Компенсация реактивной мощности в сетях промышленных предприятий

1. Понятие «компенсация реактивной мощности». Назначение компенсации реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности – целенаправленное воздействие на баланс активной и реактивной мощности в электрической системе с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях — и с целью снижения потерь электроэнергии. Компенсация (поддержание баланса активной и реактивной мощности) осуществляется при помощи компенсирующих устройств (КУ).

В настоящее время основной нагрузкой электрических сетей являются АД, распределительные и преобразовательные трансформаторы, полупроводниковые преобразовательные аппараты. Для таких ЭП требуется большой реактивный ток, который необходим для создание электромагнитных полей. Реактивный ток, совершая колебания между источником и ЭП, приводит к дополнительной загрузке оборудования и линий электропередачи на всех этапах производства, передачи и распределения электроэнергии.

Нарушение баланса активной и реактивной мощности приводит к колебаниям напряжения и частоты в узлах нагрузки.

Активная электрическая энергия идет на работу, превращаясь в механическую, световую и другие виды энергии, а также идет на покрытие потерь. Активная мощность вырабатывается только генераторами электрических станций.

Реактивная составляющая энергии не выполняет полезной работы, она служит для создания магнитных полей, необходимых для работы ЭП. При этом электроэнергия, запасаемая в каждом индуктивном элементе, распространяется по сети, не рассеиваясь в активных элементах, а совершая колебательные движения (от нагрузки к генератору и обратно). Передача реактивной мощности от генераторов по электрической сети к потребителям (индуктивным ЭП) уменьшает активную мощность сети (cosφ сети) и дополнительно загружает электросеть, снижает ее общую пропускную способность.

Так, например, ТГ с номинальной мощностью 1250 кВА при номинальном коэффициенте мощности cosφN = 0,8 может отдать потребителю активную мощность, равную 1250×0,8=1000 кВт. Если генератор будет работать с соsφ =0,6, то в сеть отдается активная мощность равная 1250×0,6=750 кВт, т.е. вырабатываемая активная мощность ТГ будет снижена на 25 %. Поэтому увеличение реактивной мощности, вырабатываемой генераторами станций в режиме перевозбуждения, нецелесообразно. Показателем выработки реактивной мощности (Q) является sinφ, который равен отношению реактивной мощности Q к полной мощности S (sinφ=Q/S).

Суммарная реактивная мощность складывается из реактивной мощности, вырабатываемой генераторами электростанций, реактивной мощности ВЛЭП (конденсаторный эффект, мощность пропорциональна длине линий электропередачи и квадрату напряжения) и реактивной мощности КУ, подключенных к электрической сети. Реактивная мощность также может регулироваться синхронными двигателями (СД) станций и ПП в режиме переили недовозбуждения, а также батареями конденсаторов (БК). Наиболее целесообразно использование реактивной мощности от заводских источников: КБ, КУ и СД, – т.к. они расположены в непосредственной близости к потребителям (АД и т.д.). Это позволит сократить число и сечение передающих линий, число устанавливаемых трансформаторов и другие сетевые затраты, связанные с передачей реактивной мощности.

Суммарная мощность компенсирующих устройств QΣ, которые устанавливаются на предприятиях, зависит от реактивных нагрузок (QM) и от той наибольшей реактивной мощности QC, которая может быть передана из энергосистемы в сеть предприятия в период наибольших активных нагрузок СЭС с приближенным учетом потерь электроэнергии в сети предприятия, квар:

где QM – реактивная нагрузка предприятия в период наибольших активных нагрузок СЭС;

QС – наибольшая реактивная мощность, которая передается из энергосистемы в сеть предприятия в период наибольших активных нагрузок. Для обеспечения энергосбережения используют различные средства компенсации реактивной мощности, устанавливаемые непосредственно возле ЭП, потому что реактивная мощность, как и активная, учитывается в тарифе за электроэнергию: за ее потребление платит предприятие, а в случае превышения потребления активной мощности Облэнерго налагает штрафы. Следует, однако, отметить, что из-за избытка реактивной мощности в электрических сетях за ее недоиспользование налагают большие штрафы, в то время как за превышение ее потребления возможно даже премирование. Для стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности на предприятиях установлены скидки и надбавки к тарифу на электроэнергию.

Баланс реактивной мощности должен обеспечиваться при всех режимах работы СЭС: номинальном, послеаварийном и послеремонтном. Обеспечивать баланс реактивной мощности настолько важно, что в послеаварийных и послеремонтных режимах используют все существующие на предприятии средства генерации или потребления реактивной мощности, независимо от их экономичности.

