Стартовая >> Оборудование >> Подстанции >> Компенсация реактивной мощности

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


Объединенные энергосистемы

Коэффициент а при высшем напряжении подстанции, кВ

35

110—150

220 и выше

Северо-запада, Центра, Средней Волги, Юга, Северного Казахстана

0.3

0,28

0,23

Средней Азии

0,3

0,35

0,47

Сибири

0,24

0,29

0,4

Урала

0,27

0,31

0,42

Северного Кавказа, Закавказья

0,22

0,26

0,34

Дальнего Востока

0,2

0,25

0,32

 
« Компенсаторы, реакторы и конденсаторы   Компенсирующие устройства в электроустановках »
электрические сети