспечивается минимум приведенных затрат на содержание и эксплуатацию линии. Величина J(Э) зависит от района расположения линии и количества часов использования максимума нагрузки. Для предварительных оценок можно использовать среднее значение J(Э) = 1 А/мм [4].

В табл. 1 представлены численные значения погонной мощности магнитного QM(э), QM(t) и электрического QЭЛ полей РЛ 6–110 кВ, а также значения результирующей погонной мощности:

и суммарной реактивной мощности всех распределительных линий:

для режимов работы с экономической J(э) и допустимой по нагреву J(t) плотностью тока в фазных проводах (здесь lΣ – суммарная протяженность РЛ одного класса напряжения).

Сравнивая значения погонной мощности магнитного и электрического полей, можно отметить, что работа в режиме передачи натуральной мощности и даже генерации реактивной мощности (знак «–» в табл. 1) возможна только в РЛ с номинальным напряжением 110 кВ при плотности тока в фазных проводах близкой к экономическому значению. При плотности тока, превышающей экономическое значение, работа всех РЛ сопровождается значительным потреблением реактивной мощности.

Следует обратить внимание, что при допустимой по нагреву плотности тока в фазных проводах суммарная реактивная мощность, потребляемая наиболее массовыми распределительными линиями 6, 10 кВ, в ≈ 1,61 раза превышает реактивную мощность, потребляемую всеми распределительными линиями 20, 35 и 110 кВ вместе взятыми.

Таблица 1. Составляющие мощности магнитного и электрического полей распределительных линий 6–110 кВ

Компенсация реактивной мощности

Для электрических систем предприятий реактивные нагрузки имеют большие величины в сравнении с активными. Значительное увеличение реактивных нагрузок, превышающие экономически установленные значения, приводит к добавочным потерям электроэнергии, снижению пропускной способности элементов электросетей и т.п.

Технологическими последствиями этого могут являться:

— потребность увеличения номинальных мощностей трансформаторов, сечения кабельных линий и пр.;

— снижение качества электроснабжения, что отражается на технологическом процессе и может послужить следствием снижения производительности технологического производства;

— увеличения расхода электроэнергии и, как следствие, увеличение затрат.

В ходе работы для уменьшения потребления реактивной мощности выполняют комплекс организационных мероприятий:

— уменьшение режимов холостого хода сварочных трансформаторов, электродвигателей.

Увеличение потоков реактивной мощности приводит увеличению рабочего напряжения. С целью регулирования на подстанциях с помощью устройств РПН автоматически снижают или повышают отпайки трансформатора (встречное регулирование).

При изменяющихся нагрузках рабочее напряжение изменяется в пропорциональной зависимости от величины нагрузки. Ключевыми потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели. При увеличении питающего напряжения потребление реактивной — также увеличивается. В таких сетях используют вольтодобавочные трансформаторы, трансформаторы с РПН и прочие технические средства.

К техническим мероприятиям относят установку в электросетях компенсирующих устройств. Экономический смысл установки компенсирующих устройств объясняется следующим образом. При их отсутствии потребляемая реактивная мощность – максимальна. Аналогично, максимальными являются потери активной мощности, рабочее напряжение, затраты на электроэнергию и пр. Следовательно, грамотно компенсация реактивной мощности помогает решать вопросы энергосбережения.

В роли компенсирующих устройств сегодня наиболее часто используют конденсаторные установки. Это объясняется рядом преимуществ таких установок:

— низкие затраты активной мощности на производства 1кВАр реактивной мощности;

— легкий монтаж и недорогое последующее техническое обслуживание;

— возможность установки в любом узле системы;

— предоставление компенсации практически неограниченного количества реактивной мощности;

— быстрый срок окупаемости (около 1 года).

У низковольтных потребителей в электрических сетях с однородной нагрузкой надлежащие качество напряжения поддерживается встречным регулированием в основных точках питания и соответствующим подбором переключателя ответвления обмоток трансформаторов. С целью поддержания оптимального режима компенсации реактивной мощности рекомендуется ежеквартально анализировать и по потребности изменять положение переключателей трансформаторов. При этом расчеты режимов электропотребления рекомендуется выполнять в автоматизированном режиме. Батареи конденсаторов в сетях со значительной неоднородностью рекомендуется использовать и для регулирования рабочего напряжения.

Компенсация реактивной мощности в сетях 0,4 кВ

Компенсация реактивной мощности в сетях 0,4 кВ: зачем?

В электрических цепях, содержащих только активное сопротивление, ток совпадает по фазе с напряжением. В присутствии индуктивностей (двигатели, трансформаторы без нагрузки) ток отстает от напряжения, а конденсаторов — опережает.