В распределительных сетях коммунально-бытовых потребителей, содержащих преимущественно однофазную нагрузку, устройства компенсации реактивной мощности применяются редко. Но в настоящее время расход электроэнергии в жилом секторе непрерывно увеличивается. Так, в 70-тые годы ХХ-го века бытовое потребление (практически только активной энергии) составляло 4–5 % от общей выработки электроэнергии; в настоящее время этот показатель оценивается в 35–40 %. Поэтому рассмотрение устройств компенсации у бытовых абонентов становится актуальной темой.

Отсутствие компенсации реактивной мощности приводит к следующим отрицательным результатам:

• уменьшается cosφ всех элементов, входящих в энергосистему;
• при уменьшении cosφ трансформаторов уменьшается пропускная способность активной мощности из-за увеличения реактивной загрузки;
• увеличение потребления мощности в сетях с низким cosφ приводит к возрастанию тока и, следовательно, к возрастанию потерь мощности пропорционально току в квадрате, к увеличению падения напряжения во всех звеньях энергосистемы, к снижению напряжения у потребителей;
• на ПП снижение напряжения нарушает нормальную работу ЭП. Снижается частота вращения ЭД, что приводит к снижению производительности оборудования; ухудшается качество сварки; снижается световой поток ламп; ухудшается качество продукции;
• при росте тока требуется увеличение сечений проводов и кабелей, возрастают капитальные затраты.

Компенсация реактивной мощности особенно актуальна для ПП, основными ЭП которых являются АД, у которых cosφ, без принятия мер по компенсации, будет не более 0,6÷0,65.

В результате можно сказать, что выполнение на предприятии мероприятий по компенсации реактивной мощности позволит:

• уменьшить нагрузку на трансформаторы или выбирать трансформаторы меньшей мощности, увеличить срок их службы;
• использовать провода и кабели меньшего сечения;
• улучшить качество электроэнергии и уменьшить ее потребление;
• уменьшить нагрузку на коммутационную и защитную аппаратуру за счет уменьшения рабочих токов.

На баланс активной и реактивной мощности существенное влияние оказывают нагрузки с нелинейными вольтамперными характеристиками. Их использование сопровождается искажениями напряжения питающей сети, что негативно влияет на ЭО и вызывает:

• повышенный нагрев аппаратуры и токопроводящих линий, увеличение потерь мощности;
• избыточную вибрацию и нестабильность работы двигателей;
• ложные срабатывания устройств релейной защиты и автоматики, несанкционированное срабатывание коммутационной аппаратуры, возникновение резонансных явлений;
• электромагнитные помехи в измерительной аппаратуре и в устройствах управления.

2. Оборудование и средства для решения проблем компенсации реактивной мощности

Компенсировать реактивную мощность можно КУ высокого, среднего и низкого напряжений на основе контакторов и тиристорных устройств. Они выполняются в различном климатическом исполнении и комплектуются фильтрокомпенсирующими установками (ФКУ); батареями статических конденсаторов (БСК); низковольтными и высоковольтными одно- и трехфазными конденсаторами, СД и синхронными компенсаторами (СК), косинусными компенсаторами (конденсаторными установками), шунтирующими реакторами, статическими тиристорными компенсаторами.

Различают поперечную и продольную компенсацию реактивной мощности.

При поперечной компенсации индуктивные и емкостные цепи КУ соединяются параллельно. При этом ток в неразветвленной части цепи равен геометрической сумме индуктивных и емкостных токов: индуктивный ток отстает от напряжения, а емкостный опережает его. При соответствующем значении емкости суммарный ток оказывается больше индуктивного тока нагрузки, что приводит к увеличению коэффициента мощности (cosφ) системы. Повышение cosφ системы с помощью источников реактивной мощности позволяет увеличить пропускную способность линий, повысить активную загрузку трансформаторов без увеличения их мощности.

При поперечной компенсации реактивной мощности при снижении тока нагрузки снижаются потери активной мощности, повышается напряжение в сети, снижаются потери в отдельных элементах СЭС. Для уменьшения потерь в питающей сети конденсаторы следует подключать как можно ближе к потребителям. К преимуществам поперечной компенсации относятся: простота и невысокая стоимость, доступность используемых материалов, малые собственные потери активной мощности, а к недостаткам – отсутствие плавного регулирования отдаваемой в сеть реактивной мощности, пожароопасность, наличие остаточного заряда.

При продольной компенсации конденсаторы включают последовательно с нагрузкой через разделительный или вольто-добавочный трансформатор, через которые проходит полный ток линии, в том числе и ток КЗ. Продольная компенсация обеспечивает автоматическое регулирование напряжения в зависимости от тока нагрузки.

