Компенсация реактивной мощности «Три — в одном» или панацея от всех бед?
Предисловие
Сразу оговорюсь, что данная статья имеет обзорный характер и не претендует на научный труд. Поэтому ряд вопросов автор рассматривает поверхностно. Почему «три в одном»? По нашему мнению существуют следующие аспекты компенсации реактивной мощности (РМ):
Мы намеренно опускаем все три аспекта. Это отдельная тема. Написание этой статьи ставило своей целью собрать воедино разрозненную общую информацию о компенсации РМ из различных источников, проанализировать ее и представить на суд читателей ее различные аспекты для более полного понимания сути этого процесса.
Как известно, электроэнергия — это товар, который имеет свое качество. Качество электроэнергии должно соответствовать требованиям ГОСТ 13109-97.
Сегодня потребителя интересуют три вопроса:
Ремарка
По давно проверенной статистике, как только потребитель получает достоверную информацию о том, куда и сколько он тратит киловатт-часов, его суммарное потребление снижается на 10-15%. Это только «сливки» потенциала энергосбережения, которые можно снять без больших затрат на модернизацию электросети и оборудования.
Справка
Проведенные в Московском энергетическом институте под руководством д. т. н., проф. Абрамовича Б. Н. исследования влияния качества электроэнергии на работу электрооборудования показали, что при нарушении нормативных показателей качества электроэнергии (КЭ) происходит сокращение срока службы:
Например, стоимость ущерба от плохого качества электрической энергии в экономике США оценивается более чем в 150 миллиардов долларов в год (данные 2005 г.).
А как оценивается ущерб от плохого качества электроэнергии в экономике России?
Официальная статистика по степени серьезности и распределению падений напряжения отсутствует, но в настоящее время проводятся некоторые измерения регионального масштаба, которые могут дать информацию к размышлению. Например, в исследовании, проводимом одним из основных производителей электроэнергии, замерялись перепады напряжения на 12 участках мощностью от 5 до 30 МВА. За 10 месяцев было зафиксировано 858 перепадов, 42 из которых привели к сбоям и финансовым потерям. Хотя на всех этих 12 участках потребителями были производители с несложной технологией, финансовые потери составили 600 тыс. евро, а максимальная сумма убытков на один участок составила 165 тыс. евро.
Немного теории
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 реактивной мощности не только в целом в энергосистеме, но и в узлах нагрузки. И оттого, где и как «гуляет» реактивная мощность (РМ) по сети, зависит многое, если не все.
Наглядным примером серьезности проблемы компенсации РМ является отчет Рабочей группы Госдумы РФ по расследованию причин московской аварии, произошедшей 25 мая 2005 г. В нем сделан вывод о том, что одной из главных причин аварии на подстанции «Чагино» явился дефицит источников реактивной мощности в электрической сети Москвы и Подмосковья. В отчете также указано, что такой дефицит создает угрозу повторения системных аварий.
Вот почему существует необходимость самого серьезного отношения к проблеме компенсации реактивной мощности.
Сегодня, когда строительство новых генерирующих мощностей очень дорого и невозможно в короткий срок, актуальным становится максимальное использование действующих ЛЭП и трансформаторов, повышая их пропускную способность за счет применения различных устройств управляемой компенсации реактивной мощности.
Как известно, полная мощность сети состоит из активной мощности Р, передаваемой в нагрузку, и реактивной Q, которая используется на нагрев обмоток электродвигателей и трансформаторов. Q отрицательно влияет на режимы работы электрической сети и показатели качества электроэнергии. Но без нее процесс получения полезной работы был бы невозможен. Рисунок 1.
Но отрицательное влияние РМ на сеть несоизмеримо больше, чем положительное. Недаром еще во времена заката СССР в конце 80-х директивно на всех промышленных предприятиях были установлены конденсаторные батареи. Знали, что делали.
