УДК 537.3

Определение эффективности применения компенсации реактивной мощности для уменьшения потерь в сетях 6-10кв

Соколов Сергей Евгеньевич – доктор технических наук, профессор кафедры электроэнергетических систем Алматинского университета энергетики и связи им. Г. Даукеева

Соколова Ирина Сергеевна – старший преподователь кафедры электроэнергетических систем Алматинского университета энергетики и связи им. Г. Даукеева

Мади Алишер Сырымулы – магистрант Алматинского университета энергетики и связи им. Г. Даукеева

Аннотация: Данная статья посвящена выбору типа, мощности и мест установки компенсирующих устройств для электрических сетей в г. Алматы, которые являются дефицитными по реактивной мощности. На основании полученных значений путем замеров зимнего максимума и электрических сетей были определены точки подключения источников реактивной мощности для улучшения показателей качества сети. Кроме этого проведен расчет по технической и экономической целесообразности установки компенсирующих устройств в распределительной сети.

Ключевые слова: установка, компенсация, электросеть, г. Алматы.

Введение

Одной из актуальных проблем в сфере электроэнергетики, в частности, в распределительных сетях 6-10кВ является передача электроэнергии с минимальными потерями. Потери электроэнергии обуславливаются разными факторами, такими, как несоответствие распределительных сетей стандартам ГОСТ, увеличение нагрузок с течением времени. Из-за вышеуказанных факторов увеличивается реактивная составляющая потерь в электрических сетях.

Увеличение реактивной части потерь электроэнергии становится серьезной проблемой, поскольку реактивные потери могут потреблять до 35% процентов активной мощности.

В статье за основу взята электрическая схема РП-4 и 6 ТП 10кВ. В качестве данных для проведения расчетов использовались замеры зимнего максимума. В измерениях использовались показатели качества алматинской электрической сети, с последующим их анализом и составлением рекомендаций по приведению параметров сети к ГОСТу 13109-97, установленному законодательством Казахстана. 

Рисунок 1. Схема распределительной сети 10 кВ с расчетными нагрузками.

1. Оценка техсостояния электрической сети
   • Отклонение напряжения

Следуя ГОСТ 13109-97, номинальное напряжение снабжающих электросетей, источников, а также преобразователей электроэнергии и их выводов должно точно соответствовать показателям напряжения, представленным в Таблице 1.

Таблица 1. Междуфазные напряжения (номинальные), кВ.

Сети и приемники				Наибольшее рабочее напряжения электрооборудования
	Генераторы и синхронные компенсаторы	Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН
		Первичные обмотки	Вторичные обмотки
(6)	6,3	6 или 6,3	6,3 или 6,6	(7,2)
10	10,5	10 или 10,5	10,5 или 11,0	12,0
20	21,0	20 или 21,0	22,0	24,0
35		35 или 36,75	38,5	40,5

 

График 1. Графики значений линейных напряжений.

Таблица 2. Установившиеся значение напряжения, В.

Установившиеся значение напряжения	Предельно допустимые значения отклонений по ГОСТ 13109-97
Максимальное значение	9860,00	9910,00	9969,00	нижнее	верхнее
Среднее значение	9680,30	9731,50	9760,30	9000	11000
Минимальное значение	9490,00	9532,00	9583,00

Отклонение напряжения, как следует из ГОСТ 13109-97, характеризуют параметры установившегося постоянного отклонения напряжения.

Существующие на данный момент нормы:

• отклонения напряжения (положительные либо отрицательные) на выводах приемников электроэнергии должны быть равны ±10% от номинального напряжения электросети.

Показатели напряжений, полученные в ходе измерений, как мы видим, не превышают нормативных значений.

• Отклонение частоты

Отклонение частоты должно соответствовать параметрам ГОСТ 13109-97, введенным законодательством Республики Казахстан:

• в синхронизированных системах электроснабжения отклонение частоты не должно быть более ±0,2 Гц в течение 95% времени интервала измерений;
• в синхронизированных системах электроснабжения отклонение частоты не должно быть более ± 0,4 Гц в течение всей протяженности интервала измерений.

График 2. График значений частоты

Таблица 3. Установившиеся значение частоты, Гц.

Установившиеся значение частоты	Частота, F	Предельно допустимые значения отклонений по ГОСТ 13109-97
Максимальное значение	50,06	нижнее	верхнее
Среднее значение	50,00	49,96	50,06
Минимальное значение	49.96

Из Таблицы 5 следует, что измеренные отклонения частоты не превышают допустимые значения.

• Фазные токи

Значение фазных токов приведены в Графике 3.

График 3. Графики значений фазных токов, А.

Таблица 4. Установившиеся значение тока по фазам.

Установившиеся значение частоты (фазное)	Токи, А
	Фаза А	Фаза Б	Фаза С
Максимальное значение	59,40	58,49	57,13
Среднее значение	46,14	44,96	44,48
Минимальное значение	31,88	31,25	30,06

Из полученных в ходе измерений данных следует, что распределение по фазам равномерное, характер изменения нагрузки равномерный, с периодическими изменениями тока во всех трех фазах.