Однако при продольной компенсации возможны аварийные режимы: феррорезонансные колебания, перенапряжения при расшунтировании конденсаторов и их повреждения. Если в схеме питания возникает резкое повышение напряжения, то конденсаторы должны быть немедленно разряжены через искровой промежуток и зашунтированы высоковольтным выключателем. Продольная компенсация используется для линий высокого напряжения для повышения устойчивости энергосистемы и для увеличения пропускной способности линий.

Выбор оборудования для компенсации реактивной мощности полностью зависит от места и цели его установки.

Конденсаторные батареи (КБ) являются основным средством компенсации (выдача реактивной энергии) на ПП. Снижение перетоков реактивной мощности от генераторов через электросеть к ЭП уменьшает потери активной энергии и нормализует напряжение в энергосистеме. КБ устанавливаются вблизи от места потребления реактивной мощности, и при необходимости устанавливаются системы автоматического регулирования для изменения выдаваемой мощности в разных режимах. В качестве примера можно указать применение КБ на заводах электролиза алюминия, в схемах крупных ртутно — выпрямительных агрегатов, в цехах с большим количеством АД. При периодическом заряде и разряде конденсаторы создают избыточное напряжение, что заставляет ток переходить в следующую фазу раньше, чем это было бы при отсутствии в схеме конденсаторов, в результате чего КБ генерируют реактивную мощность. Поэтому выдаваемая в систему мощность при наличии в системе КБ (Q_П) оказывается больше, чем паспортное значение установленной мощности батарей (Q_конд). Компенсирующий эффект в системе (КЭ) при наличии КБ может быть представлен:

где QП – реактивная мощность, отдаваемая в систему, квар.

Шунтирующие реакторы используются для компенсации (снижения) емкостной мощности, генерируемой протяженными слабонагруженными высоковольтными ВЛЭП.

Фильтрокомпенсирующие устройства предназначены для снижения гармонических искажений напряжения и компенсации реактивной мощности в СЭС промышленных предприятий и в электрических сетях.

Синхронный компенсатор (СК) – явнополюсный синхронный двигатель, который работает только в режиме холостого хода и генерирует в сеть (или забирает из сети) реактивную мощность в зависимости от величины тока ротора (возбуждения). Промышленность выпускает СК на напряжение 6(10) кВ. Их устанавливают в цехах крупных ПП, на ОРУ станций и на подстанциях, возле крупных ЭП (например, дуговых и рудотермических печей), рис. 1. СК на напряжение 0,4 кВ не выпускают, т.к. они дорогие, и поэтому экономически рентабельнее в низковольтных сетях устанавливать БК.

Рисунок 1 – Синхронные компенсаторы, установленные на ОРУ подстанции

Для компенсации реактивной мощности в цехах ПП несколько последних десятилетий стали использовать СД, которые, кроме выполнения функции движения, могут потреблять (режим недовозбуждения) или вырабатывать (режим перевозбуждения) реактивный ток, необходимый для работающих рядом АД. СД допускают форсировку возбуждения, имеют широкие пределы регулирования реактивной мощности, меньше зависят от колебаний напряжения, чем БК, поэтому эффективнее влияют на устойчивость энергосистемы. Значение реактивной мощности, генерируемой СД в сеть, зависит от его механической нагрузки – загрузки активной мощностью.

На ПП при необходимости регулирования баланса активной и реактивной мощности, а также при недостаточном обеспечении предприятия системами компенсации реактивной мощности возможен полный перевод СД в режим СК,. На рис. 2 представлен общий вид явнополюсного СД, который может быть использован, как регулятор реактивной мощности.

а                                                                                                                б

Рисунок 2 – Общий вид СД (а) и фото явнополюсного ротора (4) СД (б): 1 – корпус; 2 – сердечник статора; 3 – обмотка статора; 4– ротор; 5 – вентилятор; 6 – выводы обмотки статора; 7 – контактные кольца; 8 – щетки; 9 – возбудитель; 10 – полумуфта; 11 – подшипник; 12 — рым-болт

В цехах ПП технически и экономически целесообразно параллельно с КБ использовать СД. КБ будут осуществлять компенсацию базисной части суточного графика реактивной нагрузки, а СД будет работать в режиме СК в периоды пиков и провалов энергопотребления. То есть в сетях 380÷660 В для компенсации реактивной мощности можно использовать свободную реактивную мощность СД, оставшуюся после компенсации реактивных нагрузок в сети 6(10) кВ.