Реактивный ток дополнительно загружает высоковольтные линии и трансформаторы, приводит к увеличению потерь активной (АМ) и реактивной мощности (РМ), влияет на уровень напряжения у потребителя. Большая величина РМ в сети приводит к несинусоидальности напряжения, появляются дополнительные потери в сети, электрических машинах и трансформаторах, сокращается срок службы изоляции кабелей и другого оборудования, появляются помехи и сбои в работе компьютеров, устройств автоматики, телемеханики и связи, возникают резонансные перенапряжения в электрических сетях.
При компенсации РМ происходит уменьшение потребления РМ и возврат ее в сеть (см. график 1). Вследствие этого полная мощность S, потребляемая из сети практически вся используется на полезную работу. Q1 уменьшается до значения Q2.
Использование установок компенсации реактивной мощности (УКРМ) позволяет
Характерные отраслевые коэффициенты мощности приведены в Таблице 1.
| Тип нагрузки | Примерный коэффициент мощности |
|---|---|
| Мукомольные и крупозаводы | 0,6-0,7 |
| Мясоперерабатывающие предприятия | 0,6-0,7 |
| Мебельные предприятия | 0,6-0,7 |
| Деревообрабатывающие предприятия | 0,55-0,65 |
| Молокоперерабатывающие предприятия | 0,6-0,8 |
| Машиностроительные предприятия | 0,5-0,6 |
| Авторемонтные предприятия | 0,7-0,8 |
Когда мы 7 лет назад начали заниматься проблемой повышения качества и надежности электроснабжения предприятий и снижения энергопотребления при помощи компенсации реактивной мощности, у нас появились вопросы:
Пришлось взяться за учебники, пройти техническое обучение, перелопатить кучу литературы и Интернет в поисках расчетов, методик выбора, характеристик процессов протекающих в электросетях при работе УКМ.
Мы пришли к выводу, чтобы понять суть процессов, протекающих в конкретной электросети, нужна достоверная техническая информация. Для этого мы начали проводить мониторинг параметров электросети. Были закуплены специальные приборы, позволяющие снимать одновременно несколько десятков характеристик электросети с интервалом в доли секунды. (Токи, напряжения, активные, реактивные и полные мощности по каждой фазе, Cos F, гармонический состав сети и т.д.). Полученная информация оказалась очень интересна (см. графики 1, 2).
Как видно из графиков, при выключенной конденсаторной установке Cos F «плавает» от 0,3 до 0,5. При включенной он фактически стабилен на уровне 0,75-0,8. Также при включенной УКРМ сглаживаются пульсации тока и напряжения, характер потребления становится более равномерным и исключает преждевременный выход оборудования из строя. И наконец, уровень нелинейных искажений (гармоник) в сети THDI находится в пределах нормы (не более 5-7%).
За 7 лет нами проведен мониторинг параметров электрических сетей более 30 промышленных предприятий Алтая различного профиля, проанализированы полученные данные, выяснены некоторые закономерности процесса потребления реактивной мощности (РМ).
Анализ результатов измерений в разных участках системы электроснабжения предприятия позволяет определить оборудование, влияющее на качество электроэнергии, генерирующее помехи, которые могут выводить из строя компьютеры и другое электронное оборудование. Такой анализ необходимо производить на объектах, где используются частотные электроприводы или имеют место частые коммутации мощных электроприемников (например сварочное производство).
Технический эффект, ожидаемый в результате применения УКРМ, представлен в Таблице 2.
| Cos φ1, без компенсации | Cos φ2, с компенсацией | Снижение величины тока и полной мощности, % | Снижение величины тепловых потерь, % |
|---|---|---|---|
| 0,5 | 0,9 | 44 | 69 |
| 0,5 | 1 | 50 | 75 |
| 0,6 | 0,9 | 33 | 55 |
| 0,6 | 1 | 40 | 64 |
| 0,7 | 0,9 | 22 | 39 |
| 0,7 | 1 | 30 | 51 |
| 0,8 | 1 | 20 | 36 |
Экономический эффект от использования УКРМ выражается в значительной экономии энергоресурсов предприятиями, снижением расходов на ремонты и аварии, а также прямой выгодой в виде снижения платы за потребляемую электроэнергию.