• Мощности групп потребителей и коэффициент мощности

Параметры реактивной и активной мощностей в электросети у различных групп потребителей должны быть равны следующим значениям:

Таблица 5. Нормированные коэффициенты мощности.

Уровень напряжения	tg	Cos ф
110 кВ	0,5	0,89
35 кВ	0,4	0,93
6-10 кВ	0,4	0,93
0,4 кВ	0,35	0,94

Показатели изменения мощностей продемонстрированы на Графике 4:

График 4. Графики изменения мощности.

На Графике 5 показана кривая изменения коэффициента мощности на рассматриваемом участке сети:

График 5. Колебания коэффициента мощности рассматриваемого участка сети.

Таблица 6. Итоги замеров мощности и коэффициента мощности

	P, кВт	S, кВа	Q, кВар	Cos ф, суммарные измерения
Максимальное значение	1399	1749	910	0,91
Среднее значение	1077,5	1345	707	0,86
Минимальное значение	756	941	504	0,75

В результате суммарных замеров, коэффициент мощности составил от 0,74 до 0,90, диапазон коэффициентов мощности показывает небольшое отклонение от суммарного их значения. Полученные значения суммарного коэффициента свидетельствует, что требуется компенсация реактивной мощности электросети.

• Коэффициенты искажения синусоидальной кривой по напряжению и по току

Не допускается, чтобы коэффициент искажения кривой синусоидальности напряжения выходил за рамки предельно допустимых значений данного параметра (5-8%). При использовании конденсаторов искажения по напряжению не должны превышать 2%, а по току - 25%. Если они все же превышают приведенные показатели, необходимо использовать фильтры гармоник.

Полученные путем замеров коэффициенты искажения такой кривой и коэффициенты n-ой гармоничности тока и напряжения представлены в нижеследующих графиках:

График 6. Максимальные значения суммарного коэффициента искажения синусоидальной кривой по напряжению.

Таблица 6. Значения искажения по напряжению.

	Uthd, %			Допустимые значения
	Uthd, A	Uthd, B	Uthd, C	%
Максимальное значение	2,56	1,30	1,70	5
Среднее значение	1,74	1	1,32	5
Минимальное значение	0,98	0,59	0,54	5

График 7. Максимальные значения суммарного коэффициента искажения синусоидальной кривой по току.

Таблица 7. Значения искажения по току.

	Uthd, %
	I thd, A	I thd, B	I thd, C
Максимальное значение	17,12	17,55	17,17
Среднее значение	15,04	14,62	14,65
Минимальное значение	9,82	10,09	9,73

График 8. Уровни гармонических искажений напряжения.

Значения Графика 6 указывают на то, что уровни гармонических искажений напряжения позволяют безопасно использовать конденсаторы. По фазе «А» есть небольшие отклонения. Гармонические искажения фаз по току соответствуют стандартам. Из графика распределения коэффициентов гармонических составляющих уровня напряжения следует, что максимальные значения имеют 3-я, 5-я и 7-я гармоники напряжения.

График 9. Уровни гармонических искажений тока.

Из полученного в ходе измерений графика максимального уровня гармоник тока следует, что максимальные измеренные уровни не достигают значений, критичных для конденсаторов. Также следует отметить, что уровни 3-й, 5-й и 7-й гармоники тока имеют преобладающее значение.

Измеренные параметры гармоник напряжения и тока соответствуют значениям, безопасным для работы конденсаторов. Данное гармоническое распределение параметров гармоник имеет нелинейные нагрузки, при которых сеть реагирует минимально.

2. Выводы и рекомендации для улучшения устойчивого качества электроэнергии.

В результате измерений алматинской электрической сети мы делаем следующие выводы:

• показатели отклонений напряжения электросети соответствуют ГОСТ;
• показатели отклонений частоты соответствуют ГОСТ;
• коэффициенты искажений синусоидальности по напряжению и по току показаны в Таблице 8.

Таблица 8. Искажение синусоидальности по напряжению и по току.

Параметр	Фаза А	Фаза В	Фаза С
THDU max, %	2,57	1,30	1,71
THDI max, %	17,13	17,56	17,18

Полученные коэффициенты гармонических искажений напряжения (THDU) соответствуют либо незначительно превышают значения, безопасные для конденсаторов в фазе «А». Показатели коэффициента гармонических искажений тока безопасны для использования конденсаторов.

Показатель cosф меньше нормативного. Требуется компенсировать реактивную мощность в электросети.

Активная мощность, P, кВт	Реактивная мощность, Q, кВар	Коэффициент мощности, cosф	Необходимый коэффициент мощности, cosф треб	Вычисленная мощность компенсации, Qкомп, квар
1865	787	0,858	0,96	410

На исследуемом участке распределительной сети 10кВ необходимо компенсировать реактивную мощность, путем коммутации ступеней компенсации посредством вакуумных контакторов. Диапазон гармонических искажений напряжения находится в границах, определенных ГОСТ, незначительно превышая допустимые для конденсаторов значения 2,5%.