Статические тиристорные компенсаторы (СТК) (косинусные конденсаторы) часто используют в СЭС промышленных предприятий. СТК, как СД и СК, могут выдавать и потреблять реактивную мощность. В электрических сетях они используются для оптимизации режимов работы с целью повышения пропускной способности и устойчивости линий электропередачи, стабилизации напряжения в узлах нагрузки, уменьшения потерь электроэнергии и повышения ее качества. Номинальная мощность и схема включения СТК выбирается для конкретного объекта в зависимости от параметров СЭС, вида и величины компенсируемой нагрузки и требований к качеству электроэнергии.

СТК выпускают в двух основных модификациях: для промышленных установок, например, для тиристорных приводов прокатных станов и для дуговых сталеплавильных печей (ДСП) (рис. 3) и для высоковольтных ВЛЭП.

Рисунок 3 – Схема включения СТК для питания ДСП: ФКЦ – фильтрокомпенсирующая цепь; РФ – фильтровые реакторы; КБ – батарея конденсаторов; ТРГ – тиристорнореакторная группа; ПДУ СТК – пульт дистанционного управления СТК

Есть СТК специального исполнения для тяговых подстанций электрифицированных железных дорог. На промышленных предприятиях и на тяговых подстанциях железных дорог СТК поддерживают баланс активной и реактивной мощности; снижают колебания напряжения и повышают коэффициент мощности ЭП; снижают величину (обеспечивают фильтрацию) высоких гармоник токов.

В комплект СТК входит:

• набор фильтров высших гармоник (фильтрокомпенсирующая цепь), которые постоянно подключены к сети или коммутируются выключателями;
• реакторы, управляемые тиристорами (тиристорнореакторная группа), которые включаются параллельно во все три фазы. Угол «зажигания» тиристоров может быстро изменяться так, чтобы ток, уходящий в реактор, изменялся в соответствии с током нагрузки или величиной реактивной мощности в энергосистеме.

В комплект поставки СТК потребителям входят:

• высоковольтный встречно-параллельный тиристорный вентиль, рис. 4, а;
• блок системы охлаждения;
• компенсирующие реакторы;
• конденсаторные батареи и фильтровые реакторы, рис. 4, б;
• система автоматического управления и защиты СТК.

а                                                                                                              б

Рисунок 4 – Комплектующие элементы СТК: а – высоковольтный тиристорный вентиль; б – конденсаторные батареи внешней установки

Помимо обеспечения требований действующих стандартов по основным показателям качества электроэнергии, СТК осуществляют разгрузку сетевых трансформаторов и питающих линий электропередачи от реактивного тока, снижают величину действующего тока и величину активных потерь, что позволяет увеличить пропускную способность линий без увеличения их числа или сечения проводов.

СТК выполняется на напряжение от 10 до 35 кВ и подключается к шинам подстанции через специальные понижающие трансформаторы или прямо к обмотке автотрансформатора подстанции.

В зависимости от мощности, места установки, уровня технологий завода — изготовителя, срок окупаемости СТК составляет 1÷3 года. Система управления СТК обеспечивает его быстрое реагирование на изменение баланса активной и реактивной мощностей, поддерживает их баланс в электроустановках, выполняет контроль и защиту оборудования, сигнализирует об отказах.

Время реагирования системы управления СТК на изменение нагрузки составляет 5 мс для нагрузок типа ДСП и 25-100 мс для общепромышленных нагрузок и подстанций, см. рис. 3. СТК может быть модифицирована под конкретные требования заказчика. Так, например, возможна автоматизация СТК, что обеспечит его работу без постоянного присутствия персонала.

Для уменьшения затрат при установке компенсирующих устройств при реконструкции СЭС необходимо:

• упорядочить существующие на предприятии технологические процессы с целью улучшения использования оборудования;
• выбирать мощность ЭД и трансформаторов с учетом оптимальности их загрузки;
• применять СД вместо АД в приводах с продолжительным режимом работы (S1), что позволит частично или полностью отказаться от установленных в цеху КБ;
• применять устройства, ограничивающие время работы ЭП (АД, трансформаторов) в режиме холостого хода, например, устанавливать ограничители холостого хода для ЭД;
• переключать обмотки статора со «звезды» на «треугольник» у АД, которые загружаются в процессе работы не более чем на 40 %.

3. Выбор мощности и места размещения компенсационных установок

После расчета необходимой суммарной мощности КУ (Qку) необходимо определить место их размещения и выбрать блоки стандартной мощности.

Для ЭП промышленных предприятий необходимая реактивная мощность Q_КУ обеспечивается СД (Q_сд) и установленными БК, квар:

где Qбн – реактивная мощность КБ, необходимая для ЭП напряжением до 1 кВ, квар; Qбв – реактивная мощность КБ, необходимая для ЭП напряжением свыше 1 кВ, квар.

