ОАО «Сетевая компания»

Управление реактивной мощностью I 1

ОАО «Сетевая компания»

Управление реактивной мощностью – эффективное средство повышения надежности и экономичности работы энергосистемы и

потребителей электрической энергии Республики Татарстан

Начальник службы высоковольтных линий и подстанций

Губаев Дамир Фатыхович

ОАО «Сетевая компания» I 12 марта 2008 г.


Московская авария 25 мая 2005 г.


Что такое реактивная мощность?

Величина, характеризующая нагрузки создаваемые в электротехнических устройствах колебаниями энергии электромагнитного поля в цепи переменного тока


Отмена «Правил пользование электрической и тепловой энергией».

Отмена «Правил пользования электрической и тепловой энергией» привела к:

• возникновению потоков реактивной мощности в магистральных, радиальных и сетях электроснабжения потребителей;

• возникновению дефицита реактивной мощности в узлах нагрузки и как следствие снижению напряжения на шинах и снижению запаса статической устойчивости нагрузки по напряжению;

• увеличению до предельно допустимых значений токов полной загрузки ЛЭП и трансформаторов;

• увеличению числа случаев отключения потребителей при снижении напряжения во время К.З., что говорит о недостаточной устойчивости нагрузки к внешним возмущениям в связи с отсутствием запаса по напряжению;

• к преждевременному дефициту активной мощности в ряде узлов из-за существенного роста потерь активной мощности;

• сдерживанию присоединения новых потребителей к электрическим сетям и т.д.


Алгоритм влияния реактивной мощности.

Повышенное потребление реактивной мощности

электроприёмниками или повышенный коэффициент реактивной

мощности при значении активной мощности P = const.

Возрастает ток, протекающий

через сеть.

Увеличиваются потери активной

мощности

Увеличиваются потери

напряжения.

Снижается пропускная

способность сетей

Перерасходуется электроэнергия.

Уменьшается напряжение на

шинах электроприёмников

Снижается надёжность

энергосистемы

Снижается экономичность

работы энергосистемы

Снижается надёжность

энергосистемы

RU

QPP

2

22

P

Qtg

U

QPI

22

U

QXPRU


Нормативные правовые, организационно-распорядительные, методические и информационные документы по вопросам реактивной мощности и напряжения.

1. «Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям), утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года № 861. 2. «Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг», утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 года № 530). 3. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 года № 530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики». 4. «Методические указания по проектированию развития энергосистем», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 30 июня 2003 года № 281. 5. «Инструкция по проектированию городских электрических сетей». РД 34.20.185-94 (СО 153-34.20.185-94, приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 года № 422). 6. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства, Указания по выбору средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности при проектировании сельскохозяйственных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного назначения. (СО 153-34.20.112 (РД 34.20.112), приказ ОАО РАО «ЕЭС России) от 14.08.2003г. №422).


Нормативные правовые, организационно-распорядительные, методические и информационные документы по вопросам реактивной мощности и напряжения.

7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня № 229, зарегистрированные в Минюсте (регистрационный № 4799 от 20 июня 2003 года).8. Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 25.10.2005 года № 703 «О лицензировании деятельности по продаже электрической энергии и обязательной сертификации электрической энергии в сетях общего назначения» (и дополнение к нему от 31.07.2006 года №527). 9. Информационное письмо ОАО РАО «ЕЭС России» от 07.07.2006 года № ВП-170 «О рекомендациях к разработке программ «Реактивная мощность» и «Повышение надежности распределительных электрических сетей» 10. Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.12.2006 года № 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». 11. Приказ Минпромэнерго РФ от 22 февраля 2007 года № 49 «О порядке расчёта 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 электроснабжения)».


Постановление Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. N 861 пункт 16.

«В случае отклонения потребителя услуг от установленных договором значений соотношения потребления активной и реактивной мощности в результате участия в регулировании реактивной мощности по соглашению с сетевой организацией он оплачивает услуги по передаче электрической энергии, в том числе в составе конечного тарифа (цены) на электрическую энергию, поставляемую ему по договору энергоснабжения, с учетом понижающего коэффициента, устанавливаемого в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов …»


Изменение сопротивления линии при помощи продольной емкостной компенсации.

Схема последовательного включения конденсаторов в линию (а) и векторные диаграммы работы линии при частичной (б), полной (в) и избыточной (г) компенсации её реактивного сопротивления.

УПК – установка батареи последовательных конденсаторов.


Изменение сопротивления линии при помощи продольной емкостной компенсации.

Достоинства УПК:1. Резко снижает Хл и уменьшает потери напряжения.2. Возможно использовать конденсаторы на более низкое

напряжение (падение напряжения составляет 10% Uном).3. Эффективное средство для снижения резких колебаний

напряжения, вызванных подключением двигателей, сварочных аппаратов и дуговых печей т.е. при низких значениях cosφ.

