Задачи обследования компенсации реактивной мощности на предприятии
Готман В.И., Маркман Г.З, кандидаты техн. наук,
Маркман П.Г., инженер
Томский политехнический университет
www.es.tomsk.ru/files/File/articles/kompensaciya.doc

          Необходимость проведения обследований системы компенсации реактивной мощности на предприятии периодически возникает по целому ряду причин:
         • предпоектная экспертиза при реконструкции системы электроснаб-жения;
         • внедрение программы энергосбережения на предприятии;
         • рост нагрузок, связанный с увеличением выпуска продукции;
         • низкое качество электроэнергии и т.д.
          При проведении обследования системы компенсации реактивной мощности на предприятии и эффективности использования компенсирующих устройств (КУ) ставятся, как правило, следующие задачи:
         • проверка технического состояния имеющихся КУ и устройств их автоматического управления, составление дефектных ведомостей;
         • определение фактической располагаемой мощности КУ и ее распределение по узлам сети и классам напряжения;
         • определение экономически обоснованной степени компенсации реактивной мощности и оптимального распределения мощности КУ по узлам сети и классам напряжения;
         • оценка компенсирующей способности других источников реактивной мощности (воздушных и кабельных ЛЭП, синхронных двигателей, шунтирующих реакторов и пр.);
         • анализ фактической загрузки элементов электрической сети (ЛЭП, трансформаторов, асинхронных и синхронных двигателей);
         • составление баланса реактивной мощности;
         • проведение инструментального контроля и определение фактического потребления реактивной мощности и значений коэффициентов реактивной мощности в узлах сети (tg или cos);
         • анализ электромагнитной совместимости КУ в системе электроснабжения при наличии электромагнитных помех;
         • оценка влияния КУ на режимы системы электроснабжения и качество электроэнергии.

          Рассмотрим подходы для решения некоторых из поставленных задач.

         1. Оптимальное распределение реактивной мощности

         Задача выбора оптимальной мощности и мест установки КУ в электрических сетях имеет целью нахождение такого решения для снижения потерь энергии, которое обеспечит максимальный экономический эффект при соблюдении всех технических условий (ограничений) нормальной работы электрической сети и приёмников электроэнергии.
         Потери активной мощности на элементарном участке электросети определяется выражением

(1)

         где Р, Q – мощности на данном участке, определяемые только мощностью нагрузки;
?Р, ?Q – потери активной и реактивной мощности на предшествующих участках схемы;
R – активное сопротивление участка.

         В задаче оптимизации режима реактивной мощности общепринятыми являются следующие допущения [1]:

         • считается, что ?Р практически не зависит от ?Р, ?Q, которые являются величинами второго порядка малости по отношению к Р и Q;
         • ?Р определяется по средненоминальному напряжению, одинаковому для всех узлов.
          Согласно сделанным допущениям, оптимизационному режиму реактивной мощности соответствует матричное уравнение [1]:

(2)

         где G – матрица узловых активных проводимостей;
Е – вектор «потенциалов затрат»;
Q – вектор экономически целесообразных реактивных мощностей.

         Эта модель, отражая закономерности оптимизационного режима реактивной мощности, не учитывает влияния потерь ?Q на расчетные значения мощности КУ.

         Для решения задачи оптимизации режима реактивных мощностей в системе электроснабжения предприятий разработана специальная программа «OPTIUM». В ее основе лежит соотношение (2). С целью устранения погрешности, вызванной не учетом ?Q , система уравнений (2) дополнена уравнениями установившегося режима, в которых режимные параметры ветвей описаны следующими соотношениями:

(3)