Реактивная мощность ΣQtNt, передаваемая со стороны высокого напряжения через цеховые трансформаторы 6(10)/0,4(0,6) кВ по условию баланса мощностей на шинах трансформаторов, рассчитывается, квар:

(1)

где величина ΣQtNt определяется номинальной мощностью цеховых трансформаторов SNt при их числе Nt, при коэффициенте загрузки трансформатора Кt и при расчетной активной нагрузке от ЭП, работающих с напряжением до 1 кВ PрасчΣN.

При выполнении условия Q_расчΣN ≥ ΣQ_t реактивная мощность Q_t, проходящая через одну цеховую ТП, определяется по условию минимума потерь активной мощности (без учета активных сопротивлений кабельных линий напряжением 6(10) кВ) для группы из Nt трансформаторов с одинаковой номинальной мощностью, квар:

Тогда выражение (1) может быть представлено, квар:

Необходимую мощность КБ, устанавливаемых в сети напряжением до 1 кВ и питающихся от j-гo трансформатора, определяют, исходя из величины Qt и реактивной нагрузки Qрасчj j-гo ЭП этой сети, квар:

По полученному значению Qбнj определяют стандартное значение мощности КУ (Qkyj). Расчеты показали, что передача реактивной мощности в сеть напряжением до 1 кВ невыгодна, т.к. это приводит к увеличению необходимого числа трансформаторов.

Мощность КУ в сети напряжением выше 1 кВ определяется по условию баланса реактивной мощности на шинах вторичного напряжения главной понизительной подстанции (ГПП).

Если в СЭС имеются высоковольтные СД (6(10) кВ), которые могут быть использованы как источники реактивной мощности, то учитывается и вырабатываемая ими реактивная мощность. Если их мощность недостаточна для поддержания баланса, то определяют недостающую мощность КБ высокого напряжения, квар:

Если цеховые трансформаторы имеют низкий коэффициент загрузки, то предпочтительнее установка высоковольтных КБ (на стороне напряжения выше 1 кВ), т.к. они имеют более низкую удельную стоимость (из расчета на1 квар), чем удельная стоимость низковольтных конденсаторов. Обычно конденсаторы в сетях напряжением 6(10) кВ включаются по схеме треугольника (рис. 5, а).

а                                                                  б

Рисунок 5 – Схемы присоединения конденсаторных батарей: а – через выключатель при напряжении 6(10) кВ; б – через рубильник и предохранитель при напряжении до 1 кВ

1 – конденсаторная батарея; 2 – разрядник; 3 – трансформатор тока для включения измерительной аппаратуры; 4 – высоковольтный выключатель; 5 – рубильник; 6 – плавкий предохранитель; 7 – силовой цеховой трансформатор; 8 — разъединитель

При отключении конденсаторов для замены или ремонта необходимо их разрядить, отвести запасенную энергию. Для этого устанавливают разрядники, через которые запасенная энергия автоматически передается к разряднику. При высоком напряжении (6(10) кВ) разрядник КБ соединяется в «треугольник»; в «плечи» треугольника последовательно включают реостаты. Реостаты нагреваются пропорционально току «в квадрате», и отводимая от конденсаторов энергия быстро гасится, что ускоряет процесс разрядки КБ.

Для сетей низкого напряжения разрядник КБ (поз. 1, рис. 5, б) соединяют в «звезду». В установках большой мощности высокого напряжения (6(10) кВ) применяют КБ с параллельным и последовательно-параллельным включением элементов.

КБ, по сравнению с СД, проще в эксплуатации; в них отсутствуют вращающиеся части; они имеют меньшую массу, что важно при проведении монтажных работ, в них меньше потери активной мощности на выработку реактивной мощности (2,5÷5 Вт/квар).

К недостаткам КБ относят зависимость генерируемой ими реактивной мощности от напряжения, недостаточную стойкость к токам КЗ и перенапряжениям, чувствительность к искажениям формы кривой подводимого напряжения, невозможность плавного изменения выдаваемого реактивного тока. В сетях напряжением до 1 кВ не рекомендуется чрезмерное дробление мощности КУ (выбирать установки мощностью менее 30 квар), так как это приводит к увеличению затрат на защитную и коммутационную аппаратуру, на измерительные приборы на каждый квар установленной мощности КБ.

Если требуемая расчетная мощность КБ в отдельных цехах, на отдельных участках получается меньше минимальных номинальных значений реактивной мощности стандартных блоков, то КБ не устанавливают. Единичная мощность КБ при напряжении выше 1 кВ принимается не менее 400 квар, если присоединение выполняется с помощью отдельного выключателя.