Полный ток, потребляемый, например, двигателем, представляет собой векторную сумму двух составляющих:

  • IR – активный ток;
  • IL – реактивный (индуктивный ток).

Каждая из этих составляющих связана с соответствующей мощностью:

  • активная мощность создается током IR;
  • реактивная мощность создается током IL.

Реактивная мощность не совершает механическую работу, но является дополнительной нагрузкой на оборудование поставщика электроэнергии.

Доля реактивной мощности характеризуется параметром, называемым «коэффициентом мощности».

Коэффициент мощности мощно определить как отношение активной мощности к полной:

Если в цепи отсутствуют токи высших гармоник, коэффициент мощности численно равен cos φ (φ – это угол между векторами тока и напряжения). По мере увеличения реактивной мощности, cos φ уменьшается.

При низком cos φ возникают следующие нежелательные явления:

  • Повышенные потери в электрических линиях
  • Рост падения напряжения в линиях
  • Рост необходимой мощности генераторов, трансформаторов, линий электропередачи.

Отсюда ясна необходимость улучшения (повышения) коэффициента мощности – компенсации реактивной мощности в сети. Эту задачу можно решить с помощью конденсаторов.

Компенсация реактивной мощности в сетях 0,4 кВ: как?

Установка конденсаторной батареи позволяет уменьшить реактивную мощность, потребляемую индуктивными нагрузками, и, соответственно, повысить коэффициент мощности – скомпенсировать реактивную мощность в сети.

Желательно иметь cos φ чуть больше 0,9, поскольку, с одной стороны, это позволяет избежать штрафных санкций за низкий коэффициент мощности. При этом cos φ не должен быть слишком близок к единице, что избежать опережающих токов в системе при случайной перекомпенсации.

Оптимальный выбор оборудования для коррекции коэффициента мощности будет зависеть от типа имеющихся нагрузок и режимов их работы.

Прежде всего, следует выбрать между ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ КОМПЕНСАЦИЕЙ и ИНДИВИДУАЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИЕЙ.

Индивидуальная компенсация реактивной мощности: компенсирующее устройство устанавливается непосредственно на нагрузке (например, на зажимах двигателя).

Централизованная компенсация реактивной мощности: используется только одна конденсаторная батарея, которая устанавливается на главном распределительном щите или подстанции.

Индивидуальная компенсация реактивной мощности является самым технически простым решением: конденсатор включается и выключается вместе с относящейся к нему нагрузкой, поэтому компенсация соответствует cos φ нагрузки и синхронизирована с ее суточными колебаниями.

Другим преимуществом индивидуальной компенсации реактивной мощности в сетях 0,4 кВ является простота установки оборудования и низкая цена.

Суточные колебания нагрузки являются основополагающим фактором при выборе наиболее подходящего способа компенсации.

Во многих системах не все нагрузки задействованы одновременно, и некоторые из них работают всего несколько часов в день.

Очевидно, что индивидуальная компенсация реактивной мощности в этом случае становится слишком дорогой из-за необходимости установки большого количества конденсаторов. При этом основная масса конденсаторов не будет использоваться большую часть времени.

Индивидуальная компенсация реактивной мощности в сетях 0,4 кВ наиболее эффективна, если большая часть реактивной мощности потребляется несколькими мощными нагрузками, которые работают подолгу.

Централизованная компенсация реактивной мощности наиболее выгодна там, где нагрузка многократно изменяется в течение дня.

Если потребность в реактивной мощности сильно колеблется, целесообразно использовать батареи с автоматическим регулированием, а не конденсаторы, емкость которых постоянна.

Компенсация реактивной мощности в сетях 0,4 кВ: сколько требуется конденсаторов?

Выбор конденсаторной батареи тесно связан со следующими параметрами:

  • cos φ2 – желаемая величина коэффициента мощности
  • cos φ1 – начальное значение
  • установленная реактивная мощность.

Необходимая компенсирующая мощность определяется выражением:

Это выражение можно переписать в виде: Qc = k * P, где параметр k легко определить из таблицы 1 и

QC – требуемая реактивная мощность конденсаторов [квар];

P – активная мощность [кВт];

QL и QL’ – реактивная мощность до и после установки конденсаторной батареи;

A, A’ – полная мощность до и после коррекции коэффициента мощности [кВА].

Компенсация реактивной мощности в сетях низкого напряжения

В энергосистемах развитых стран мира, в том числе и России, сети низкого напряжения формируют большую долю потребности в реактивной мощности, а их удаленность от генераторов электростанций определяет целесообразность генерации (компенсации) требуемых объемов реактивной мощности у потребителей и/или на подстанциях сетей низкого и среднего напряжения.