Недостатки УПК:1. Зависимость надбавки напряжения (ΔU) от тока нагрузки линии

(Зависимость прямо пропорциональна).


Компенсация реактивной мощности при помощи синхронных компенсаторов.

СК – синхронный компенсатор;

Н – нагрузка;

Q'ск – реактивная мощность, генерируемая в сеть;

Q''ск – реактивная мощность, потребляемая из сети.

ΔU=Pr+(Q – Q´c.н.) х / Uном;

ΔU= Pr+(Q + Q˝с.н.) х / Uном


Компенсация реактивной мощности при помощи синхронных компенсаторов.

Достоинства СК:1. Плавное, автоматическое и быстрое регулирование напряжения

на шинах.2. Компенсация потоков реактивной мощности при изменении

нагрузки (по значению и направлению) т.е. меняет знак мощности.

3. Увеличивает пропускную способность ЛЭП, трансформаторов.Недостатки СК:1. Относительно большие потери ΔР в синхронном компенсаторе

примерно 1,3-4,5%, (в конденсаторах 0,3-0,45% номинальной мощности).

2. Повышенные удельные КВЛ при монтаже.3. Необходимость постоянного дежурного персонала на ПС.


Компенсация реактивной мощности при помощи конденсаторов.

Схема участка распределительной сети с батареей конденсаторов (а), схемы замещения сети (б), векторные диаграммы работы сети при отключенной нагрузке (в) и с нагрузкой (г).

БК – батарея конденсаторов.



Изменение потребной мощности конденсаторов на 1% повышения напряжения в зависимости от реактивного сопротивления сети.

1 – для линий 6 кВ;

2 – то же 10 кВ;

3 – то же 20 кВ.

НОМ

CКР U

XQU

2

-относительное повышение сети

Qк – реактивная мощность БК

Хс – реактивное сопротивление сети



Достоинства БК1. Не требуется постоянного дежурного персонала.2. Минимальные потери активной мощности составляют 0,3-

0,45% от номинальной мощности БК.3. Невысокая стоимость относительно СК. Недостатки БК1. При снижении напряжения в сети снижает выдачу Q

пропорционально квадрату напряжения, в то время как требуется ее повышение.

2. Регулирование мощности БК осуществляется ступенчато, а не плавно как у СК. Поэтому требуется дорогостоящая коммутационная аппаратура.


Упрощенная распределительная электрическая сеть.

Рассмотрим особенности компенсации Q, с подключенной эквивалентной мощности на 0,4 кВ.

Задача: Скомпенсировать Q в сети: Q = 37,5 МВар и определить дополнительную Р, которую можно передать после компенсации.


Варианты установки ИРМ.

Компенсацию необходимо проводить на всех уровнях как у потребителей, так и в сетях, но наиболее эффективно ИРН устанавливать в месте потребления РМ.


Расчет мощности конденсаторной установки и количества ТП 6/0,4 кВ предприятия.


Линия электропередачи ВН.

Схема замещения без учета активных элементов (активных потерь).

Схема замещения в виде скомпенсированной с помощью реакторов линии.


Кривая зависимости реактивной мощности от передаваемой активной нескомпенсированной (а) и компенсированной (б) ВЛ 500 кВ длиной 400 км.

Из диаграммы следует: передача P до натурального значения сопровождается генерацией линией РМ, а свыше Рнат. – её потреблением


Значения зарядной мощности Q0 линии на холостом ходу (Р=0) для разных классов напряжений.

Подключение ЭС к линии требует от генераторов потребления зарядной реактивной мощности (Q0), что невозможно из-за нагрева лобовых частей статоров. Поэтому зарядную мощность ЛЭП компенсируют реакторами (индуктивной мощностью реактора).


Минимальные потери электроэнергии по системе «ЭС – ЛЭП – П».

1. Работа генераторов с номинальным cosφ.2. Переток по ЛЭП реактивной мощности должен быть

равен «нулю».3. Потребитель работает с cosφ = 1 (tgφ = 0).


Эффект от снижения коэффициента реактивной мощности.

