Компенсация реактивной мощности

В нормативных документах,  изложены задачи компенсации реактивной мощности (КРМ) в электрических сетях для режима прямой последовательности основной частоты переменного тока. Их требования распространяются на всех потребителей электроэнергии, за исключением жилых и общественных зданий при расчетной активной мощности на каждом вводе менее 250 кВт, тяговых подстанций городского электротранспорта, и являются обязательными для электроснабжающих организаций и организаций, проектирующих электроустановки, независимо от их ведомственной принадлежности. В работе   приведены директивные требования к технико-экономическим расчетам (ТЭР) по КРМ при проектировании и эксплуатации электрических сетей потребителей электроэнергии и контролю за ее потреблением, а также рекомендации по режимам работы средств компенсации.
При проектировании компенсирующие устройства (КУ) выбирают одновременно со всеми элементами электрической сети с учетом снижения токовых нагрузок средствами компенсации. Выбор типа, мощности, места установки и режима работы КУ должен обеспечивать при соблюдении всех технических требований наибольшую экономичность, критерием которой является минимум приведенных затрат. При определении величины приведенных затрат подлежат учету: затраты на установку КУ и дополнительного оборудования — коммутационных аппаратов, устройств автоматики и т. п.; снижение стоимости оборудования трансформаторных подстанций и стоимости сооружения питающей и распределительной сети, обусловленное уменьшением токовых нагрузок; снижение потерь электроэнергии в питающей и распределительной сети; уменьшение потерь активной мощности при максимуме нагрузки энергосистемы; снижение потерь реактивной мощности в питающей и распределительной сетях вследствие уменьшения токовых нагрузок средствами компенсации.
Устанавливаемые в электрических сетях КУ должны обеспечивать: допустимый режим напряжения в электрической сети; допустимые токовые нагрузки всех ее элементов; режим работы источников реактивной мощности (ИРМ) в допустимых пределах; статическую и динамическую устойчивость работы электроприемииков. В качестве ИРМ должны учитываться: воздушные и кабельные линии электрических сетей напряжением выше 20 кВ, а для кабельных сетей значительной протяженности — также и 6—20 кВ; генераторы электростанций и синхронные электродвигатели; дополнительно устанавливаемые средства компенсации — синхронные компенсаторы (СК), конденсаторные установки поперечного включения, вентильные установки со специальным регулированием и др.
Расчетным при выборе средств компенсации является режим наибольшей активной нагрузки энергосистемы. Для наиболее экономичного использования в эксплуатации средства компенсации должны оборудоваться автоматическими устройствами регулирования генерируемой мощности (см. гл. V—3—12, V—3—13, V—6—14 ПУЭ). В качестве параметров регулирования выбирают: напряжение, реактивную мощность, время и т. д.
Проектирование КУ рекомендуется вести с учетом динамики роста нагрузки и поэтапного развития систем электроснабжения. Для каждого этапа определяют мощность и место установки КУ, способ регулирования и т. д. При выборе средств компенсации, устанавливаемых в электрических сетях потребителей электроэнергии, исходными являются следующие получаемые от энергосистемы данные: экономически или технически обоснованное значение реактивной мощности, которая может быть передана из энергосистемы в режиме ее наибольшей активной нагрузки (Q3 max) в сеть электроустановки; значение реактивной мощности, которая может быть передана в сеть электроустановки из энергосистемы в режимах ее наименьшей активной нагрузки (Q3 min) и в послеаварийных (Qэа).
Распределение конденсаторных установок между сетями 6—20 кВ и сетями напряжением до 1000 В осуществляется на основании ТЭР. При этом необходимо учитывать, что наибольший экономический эффект достигается при размещении средств компенсации в непосредственной близости от потребляющих реактивную мощность ЭП. Передача реактивной мощности из сети 6—35 кВ в сеть напряжением до 1000 В экономически невыгодна, если это приводит к увеличению числа цеховых трансформаторов. Индивидуальная компенсация может быть целесообразной лишь у крупных ЭП с относительно низким коэффициентом мощности и большим числом часов работы в году.
Ежеквартально осуществляют контроль реактивной мощности, потребляемой или выдаваемой в сеть энергосистемы потребителями электроэнергии в периоды наибольшей и наименьшей активной нагрузки энергосистемы. Периоды наибольших и наименьших нагрузок, а также режимы работы КУ устанавливает энергоснабжающая организация, их фиксируют в договоре на пользование электроэнергией.
В соответствии с Прейскурантом № 09-01, значения Q3max и Q3rnirl задают потребителю для каждого квартала года. Эти значения определяют, исходя из фактических нагрузок Qiф1 и Qiф2 (I — номер квартала) и предварительно определенного значения Qbmsx. Для квартала максимальной годовой активной нагрузки системы (как правило, для четвертого квартала Qmax).

Потребитель должен установить дополнительно КУ мощностью
(1)
Эти КУ могут использоваться в любое время года. Проектным организациям для вновь присоединяемых потребителей задают значения Qmax и Q3min только для IV квартала. Значения Qgmax задает энергоснабжающая организация потребителям на каждый год предстоящего пятилетнего периода [13]. Изменить заданное значение Qmax может энергоснабжающая организация в одностороннем порядке не позднее чем за два года до начала расчетов за электроэнергию на основе измененного значения и не более чем на 20% Значения max для остальных кварталов года и Qg min для всех кварталов должны задаваться не позднее чем за три месяца до начала расчетов за электроэнергию на их основе.
До внедрения в энергосистеме программ расчета на ЭВМ эти величины рассчитываются по приведенной ниже упрощенной методике ручного счета.
Значение Q^lax на шинах напряжением 6—20 кВ понизительной подстанции 220—35/6—20 кВ или 6—20/0,4—0,69 кВ определяют как меньшее из значений, полученных по формулам:
(2)
(3)

где <2фУ и Рф| — фактические значения реактивной и активной нагрузки потребителя; — располагаемая реактивная мощность синхронных электродвигателей; а — коэффициент, зависящий от района объединенной энергосистемы и высшего напряжения подстанции (табл. 69); при питании от шин генераторного напряжения а = 0,6.
Значения коэффициента а