Заключение
Для энергосистем, промышленных предприятий реактивная мощность всегда была и остается неизбежным атрибутом технологического оборота электроэнергии, влияющим на его экономическую эффективность. И поэтому использование такого мощного рычага воздействия как управление реактивной мощностью — один из наиболее эффективных и малозатратных способов энергосбережения как в энергосистемах, так и в сетях предприятий и ЖКХ. И оттого, как технически грамотно будет решаться этот вопрос потребителями с одной стороны, и энергоснабжающими организациями с другой, будет зависеть надежность всей системы электроснабжения страны.
В данной статье мы рассмотрели только общие аспекты компенсации РМ. Намеренно не были затронуты вопросы воздействия компенсации РМ на энергосбережение, качество электроэнергии, и экономическую эффективность деятельности предприятий. Все эти вопросы могут быть рассмотрены нами позже в случае заинтересованности читательской аудитории.
А. В. СИНЕЕВ,
член правления МОСЭП,
г. Барнаул.
8 Компенсация реактивной мощности и выбор силовых трансформаторов
8 Компенсация реактивной мощности и выбор силовых трансформаторов
Компенсация реактивной мощности или повышение коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий имеет большое значение и является частью общей проблемы повышения коэффициента полезного действия работы систем электроснабжения и улучшения качества отпущенной потребителю электроэнергии.
Компенсация реактивной мощности на предприятии обусловлена проведением двух взаимодополняющих друг друга мероприятий: снижением потребления реактивной мощности электроприёмниками и установкой непосредственно у потребителей и в узлах сетей специальных источников реактивной мощности – компенсирующих устройств.
Установка на предприятии всех видов компенсирующего оборудования допускается только с разрешения энергосистемы, при этом применяют скидки и надбавки к тарифу на электроэнергию для экономического стимулирования потребителей к проведению мероприятий по компенсации реактивной мощности.
Устройства компенсации реактивной мощности, устанавливаемые у потребителя, должны обеспечивать потребление от энергосистемы реактивной мощности в пределах, указанных в условиях на присоединение электроустановок этого потребителя к энергосистеме.
8.1 Выбор силовых трансформаторов
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях определяется величиной и характером электрических нагрузок (требуемой надежностью электроснобжения и характером потребления электроэнергии), территориальным размещением нагрузок, их перспективным изменением и при необходимости обосновывается технико-экономическими расчетами.
Мощность трансформаторов определяется по формуле:
PMT – суммарная расчётная мощность рассматриваемой группы, кВт;
βТ – коэффициент загрузки трансформатора;
При питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время не более одних суток, необходимых для ремонта или замены поврежденного элемента (питание электроприемников III категории) целесообразно применить однотрансформаторную ТП. Тогда, βТ= 0,9; N Т= 1 и по формуле (8.1):
ST 
235,5кВА.
Принимаем один трансформатора ТМЗ 250/10, ∆ PXX =0,74кВт; ∆ P КЗ =3,7кВт; I ХХ =2,3%; UK =4,5% [1, стр.127].
8.2 Определение мощности НБК
Определение мощности НКБ производится в два расчётных этапа
1 – По условию оптимального числа цеховых трансформаторов:
По найденному количеству трансформаторов и их мощности рассчитываем наибольшую мощность, которую можно передать через трансформаторы в сеть до 1 кВ:
Суммарная мощность НБК для данной группы трансформаторов:
где Q МТ – суммарная расчётная реактивная нагрузка ТП, кВар;
Поскольку Q НК1 Q НК1 принимаем равным нулю.
На втором расчётном этапе определяется мощность НБК из условия оптимального снижения потерь:
где γ – расчётный коэффициент, определяемый по рисунку [1, стр. 60] в зависимости от показателей К I и К II и схемы питания цеховой ТП. Значения показателей К I и К II находят из таблиц [1, стр. 62] в зависимости от района энергосистемы (центр) и количества смен (3): К I =12; К II =7, отсюда γ=0,5.
Так как Q нк незначительна, то установка НБК не требуется.
8. 3 Определение мощности ВБК
Мощность ВБК определяется в следующем порядке:
Для трансформатора ТП определяются не скомпенсированные реактивные нагрузки на стороне 6…10кВ.
Q т. нач.= Q мт+ 
Q т- Q нкф (8.6)
где Q мт-наибольшая расчетная реактивная нагрузка трансформатора;
Q т-реактивные потери в трансформаторе, определяются по таблице (Л1с63)
Q нкф-фактически принятая мощность НБК.
Q т. нач.=132,7+23-0=155,7кВар.
Не скомпенсированная суммарная нагрузка РП определяется по формуле:
Наибольшая суммарная нагрузка цеха, по которой определяется мощность коммутирующих устройств, вычисляется по формуле:
где К-коэффициент, учитывающий не совпадение во времени максимумов активной нагрузки энергосистемы и реактивной мощности промышленного предприятия (К=0,75)
При проектировании СЭС энергосистемой задается разрешенная к использованию реактивная мощность в режиме максимальной активной нагрузки.
Она определяется как меньшее из значений рассчитываемых по выражениям:
Q `э1= Q м1-0,7* Q см; (8.9)
Q «э1=
*Рм1; (8.10)
где Q см-суммарная наминальная реактивная мощность синхронных двигателей напряжением 6…10кВ (она не учитывается так как синхронных двигателей нет).
— коэффициент, определяемый по таблице [1, стр. 60].
Рм1- расчетная активная нагрузка предприятия с учетом коэффициента разновременности максимумов.
Величина реактивной мощности, получаемой из энергосистемы, принимается равной:
Q э1= min ( Q `э1, Q «э1)
Принимаем Q э1=21,3кВар.
Тогда суммарная реактивная мощность ВБК для цеха определяется по формуле:
Q вк= 
Q рп- Q э1 (8.11)
Так как реактивная мощность незначительна, то установка ВБК для цеха не целесообразно (134,4кВар
8.4 Выбор автоматических выключателей для трансформаторов
Выбираем автоматический выключатель для защиты отходящих линий от трансформаторов по условиям:
I н. а. 
I р; (8.12)
I н. р. I р; (8.13)
I р= Smp / 
* U н; (8.14)
где S тр- номинальная мощность трансформатора;
I р=250/*0,38=380,3 А
Выбираем автомат ВА53-39 с I н. р.=400А, I н. а.=400А.
Компенсация реактивной мощности трансформаторов
Анонс: Компенсация реактивной мощности трансформаторов в сетях объектов. Расчет потери реактивной мощности в трансформаторе. Расчет максимальной реактивной мощности, которую можно передать через трансформаторы.
Потери мощности в трансформаторах тока, напряжения, автотрансформаторах электрической сети объекта находятся в интервале от 12% до 35% и в целом:
Расчет потери реактивной мощности в трансформаторе.
Суммарные потери реактивной мощности силового трансформатора формируют:
Расчет максимальной реактивной мощности, которую можно передать через трансформаторы.
Без увеличения числа и/или мощности трансформаторов из питающей сети высшего напряжения можно передать
Где N – число трансформаторов, Рр – активная мощность нагрузки в сети низшего напряжения, ΔРm – потери активной мощности в трансформаторах
или по упрощенной формуле ∆Рm = 0,02*Sп;
Qmax > Qпт, то возможна компенсация реактивной мощности по стороне высшего напряжения;
Справка: Компенсация реактивной мощности силовых трансформаторов по стороне высшего напряжения, что позволяет поднять коэффициент мощности самого трансформатора и, соответственно, увеличить коэффициент полезного действия. Так, коэффициент полезного действия трансформатора
где максимальная активная мощность, получаемая нагрузкой по низшей стороне, Рmax = Sп*cos(φ). Тогда коэффициент полезного действия
η = Sп*cos(φ)/( Sп*cos(φ) + Рхх + Ркз), т.е. при повышении cos фи увеличивается и коэффициент полезного действия трансформатора.
