ОАО Сетевая компания Управление реактивной мощностью эффективное

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. Управление реактивной мощностью I 0

Московская авария 25 мая 2005 г. Управление реактивной мощностью I 1

Что такое реактивная мощность? Величина, характеризующая нагрузки создаваемые в электротехнических устройствах колебаниями энергии электромагнитного поля в цепи переменного тока Управление реактивной мощностью I 2

Управление реактивной мощностью I 3

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. Управление реактивной мощностью I 4

Алгоритм влияния реактивной мощности. Управление реактивной мощностью I 5

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 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. 2003 г. № 422). Управление реактивной мощностью I 6

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. 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)» . Управление реактивной мощностью I 7

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 …» Управление реактивной мощностью I 8

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. Управление реактивной мощностью I 9

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). Управление реактивной мощностью I 10

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 Управление реактивной мощностью I 11

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. Управление реактивной мощностью I 12

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. Управление реактивной мощностью I 13

Компенсация реактивной мощности при помощи конденсаторов. Изменение потребной мощности конденсаторов на 1% повышения напряжения в зависимости от реактивного сопротивления сети. 1 – для линий 6 к. В; 2 – то же 10 к. В; 3 – то же 20 к. В. -относительное повышение сети Qк – реактивная мощность БК Хс – реактивное сопротивление сети Управление реактивной мощностью I 14

Компенсация реактивной мощности при помощи конденсаторов. Достоинства БК 1. Не требуется постоянного дежурного персонала. 2. Минимальные потери активной мощности составляют 0, 30, 45% от номинальной мощности БК. 3. Невысокая стоимость относительно СК. Недостатки БК 1. 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. Управление реактивной мощностью I 15

Упрощенная распределительная электрическая сеть. Рассмотрим особенности компенсации Q, с подключенной эквивалентной мощности на 0, 4 к. В. Задача: Скомпенсировать Q в сети: Q = 37, 5 МВар и определить дополнительную Р, которую можно передать после компенсации. Управление реактивной мощностью I 16

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. Управление реактивной мощностью I 17

Расчет мощности конденсаторной установки и количества ТП 6/0, 4 к. В предприятия. Управление реактивной мощностью I 18

Расчет мощности конденсаторной установки и количества ТП 6/0, 4 к. В предприятия. Управление реактивной мощностью I 19

Линия электропередачи ВН. Схема замещения без учета активных элементов (активных потерь). Схема замещения в виде скомпенсированной с помощью реакторов линии. Управление реактивной мощностью I 20

Кривая зависимости реактивной мощности от передаваемой активной нескомпенсированной (а) и компенсированной (б) ВЛ 500 к. В длиной 400 км. Из диаграммы следует: передача P до натурального значения сопровождается генерацией линией РМ, а свыше Рнат. – её потреблением Управление реактивной мощностью I 21

Значения зарядной мощности Q 0 линии на холостом ходу (Р=0) для разных классов напряжений. Подключение ЭС к линии требует от генераторов потребления зарядной реактивной мощности (Q 0), что невозможно из-за нагрева лобовых частей статоров. Поэтому зарядную мощность ЛЭП компенсируют реакторами (индуктивной мощностью реактора). Управление реактивной мощностью I 22

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). Управление реактивной мощностью I 23

Эффект от снижения коэффициента реактивной мощности. Tg φ (cos φ) до компенсации tg φ (cos φ) после компенсации Снижение полной мощности 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 реактивной мощностью I 24

Управление параметрами электропередачи в темпе изменения режимов и конфигурации сети. Управление реактивной мощностью I 25

К понятию реактивной мощности и её баланса. φ1= φ2= φ/2 |U 1|=|U 2| QР 1=QР 2=U 1 / sin(φ/2) При соблюдении баланса модули напряжений генератора и нагрузки равны, потери мощности min, т. к. переток по реактиву равен «нулю» φ1>φ2 |U 1|>|U 2| QР 1>QР 2 φ1<φ2 |U 1|<|U 2| Режим недокомпенсации, модуль напряжения генератора больше модуля напряжения нагрузки Режим перекомпенсации, модуль напряжения генератора меньше модуля напряжения нагрузки Управление реактивной мощностью I 26

Принципы оснащения электрической сети 110 -500 к. В высоковольтными источниками реактивной мощности. Управление реактивной мощностью I 27

Эффективность использования ИРМ для нормализации напряжения сети. Управление реактивной мощностью I 28

Пример применения прототипа ИРМ-110/25/25 на основе УШР и БСК. Управление реактивной мощностью I 29

Принципиальная схема подключения ИРМ к двухтрансформаторной подстанции 110 к. В. Управление реактивной мощностью I 30

Источники реактивной мощности на базе УШР 220, 330 -500 к. В. Управление реактивной мощностью I 31

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 Управление реактивной мощностью I 32

Режимы работы ЛЭП. Управление реактивной мощностью I 33

Напряжения в середине длинной ЛЭП I=1000 км (λ=60°). Управление реактивной мощностью I 34

Схема подстанции 500 к. В. Управление реактивной мощностью I 35

Новая схема подстанции. Управление реактивной мощностью I 36

Схема компенсатора на основе вакуумно-реакторных групп. Управление реактивной мощностью I 37

Потребление реактивной мощности основными потребителями ОАО «Татэнерго» . Потребитель Активная мощность, Р, МВт Реактивная мощность, Q, МВАр tg φ 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 tg φ допустимый Управление реактивной мощностью I 38

Предельные значения коэффициентов реактивной мощности для потребителей определенных Приказом Минэнерго РФ № 49 от 22. 07 г. Положение точки присоединения потребителя к электрической сети tgφ cosφ Напряжением 110 к. В (154 к. В) 0, 5 0, 89 Напряжением 35 к. В (60 к. В) 0, 4 0, 93 Напряжением 6÷ 20 к. В 0, 4 0, 93 Напряжением 0, 4 к. В 0, 35 0, 94 Управление реактивной мощностью I 39

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. Управление реактивной мощностью I 40

Эффект компенсации реактивной мощности. Потери мощност и до компенса ции, к. Вт Потери мощности после компенсаци и, к. Вт Потери электроэнерги и до компенсации за год, к. Вт∙ч Потери электроэнерги и после компенсации за год, к. Вт∙ч Снижение потерь электроэнерги и за год, к. Вт∙ч Объект Потребление, МВт+j. МВАp Мощность компенси рующих устройств, МВАp 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 по ОАО «Татэнерго» 2801 + j 1400 371 139 992 130 393 1 226 329 920 1 142 242 680 84 087 240 Управление реактивной мощностью I 41