Согласно договоренности VDE (Verband Deutscher Elektrotechniker), IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers — Институт инженеров по электротехнике и электронике), CENELEC (Comité Européen de Normalisation Électrotechnique — Европейский комитет электротехнической стандартизации), ETSI (European Telecommunications Standards Institute — Европейский институт по стандартизации в области телекоммуникаций) и IEC (International Electrotechnical Commission — международная электротехническая комиссия МЭК) сегодня все передающие электроэнергию сети делят на сети высокого напряжения (60 и 110 кВ), сети сверхвысокого напряжения (220, 380, 500, 700 и 1150 кВ), сети среднего напряжения (3, 6, 10, 15, 20 и 30 кВ) и низковольтные сети 220 В и 0.4 кВ.

Основную ответственность за дефицит реактивной мощности несут асинхронные двигатели (под нагрузкой, без нагрузки и с малой нагрузкой), трансформаторы (без нагрузки или не полностью нагруженные), индукционные и дуговые печи, сварочные машины и аппараты, тепловые насосы, в том числе кондиционеры, системы флуоресцентного, LED и OLED освещения, а также скачки напряжения выше номинального и подключение потребителей с помощью воздушных линий со значительным индуктивным сопротивлением токонесущих проводов.

Традиционное для России формирование потребительских распределительных сетей низкого напряжения с помощью воздушных линий с алюминиевым кабелем, имеющим индуктивное сопротивление почти на уровне активного по факту вносит свой вклад в падение сетевого напряжения из-за значительных перетоков реактивной мощности

Таблица 1 Потери напряжения в воздушных линиях 0.4 кВ распределительных сетей из-за перетоков реактивной мощности (Q)

(Нормативно-правовая база, регламентирующая компенсацию реактивной мощности в сетях низкого (и среднего) напряжения)

Q, кВАр

Потери напряжения в % при протяженности воздушной линии L (км)

50

100

150

200

На текущий момент в России:

· силовые конденсаторы для устройств компенсации реактивной мощности и конденсаторные установки (установки компенсации реактивной мощности КРМ 6,3 (10,5) кВ и конденсаторные установки КРМ/УКРМ 0.4 кВ) регламентируют ГОСТ 1282-88 «Конденсаторы для повышения коэффициента мощности», ГОСТ 27390-87 «Конденсаторы самовосстанавливающиеся для повышения коэффициента мощности» и ГОСТ 27389-87 «Установки конденсаторные для компенсации реактивной мощности» (установка КРМ, УКРМ, УКЛ и пр.);

· требования по компенсации реактивной мощности устанавливают Приказы Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России» № 380 «О создании управляемых линий электропередачи и оборудования для них» от 29.05.2006, №695 «О регионах пиковых нагрузок» от 05.10.2006 и №893 «О повышении устойчивости и технико-экономической эффективности распределительных электрических сетей и систем электроснабжения потребителей за счет управления потоками реактивной мощности и нормализации уровней напряжения» от 11.12.2006, Постановление Правительства РФ № 530 «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» от 31.08.2006, Приказ Минпромэнерго №49 «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договоры энергоснабжения)» от 22.02.07, в том числе «Приложение к Порядку расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договоры энергоснабжения)», Приказ Федеральной службы по тарифам № 219-э/6 «Об утверждении методических указаний по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон по договорам об оказании услуг по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (договорам энергоснабжения)» от 31 августа 2010, Письмо Министерства промышленности и энергетики РФ № ИМ-1374 «Об оказании услуг по компенсации реактивной энергии (мощности)» от 01.11.2004, РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей», «Методические указания по проектированию развития энергосистем» Минпромэнерго, «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» Минэнерго РФ и ПУЭ 7.

Целесообразность компенсации реактивной мощности в сетях низкого напряжения

Низкий коэффициент реактивной мощности в потребительских распределительных сетях обуславливает:

· ограничение способности силовых трансформаторов;

· падение и скачки напряжения в сети и на отдельных участках сети;

· перегрузку защитных и управляющих устройств со снижением срока их работы;

· существенное увеличение электрических потерь;

· необходимость увеличения сечения токоведущих кабелей и т.д.

Важно: Как правило, аудит состояния распределительной сети/участка сети происходит с оценкой коэффициента мощности cos φ, который численно определяется отношением активной мощности к полной мощности. Однако большинство российских и зарубежных экспертов рекомендуют выполнять оценку распределительной сети/участка сети по коэффициенту реактивной мощности tg φ, показывающему отношение реактивной мощности к активной мощности, поскольку даже при высоких значениях коэффициента мощности cos φ 0.95 или 0.97 потребляется реактивная мощность, равная соответственно 3 и 4 части активной мощности (см. Таблицу 2).

Таблица 2. Значения коэффициента мощности

Еще по теме: