Компенсация реактивной мощности

Наглядное представление о сущности компенсации реактивной мощности даёт рис. 5.3. На рис. 5.3, а изображена схема замещения однофазной электрической цепи.

Рис. 5.3. Векторная диаграмма компенсации реактивной мощности

Пусть до компенсации потребитель имел активную мощность Р, соответственно ток (отрезок ОВ на рис. 5.3, б), и реактивную мощность от индуктивной нагрузки с соответствующим током (отрезок ВА). Полной мощности соответствует вектор (отрезок ОА). Коэффициент мощности до компенсации cosφ₁.

После компенсации (рис. 5.3, в), т. е. после подключения параллельно нагрузке КУ (конденсатора) с мощностью (ток ), суммарная реактивная мощность потребителя будет уже (ток ) и соответственно снизится угол сдвига фаз с φ₁ до φ₂ и повысится коэффициент мощности с cosφ₁ до cosφ₂. Полная потребляемая мощность при той же потребляемой активной мощности Р (токе ) снизится с (ток ) до (ток ) (отрезок ). Следовательно, в результате компенсации можно при том же сечении проводов повысить пропускную способность сети при активной мощности Р.

Пути снижения потребления реактивной мощности:

– естественная компенсация без применения специальных компенсирующих устройств (КУ);

– искусственная компенсация, чаще называемая просто компенсацией.

Естественная компенсация реактивной мощности не требует больших материальных затрат и должна проводиться на предприятиях в первую очередь. К естественной компенсации относятся:

– упорядочение и автоматизация технологического процесса, ведущие к выравниванию графика нагрузки и улучшению энергетического режима оборудования (равномерное размещение нагрузок по фазам, смещение времени обеденных перерывов отдельных цехов и участков, перевод энергоёмких крупных ЭП на работу вне часов максимума энергосистемы и т. п.);

– создание рациональной схемы электроснабжения за счёт уменьшения количества ступеней трансформации;

– замена трансформаторов и другого электрооборудования старых конструкций на новые, более совершенные и с меньшими потерями на перемагничивание;

– замена малозагруженных трансформаторов и двигателей трансформаторами и двигателями меньшей мощности и их полная загрузка;

– применение синхронных двигателей (СД) вместо асинхронных (АД), когда это допустимо по условиям технологического процесса;

– ограничение продолжительности режима холостого хода (ХХ) двигателя и сварочных трансформаторов, сокращение длительности и рассредоточение во время пуска крупных ЭП;

– понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой загрузкой;

– применение наиболее целесообразной силовой схемы и системы управления вентильных преобразователей;

– улучшение качества ремонта электродвигателей, уменьшение переходных сопротивлений контактных соединений;

– отключение при малой нагрузке (например, в ночное время, в выходные и праздничные дни) части силовых трансформаторов.

Искусственная компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств необходима для снижения потерь электрической энергии в сети. И в-третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.

Во всех случаях при применении компенсирующих устройств необходимо учитывать ограничения по следующим техническим и режимным требованиям:

– обеспечение резерва реактивной мощности в энергосистеме;

– обеспечение баланса реактивной мощности в узлах нагрузки;

– отклонение напряжения в узлах электрической сети;

– обеспечение пропускной способности элементов электрической сети.

С влиянием реактивной мощности, передаваемой по элементам сети, на напряжение и потери тесно связано понятие баланса реактивной мощности. Под балансом реактивной мощности понимают равенство генерируемой и потребляемой мощностей при допустимых отклонениях напряжения у прием­ников электроэнергии.

Генерация реактивной мощности. Для обеспечения баланса реактивной мощности необходима ее генерация. В основном реактивная мощность генерируется синхронными генераторами электрических станций и высоковольтными линиями электропередачи. Однако, в отличие от активной мощности, возможна и локальная генерация реактивной мощности (синхронными компенсаторами и электродвигателями, батареями конденсаторов).

Чрезмерная концентрация производства реактивной мощности во многих случаях экономически нецелесообразна по следующим причинам:

1) при передаче значительной реактивной мощности существенно возрастают до­полнительные потери активной мощности и электроэнергии во всех эле­ментах электрической сети от места генерации до потребителей, обусловленные загрузкой элементов ЭС реактив­ной мощностью;

2) возрастают дополнительные потери напряжения , которые особенно существенны в сетях районного значения.

Напряжение на шинах потребителя тем ниже, чем больше потребление реактивной мощности. Для иллюстрации на рис. 5.4 приведена осциллограмма изменения напряжения U_ш на шинах 10 кВ и реактивной мощности Q при работе мощного вентильного преобразователя;

3) загрузка реактивной мощностью систем промышленного электроснаб­жения и трансформаторов уменьшает их пропускную способность и тре­бует увеличения сечений проводов воздушных и кабельных линий, увеличения номинальной мощности или числа трансформа­торов подстанций и т. п.

Рис. 5.4. Осциллограмма напряжения и реактивной мощности

Как было отмечено ранее, реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами – конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60 % требуемой реактивной мощности, 20 % генерируется в ЛЭП с напряжением выше 110 кВ, 20 % вырабатывают компенсирующие устройства, расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителя.

Решение проблемы снижения потерь мощности и напряжения – в компенсации реактивной мощности. Компенсация реактивной мощности – одно из наиболее эффективных средств рационального использования электроэнергии.

К сетям с напряжением до 1 кВ промышленных предприятий подключают значительную часть электроприемников, потребляющих РМ. Коэффициент мощности нагрузки обычно 0,7–0,8, при этом ЭП напряжением 380–660 В удалены от источников питания. Поэтому передача РМ в сеть напряжением до 1 кВ приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводов и кабелей, на повышение мощности трансформаторов, на потери мощности. Эти затраты можно уменьшить, если обеспечить компенсацию РМ непосредственно в сети напряжением до 1 кВ. Источниками РМ могут быть синхронные двигатели и низковольтные конденсаторные батареи (НБК). Нескомпенсированная реактивная нагрузка покрывается из сети напряжением выше 1 кВ предприятия.

Источники РМ на напряжение 6–10 кВ экономичнее источников до 1 кВ, но передача их РМ в сеть до 1 кВ может привести к увеличению числа распределительных трансформаторов и увеличению потерь электроэнергии в сети и трансформаторах. Поэтому оптимальный вариант выбора средств компенсации РМ для сетей промышленных предприятий определяют на основании технико-экономических расчетов [7, 12].

Если в цехе установлены синхронные двигатели, то рассматриваются их компенсирующие возможности. При работе СД с опережающим коэффициентом мощности его полная мощность, определяющая его стоимость, растет в гораздо меньшей степени, чем его компенсирующая способность.

Максимальная величина РМ, которую может генерировать СД,

, (5.3)

где Р_н, tgj_н, h_н – номинальные данные СД;

a_м – коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности. Он определяется в зависимости от коэффициент загрузки СД по активной мощности b = Р_сд/Р_н (см. табл. 5.1).

РМ, генерированная СД, учитывается при определении расчетной нагрузки цеха Q_р.ц и S_р.ц в зависимости от уровня напряжения СД. Если СД установлены на стороне НН, то при определении Q_р.ц РМ всех синхронных двигателей SQ_сд берется со знаком «минус».

Экономически оправданная величина РМ, которую целесообразно передать со стороны 6–10 кВ ТП в сеть напряжением до 1 кВ без увеличения числа и мощности S_т трансформаторов, определяется исходя из пропускной возможности ТП:

, (5.4)

где – полная мощность, которую может обеспечить ТП;

– активная мощность нагрузки цеха.

Если при этом оказывается , то на ТП компенсацию реактивной мощности выполнять не рекомендуется и, следовательно, реактивная нагрузка ТП равна – расчетной реактивной нагрузке потребителей со стороны низкого напряжения.

Если , требуется установка на стороне низкого напряжения ТП дополнительных источников реактивной мощности. Чаще всего для этих целей применяются батареи статических конденсаторов (БК).

Мощность установленных БК:

. (5.5)

Если в цехе устанавливаются несколько трансформаторов, то единичные мощности БК допускается определять по условиям равномерности распределения нагрузки между ними.

Величина стандартной мощности, тип и другие технические данные НБК, а также стандартная мощность комплектной конденсаторной установки (ККУ) находятся по [6, 12].

В случае если установка БК на стороне НН ТП оказалась целесообразной, необходимо скорректировать величину его реактивной нагрузки:

, (5.6)

где – реактивная мощность БК (выбранной) стандартной ККУ.

Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах трансформаторов находится по уравнению

, (5.7)

а для двухтрансформаторных ТП. Для однотрансформаторных ТП коэффициент загрузки в аварийном режиме не определяется.

При определении нагрузки линий электропередач, питающих ТП, необходимо учитывать потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах. Нагрузка на стороне высокого напряжения ТП:

[кВт]; (5.8)

[кВ·Ар]; (5.9)

[кВ·А]. (5.10)

Конденсаторные установки любой мощности рекомендуется присоединять непосредственно к шинам цеховой подстанции, если распределительная сеть выполнена только кабельными линиями. При питании от одного трансформатора двух и более магистральных шинопроводов к каждому из них присоединяется только по одной БК.

Для схем с магистральными шинопроводами ККУ единичной мощностью до 400 кВ∙Ар подключаются к сети без дополнительной установки отключающего аппарата ввиду установки последнего в комплекте ККУ. При мощности ККУ более 400 кВ∙Ар рекомендуется их подключать к шинам цеховой подстанции с использованием автоматического выключателя.