Вместе с тем, такой способ компенсации используется достаточно редко из-за:
Кроме того, коэффициент загрузки трансформатора в нормальном (Кзнр = Sп/(N*Sн)) и аварийном (Кзар = 2*Кзнр) режимах должен отвечать требованиям ГОСТ 14209-85 (и ГОСТ Р 52719-2007), а Кзнр – находится в пределах рекомендуемых норм для трансформаторов ТП с различными нагрузками (см. таблицу ниже).
Qmax ˂ Qпт, то нужна компенсация реактивной мощности по стороне низшего напряжения, а мощность подбираемой конденсаторной установки или батареи не должна превышать
где Qнагр – максимальная реактивная мощность, потребляемая нагрузкой по стороне низшего напряжения в часы пик.
В этом материале не рассмотрены проблемы из-за резонанса в контуре из индуктивности трансформатора и емкости конденсаторной батареи, необходимость и целесообразность установки пассивных и/или активных фильтров гармоник для нивелирования рисков перегрева конденсаторов, генерации реактивной мощности в питающую сеть и т.д. Такие вопросы, в том числе связанные с компенсацией реактивной мощности трансформаторов должны решаться индивидуально по результатам энергоаудита сети с конкретными загрузками определенного характера.
ВЫБОР МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ РТП С УЧЕТОМ НЕОБХОДИМОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Введение
Электроэнергетика, определяющая электровооруженность труда, принадлежит к ведущим отраслям индустрии и имеет опережающее развитие, что является основой технического прогресса промышленности и повышения уровня всего общественного производства. Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении. Мощность энергосистем непрерывно растет, и эта тенденция развития энергетики будет сохраняться и в будущем. Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.
Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Цель работы выполнить проект реконструкции электрической части подстанции. В процессе проектирования, должны выполнить необходимые расчеты и произвести выбор оборудования в соответствии с расчетами. В процессе проектирования выбирается новое оборудование.
При проектировании районной трансформаторной подстанции встает вопрос о правильном выборе рациональной схемы электроснабжения, о правильном выборе силового и вспомогательного оборудования. Проектирование осуществляется для РТП, для электроснабжения потребителей части района. С учетом того, что потребители относятся в основном к III категории надежности электроснабжения и лишь незначительная часть ко II категории надежности.
Правила устройства электроустановки. Общие требования.
На преобразовательных подстанциях и установках должны быть предусмотрены меры по ограничению:влияния подстанции на качество электрической энергии в питающей сети до значений, оговоренных ГОСТ 13109-87*,радиопомех, создаваемых подстанцией, до значений, оговоренных в общесоюзных нормах допускаемых индустриальных радиопомех.
На преобразовательных подстанциях и установках следует предусматривать устройства для компенсации реактивной мощности в объеме, определяемом технико-экономическим расчетом.
Преобразовательные подстанции и установки должны быть оборудованы телефонной связью, а также пожарной сигнализацией и другими видами сигнализации, которые требуются по условиям их работы.
Для монтажа, разборки и сборки преобразователей и другого оборудования следует, как правило, предусматривать инвентарные (применяемые стационарно или передвижные) подъемно-транспортные устройства.
РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ СХЕМЫ РТП НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКТНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
Для надежного электроснабжения потребителей 1 и 2 категории на РТП уста-новим два силовых трансформатора По справочнику выбираем схему блочного типа.
Схема 4Н-два блока ( линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий применяется на напряжении 35-220 кВ. для тупиковых или ответветельных двухтрансформаторных подстанций.
В зависимости от схем сети начальным этапом развития данной схемы возможна схема укрупненного блока (линия + 2 трансформатора).
При одной линии и двух трансформаторах разъединители в «перемычке»
допускается не устанавливать
Рисунок 1 – Схема 4н два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии
ВЫБОР МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ РТП С УЧЕТОМ НЕОБХОДИМОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе,с учетом их допустимой, по техническим условиям на трансформаторы, перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание нагрузки. (12)
Максимальные мощности нагрузки потребителей и их cosφ (он постоянен в течении суток) представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Максимальные мощности нагрузки потребителей