         В алгоритме программы максимальным образом учтены особенности радиальной структуры распределительных сетей. С целью обеспечения быстродействия программы выделяется «дерево» схемы и осуществляется упорядоченная нумерация узлов, так что при движении от балансирующего узла по дереву схемы идёт последовательное нарастание номеров узлов. Это позволило создать безитерационный алгоритм решения линейной оптимизационной системы (2) на базе последовательного эквивалентирования схемы.
         В основе расчета установившегося режима лежит двухэтапный метод, в котором при движении от балансирующего узла уточняются напряжения, а при движении в обратную сторону – потоки мощности согласно (3).
         В алгоритмическом плане расчет оптимизационнго режима распадается на ряд этапов. Назначаются «узлы – претенденты» на установку КУ. В начале определяются экономические значения мощности балансирующего узла и мощности КУ без учета реальных потерь. В последующем в итерационном цикле: «расчёт установившегося режима – коррекция экономических потоков «узлов – претендентов» на установку КУ», определяется мощность КУ с учетом реальных потерь. По окончании расчёта проверяются ограничения на минимально приемлемую мощность КУ. При нарушении ограничения «узел – претендент» переводится в разряд обычного нагрузочного узла и вся процедура выбора КУ для оставшихся «узлов – претендентов» повторяется.

         2.Оценка компенсирующей способности других источников реактивной мощности

         Оценку компенсирующей способности дополнительных источников реактивной мощности
(помимо батарей статических конденсаторов – БК) рассмотрим на примере системы электроснабжения Вахского месторождения нефти. Основным источником питания является п/с «Вахская», на которой установлено два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 16000 кВА. Энергоснабжающей организацией является ОАО «Томскэнерго». Питание месторождений осуществляется по радиальной схеме с последовательно соединенными элементами электропередачи: воздушные линии 35 кВ, понижающие трансформаторы 35/6 кВ и распределительной сети 6 кВ.
         Значительный парк силовых трансформаторов и асинхронных двигателей, используемых в механизированной добыче нефти и вспомогательных технологических процессах, предопределяет значительное потребление реактивной мощности. Естественный коэффициент мощности (cos) составляет 0,76 – 0,8, что свидетельствует о чрезмерном потреблении реактивной мощности и, как следствие, высоком уровне потерь.
         Имеющиеся синхронные двигатели СТД – 1600 мощностью 1600 кВт на блочных кустовых насосных станциях (БКНС), являются потенциальными источниками реактивной мощности, но их режимы работы определены технологией поддержания пластового давления. Это обстоятельство ограничивает применение парка синхронных двигателей в качестве регулируемых источников реактивной мощности. Однако, даже периодическое включение таких двигателей необходимо учитывать при выборе оптимальной мощности КУ и мест их размещения. Компенсирующая способность двигателей существенно зависит от коэффициента загрузки по активной мощности, коэффициента включения и допустимого значения опережающего соs?. Коэффициенты включения этих двигателей весьма низки (0,16?0,63) и в среднем составляют 0,31. Средний коэффициент загрузки – 0,63. Величина опережающего соs? ограничена термической стойкостью обмотки возбуждения, и для двигателей СТД-1600 может составлять соs??0,9. Результаты расчета потерь активной мощности распределительных сетей 35 и 6 кВ Вахского месторождения при работе синхронных двигателей в режиме недовозбуждения (соs? = 0,93 – индуктивный) и в режиме перевозбуждения (соs? = 0,97 – емкостной) представлены соответственно в табл.1 и табл. 2.

         Анализ потерь мощности по данным табл.1 и табл.2 показывает, что использование компенсирующей способности синхронных двигателей БКНС, позволяет снизить потери в сети напряжением 35 кВ на 10,7 %, а в сети напряжением 6 кВ – на 8,6% от существующих.

         3.Определение фактической загрузки элементов электрической сети

         При обследовании системы компенсации реактивной мощности определение загрузки элементов электрической сети позволяет производить расчеты потерь реактивной мощности, оценку компенсирующей способности ЛЭП и синхронных двигателей, составление баланса реактивной мощности. Загрузка оборудования оказывает существенное влияние на относительную величину потребления реактивной мощности электрическими машинами (трансформаторами и электродвигателями), ввиду чего при снижении нагрузки ниже номинальной происходит снижение соs? и КПД.
         Оценку влияния загрузки электрических машин на величины соs? и КПД можно производить путем построения их рабочих характеристик [2]. На рис. 2 приведена рабочая характеристика асинхронного двигателя.

Рис. 2. Рабочая характеристика асинхронного двигателя

         Как видно из рис. 2, при снижении нагрузки асинхронного двигателя от Рном до 0.5Рном, соs ? уменьшается от 0,85 до 0,73. При этом КПД снижается от 0,95 до 0,83. Более существенное снижение значений соs ? и КПД происходит при снижении нагрузки двигателя до 30–40 %; соs ? при этом может достигать значений порядка 0,4 – 0,5, а значения КПД – порядка 0,6 – 0,7. Для синхронных двигателей эта зависимость проявляется еще в большей степени.
         Для силовых трансформаторов максимальное значение КПД достигает при такой нагрузке, когда переменные потери равны постоянным потерям . Таким образом, оптимальное значение КПД трансформатора обеспечивается при его коэффициенте использования:

(4)

          Для трансформаторов разной мощности значения максимальных КПД соответствуют оптимальной загрузке трансформаторов в диапазоне значений коэффициента использования КИ=0,5?0,7. Принимая оптимальные значения загрузки трансформаторов и производя измерения фактических нагрузочных потерь, можно производить предварительные оценки уровня необходимой компенсации реактивной мощности.
         Для ЛЭП оптимальная загрузка по реактивной мощности зависит от соотношения между нагрузочными потерями реактивной мощности и зарядной мощностью . Этому условию соответствует самобалансирование реактивных нагрузок QН в каждом узле сети, нагрузочных потерь реактивной мощности в примыкающих участках и зарядных мощностей, стекающих к этому узлу:

(5)

         Левая часть уравнения (5) зависит от нагрузки, правая часть от нагрузки не зависит. Коэффициент KQ, равный отношению левой и правой части этого уравнения, характеризует уровень загрузки ЛЭП реактивной мощностью:

(6)

         При KQ > 1 – возможно дополнительное включение конденсаторных установок поперечной компенсации (БК); при KQ < 1 – возможно дополнительное включение шунтирующих реакторов (ШР).
         В табл. 3 приведены расчеты по определению дополнительной мощности поперечных КУ для двухцепной ЛЭП 220 кВ «Томск – Нижневартовск» протяженностью 817 км.

         Весьма низкие значения коэффициента КQ говорят о значительном избытке зарядной мощности электропередачи и, как следствие, о завышенных напряжениях. Проведенные расчеты и приборные измерения показали, что в отдельных случаях напряжения на ряде подстанции достигали 250 кВ и выше. Это требует значительных усилий и средств для обеспечения экономичной и безаврийной работы. В качестве организационных мер можно рассмотреть возможность для привлечения потребителей к дополнительному потреблению реактивной мощности путем отключения части БК и перевода мощных синхронных двигателей в режим недовозбуждения. При этом необходимо предусмотреть приемлемые формы компенсации потребителю стоимости части потерь электрической энергии в сетях потребителя, возникающие вследствие дополнительных перетоков мобилизуемой реактивной мощности.

         4.Анализ электромагнитной совместимости КУ в системе электроснабжения при наличии электромагнитных помех

         При осуществлении компенсации реактивной мощности с помощью БК при наличии высокого уровня высших гармоник напряжения и тока, возникает опасность перегрузки конденсаторных батарей токами высших гармоник вследствие явлений резонанса. Кроме этого, необходимо считаться с влиянием высших гармоник на изменение компенсирующей способности конденсаторных батарей и на работу устройств автоматического управления мощностью КУ.
         При проведении энергетического обследования ОАО «Томский нефтехимический комбинат» (ОАО ТНХК) был отмечен достаточно высокий уровень несинусоидальности напряжения. Компенсация реактивной мощности на предприятии осуществляется конденсаторными батареями напряжением 0,4, 0,66 и 10 кВ, установленными на соответствующих трансформаторных подстанциях. Компенсирующие устройства снабжены отечественными автоматическими регуляторами (типа АРКОН, Б2201), а также импортными. При эксплуатации конденсаторные батареи периодически отключались из-за нарушений теплового режима и перегрузок по току (в отдельных случаях ток конденсатора превышал номинальный более чем в 2 раза). Как показали исследования режимов КУ, загрузка конденсаторных батарей зависит от мощности подключенного КУ и понижающего трансформатора 10/0,4 кВ. В ряде случаев наблюдается дополнительное искажение формы кривой напряжения на шинах 0,4 кВ при изменении мощности КУ. На рис. 3 показана зависимость кратности тока загрузки батареи от подключаемой мощности КУ (мощность понижающего трансформатора – 1500 кВА, Uк =5,6 %) [3].

Рис. 3. Зависимость кратности тока БК от подключаемой мощности

         Причиной перегрузки конденсаторов является возникновение резонансных режимов при определенных соотношениях между емкостными сопротивлениями конденсаторов и индуктивными сопротивлениями понижающих трансформаторов 10/0,66 и 10/0,4 кВ. Явной причины искажений напряжения питающей сети обнаружено не было, поскольку в системе электроснабжения ТНХК отсутствуют мощные нелинейные нагрузки. Однако в спектре напряжения постоянно присутствуют 11, 13, 23 и 25-я гармонические составляющие. Условием резонанса напряжений в данной схеме является равенство нулю входного сопротивления подстанции со стороны сети 10 кВ.
         В табл. 4 приведены значения мощностей КУ, соответствующих наибольшей загрузке конденсаторов, а также резонансная частота и параметры понижающих трансформаторов для и 13-й гармоник.
          Следует отметить, что в данной ситуации применение автоматических регуляторов компенсации КУ дает отрицательный эффект, поскольку в процессе регулирования возможны значительные перегрузки и нарушения теплового режима, приводящие к отключению КУ.

         На основе проведенных исследований вопросы компенсации реактивной мощности на предприятии в настоящее время решены следующим образом: мощность конденсаторных батарей перераспределена по секциям 0,4 и 0,66 кВ с учетом смещения зон резонанса в область 8-й и 9-й гармоник, наличие которых в спектре питающего напряжения не обнаружено. Регулирование КУ осуществляется с учетом отстройки от резонанса на частотах 11-й и 13-й гармоник. Это обеспечивает нормальную работу КУ в течение длительного времени.
         При обследовании режимов конденсаторных батарей в условиях несинусоидального напряжения возникает необходимость производить оценку снижения компенсирующего эффекта БК, вызванного усилением уровня несинусоидальности питающего напряжения и тока нагрузки при ее подключении. Как показано в [4], снижение компенсирующего эффекта конденсаторной батареи при повышении коэффициента мощности нагрузки со значения (cos?Н1) до значения (cos?Н2) проявляется в необходимости установки дополнительной мощности КУ (?QКУ), зависящей от коэффициента ?, характеризующего уровень несинусоидальности напряжения и тока нагрузки:

(7)

         где U1, I1Н – действующие значения напряжения и тока нагрузки первой гармоники;

         Eсли обозначить QКУ реактивную мощность КУ, необходимую для увеличения коэффициента мощности со значения (cos?Н1) до значения (cos?Н2), то с учетом несинусоидальности напряжения и тока нагрузки, отношение

(8)

характеризует снижение компенсирующего эффекта конденсаторных батарей в условиях несинусоидальности. На рис. 4 приведены зависимости величины ?QКУ от коэффициента ? для разных значений исходного tg?1 и нормативного значения tg?2 = 0,4.

Рис. 4. Зависимость изменения компенсирующего эффекта БК от уровня несинусоидальности

         Kак видно из рис. 4, при высоком уровне несинусоидальности компенсацию реактивной мощности целесообразно осуществлять при помощи БК только в случае низких исходных значениях cos?Н1 ( при cos?Н1<0,7). При cos?Н1>0,7 следует либо идти на существенное увеличение установленной мощности БК, либо принимать меры по уменьшению уровня высших гармоник. Решение этого вопроса лучше производить на основании технико-экономического расчета. Следует также учитывать возможность возникновения резонансных явлений.

Список литературы

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