3. Расчет мощностей конденсаторных установок (компенсирующих устройств)

Расчет мощности КУ для Фидер РП-4, РУ-10кВ
Pmax	Qmax	cosf	Umax	Umin	Kзап	THDU			THDI
						A	B	C	A	B	C
1865	787	0,858	9910	9450	1,25	2,57	1,31	1,71	17,13	17,56	17,17

При выборе конденсаторных установок необходимо учитывать изменение показателей напряжения в сети, используя коэффициент изменения напряжения.

Полученные в ходе расчетов 741 квар реактивной мощности будут скомпенсированы конденсаторными установками мощностью (номинальной) 800 квар.

Номер ТП	Мощность тр-ра кВа	Мощность в кВт	Загруженность кВт
2016	400	320	256
2037	250	200	160
2231	315	252	201,6
2377	320	256	204,8
2206	630	504	403,2
2207	1000	800	640

4. Расчет с помощью ПО RastrWin3 реактивной мощности в сети

4.1 Расчет требуемой реактивной мощности при помощи программы RastrWin3

Для определения программно требуемой реактивной мощности нужно заменить тип исследуемого узла с помощью указания конкретного модуля напряжения и достаточно широкого диапазона по генерации реактивной мощности. Во время проведения расчетов программное обеспечение определяет значение мощности, требуемой для генерации и поддержки нужных показателей в узле. Результаты программных расчетов до и после приведены на Рис. 1 и Рис. 2:

Рисунок 1. Расчет базисного режима.

Полученные значения мощности нужно привести к номинальному напряжению конденсаторных батарей БСК на уровне напряжения 10кВ.

4.2 Выбор мощности и нужного количества БСК

Предварительно выбирают 8 батарей конденсаторов типа КРМ-10,5-800-100 общей мощностью 800 кВар.

Значение емкостной проводимости, обеспечиваемой БСК, высчитывается по следующей формуле:

В результате вышеприведенных расчетов напряжение в исследуемом узле было повышено до 10,48 кВ. Поскольку увеличение требовалось сделать только до 10,45 кВ, то количество БСК и их проводимость должны быть скорректированы. Чтобы добиться минимально допустимого уровня напряжения, требуется установка БСК из семи батарей типа КРМ-10,5-700-100 общей мощностью 700 кВар:

Отметим, что при использовании показателей мощности, определяемых при помощи программы RastrWin3, тоже понадобилась бы корректировка данных, поскольку итоговая минимальная мощность (700 кВар) несколько меньше, нежели расчетная, определённая по стандартной формуле (840 кВар), но больше, чем расчетная минимальная мощность, выданная программой RastrWin3 (690 кВар). Данный момент нужно учитывать, выбирая мощность компенсирующих конденсаторных устройств.

Рисунок 3. Расчет режима после установки батарей конденсаторов

5. Технико-экономическое обоснование внедрения УКРМ

Оценка ориентировочной экономии электроэнергии в результате мероприятий по компенсации реактивной мощности
№	Наименование точки контроля	Параметры
1	Коэффициент мощности (средний) до внедрения УКРМ	0,85
2	Коэффициент мощности (средний) после внедрения УКРМ	0,96
3	Относительный полный ток до внедрения компенсации реактивной мощности	1,176
4	Относительный полный ток после внедрения компенсации реактивной мощности	1,042
5	Коэффициент потерь в сети	0,05
6	Снижение потребления активной мощности в результате УКРМ	1,08%
7	Коэффициент экономии в оплате электроэнергии (активная ЭЭ)	0,0108
8	Среднесуточное потребление в час, кВт*ч	1027,0
9	Количество рабочих часов в году	7200
10	Тариф за ЭЭ, тг/кВт*ч	24,88
11	Стоимость годовой оплаты за активную ЭЭ до мероприятий по компенсации реактивной мощности, тг	200 000 000
12	Годовая экономия в оплате за ЭЭ в результате компенсации реактивной мощности, тг	2 625 200
13	Стоимость устройства компенсации реактивной мощности, тг	5 441 800
	Срок окупаемости затрат на компенсацию реактивной мощности за счет экономии ЭЭ, лет	2,98

Список литературы

1. Залесский А.М. Передача электрической энергии / А.М. Залесский. Л.: Госэнергоиздат, 1948. 355 с.
2. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
3. Инструкция по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях //Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора. -М.: Энергоатомиздат, 1986. С. 276-287.
4. Справочник по проектированию электрических сетей / И.Г. Карапетян, Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиров; под ред. Д.Л. Файбисовича. М.: ЭНАС, 2005. 313 с.
5. Компенсация реактивной мощности в электроустановках промышленных предприятий[Текст] / В.М. Глушков, В.П. Грибин. М.: Энергия, 1975. 104 с.
6. Проф. А. Я. Рябков. Электрический расчет электрических сетей, Москва, 1950.
7. Правила устройства электроустановок РК 2015 г.
8. Компенсация реактивной мощности у крупных потребителей электрической энергии (технические средства и решения), Карымов Р. Р. Нижнекамск, март, 2008 г.