Tg φ (cos φ)до компенсации

tg φ (cos φ)после компенсации

Снижение полноймощности в %

Снижение потерь активной

мощности в %

2,24 (0,4) 0,5 (0,89) 54,42 79,23

2,0 (0,45) 0,5 (0,89) 50,00 75,00

1,0 (0,71) 0,5 (0,89) 20,94 37,50

0,8 (0,77) 0,5 (0,89) 12,70 23,78

0,6 (0,86) 0,5 (0,89) 4,13 8,09

1,0 (0,71) 0,4 ( 0,93) 23,84 42,0

0,8 (0,77) 0,4 ( 0,93) 15,90 29,2

0,6 (0,86) 0,4 ( 0,93) 7,65 14,71

1,0 (0,71) 0,35 ( 0,94) 25,08 43,88

0,8 (0,77) 0,35 ( 0,94) 17,27 31,55

0,6 (0,86) 0,35 ( 0,94) 9,15 17,46


Управление параметрами электропередачи в темпе изменения режимов и конфигурации сети.


К понятию реактивной мощности и её баланса.

φ1= φ2= φ/2|U1|=|U2|

QР1=QР2=U1 / sin(φ/2)

При соблюдении балансамодули напряжений генератора

и нагрузки равны, потери мощности min, т.к. переток по реактиву равен «нулю»

φ1>φ2

|U1|>|U2|QР1>QР2

Режим недокомпенсации, модуль напряжения генератора

больше модуля напряжения нагрузки

φ1<φ2

|U1|<|U2|

Режим перекомпенсации, модуль напряжения генератора

меньше модуля напряжения нагрузки


Принципы оснащения электрической сети 110-500 кВ высоковольтными источниками реактивной мощности.


Эффективность использования ИРМ для нормализации напряжения сети.


Пример применения прототипа ИРМ-110/25/25 на основе УШР и БСК.


Принципиальная схема подключения ИРМ к двухтрансформаторной подстанции 110 кВ.


Источники реактивной мощности на базе УШР 220, 330-500 кВ.


Минимальные потери электроэнергии в системе «ЭС – ЛЭП – П».

1. Работа генераторов ЭС с номинальным cosφ (обычно 0,85).

2. Переток РМ по ЛЭП равен «нулю».

3. Работа потребителей с cosφ = 1,0


Режимы работы ЛЭП.


Напряжения в середине длинной ЛЭП I=1000 км (λ=60°).


Схема подстанции 500 кВ.


Новая схема подстанции.


Схема компенсатора на основе вакуумно-реакторных групп.


Потребление реактивной мощности основными потребителями ОАО «Татэнерго».

ПотребительАктивная мощность,

Р, МВт

Реактивная мощность,

Q, МВАрtg φ

tg φ допустимы

й

ОАО «Нижнекамскнефтехим» 238,0 141 0,60 0,5

ОАО «Казаньоргсинтез» 85 48 0,56 0,5

ОАО «Камаз» 303 217 0,72 0,5

ОАО «Нижнекамскшина» 54 35 0,65 0,5


Предельные значения коэффициентов реактивной мощности для потребителей определенных Приказом Минэнерго РФ №49 от 22.02.07 г.

Положение точки присоединения потребителя

к электрической сетиtgφ cosφ

Напряжением 110 кВ (154 кВ) 0,5 0,89

Напряжением 35 кВ (60 кВ) 0,4 0,93

Напряжением 6÷20 кВ 0,4 0,93

Напряжением 0,4 кВ 0,35 0,94


Программа снижения реактивной мощности позволяет:

1. Снизить расход электроэнергии на ее транспорт; 2. Обеспечить повышение пропускной способности, прирост

потребления активной мощности без увеличения её выработки на электростанциях энергосистемы.

3. Создать дополнительные возможности технологического присоединения потребителей там, где ранее в этом было отказано из-за отсутствия технической возможности.

4. Повысить качество электрической энергии и в первую очередь по напряжению.

5. При установке компенсирующих устройств снизить провалы напряжения, и стабилизировать его на оптимальном уровне, что повысит надежность работы технологического оборудования на предприятиях энергосистемы по напряжению.

6. Повысит запас статической устойчивости нагрузки по напряжению.


Эффект компенсации реактивной мощности.

ОбъектПотребление

,МВт+jМВАp

Мощность

компенсирующих

устройств, МВАp

Потери мощност

и до компенсации, кВт

Потери мощности

после компенсаци

и,кВт

Потери электроэнерги

и до компенсации за год, кВт∙ч

Потери электроэнерги

и после компенсации за год, кВт∙ч

Снижение потерь

электроэнергии за год,

кВт∙ч

Казанский энергорайон

750 + j 502 202 71 444 65 728 625 849 440 575 777 280 50 072 160

Нижнекамский энергорайон

1291 + j 685 169 49 768 46 449 435 967 680 406 893 240 29 074 440

Уруссинский энергорайон

760 + j 212 40 18 780 18 216 164 512 800 159 572 160 4 940 640

Всего поОАО

«Татэнерго»2801 + j 1400 371 139 992 130 393 1 226 329 920 1 142 242 680 84 087 240

ОАО «Сетевая компания»

Documents