Компенсация реактивной мощности при двух силовых трансформаторах

Компенсация реактивной мощности «Три — в одном» или панацея от всех бед?

Предисловие

Сразу оговорюсь, что данная статья имеет обзорный характер и не претендует на научный труд. Поэтому ряд вопросов автор рассматривает поверхностно. Почему «три в одном»? По нашему мнению существуют следующие аспекты компенсации реактивной мощности (РМ):

• РМ как фактор энергосбережения;
• РМ как фактор повышения качества электроэнергии;
• РМ как фактор экономии денежных ресурсов.

Мы намеренно опускаем все три аспекта. Это отдельная тема. Написание этой статьи ставило своей целью собрать воедино разрозненную общую информацию о компенсации РМ из различных источников, проанализировать ее и представить на суд читателей ее различные аспекты для более полного понимания сути этого процесса.

Как известно, электроэнергия — это товар, который имеет свое качество. Качество электроэнергии должно соответствовать требованиям ГОСТ 13109-97.

Сегодня потребителя интересуют три вопроса:

1. Какого качества электроэнергию он купил и стоит ли она этих денег (в том смысле, какой убыток ему приносит каждое нарушение качества электроэнергии).
2. На какие цели и в каком количестве Потребитель расходует электроэнергию, которую он покупает (рационально или нет).
3. Как грамотно управлять энергопотреблением, чтобы свести к минимуму расход электроэнергии (в какой момент и какие нагрузки следует отключить, чтобы не превысить лимит потребления в часы договорного максимума.

Ремарка

По давно проверенной статистике, как только потребитель получает достоверную информацию о том, куда и сколько он тратит киловатт-часов, его суммарное потребление снижается на 10-15%. Это только «сливки» потенциала энергосбережения, которые можно снять без больших затрат на модернизацию электросети и оборудования.

Справка

Проведенные в Московском энергетическом институте под руководством д. т. н., проф. Абрамовича Б. Н. исследования влияния качества электроэнергии на работу электрооборудования показали, что при нарушении нормативных показателей качества электроэнергии (КЭ) происходит сокращение срока службы:

1. силовых трансформаторов 10/0,4 — в 1,2-1,8 раза;
2. асинхронных электродвигателей — в 1,5-2,5 раза;
3. приводов, УПП и ПЧ — в 2,0-4,1 раза.

Например, стоимость ущерба от плохого качества электрической энергии в экономике США оценивается более чем в 150 миллиардов долларов в год (данные 2005 г.).

А как оценивается ущерб от плохого качества электроэнергии в экономике России?

Официальная статистика по степени серьезности и распределению падений напряжения отсутствует, но в настоящее время проводятся некоторые измерения регионального масштаба, которые могут дать информацию к размышлению. Например, в исследовании, проводимом одним из основных производителей электроэнергии, замерялись перепады напряжения на 12 участках мощностью от 5 до 30 МВА. За 10 месяцев было зафиксировано 858 перепадов, 42 из которых привели к сбоям и финансовым потерям. Хотя на всех этих 12 участках потребителями были производители с несложной технологией, финансовые потери составили 600 тыс. евро, а максимальная сумма убытков на один участок составила 165 тыс. евро.

Немного теории

Электрической сети в целом требуется равенство генерации и потребления активной и реактивной мощности. Основным нормативным показателем поддержания баланса активной мощности в каждый момент времени является частота переменного тока, которая служит общесистемным критерием. А основным нормативным показателем поддержания баланса реактивной мощности в каждый момент времени является уровень напряжения — местный критерий, который для каждого узла нагрузки и каждой ступени номинального напряжения существенно отличается. Поэтому в отличие от баланса активной мощности необходимо обеспечить баланс реактивной мощности не только в целом в энергосистеме, но и в узлах нагрузки. И оттого, где и как «гуляет» реактивная мощность (РМ) по сети, зависит многое, если не все.

Наглядным примером серьезности проблемы компенсации РМ является отчет Рабочей группы Госдумы РФ по расследованию причин московской аварии, произошедшей 25 мая 2005 г. В нем сделан вывод о том, что одной из главных причин аварии на подстанции «Чагино» явился дефицит источников реактивной мощности в электрической сети Москвы и Подмосковья. В отчете также указано, что такой дефицит создает угрозу повторения системных аварий.

Вот почему существует необходимость самого серьезного отношения к проблеме компенсации реактивной мощности.

Сегодня, когда строительство новых генерирующих мощностей очень дорого и невозможно в короткий срок, актуальным становится максимальное использование действующих ЛЭП и трансформаторов, повышая их пропускную способность за счет применения различных устройств управляемой компенсации реактивной мощности.

Как известно, полная мощность сети состоит из активной мощности Р, передаваемой в нагрузку, и реактивной Q, которая используется на нагрев обмоток электродвигателей и трансформаторов. Q отрицательно влияет на режимы работы электрической сети и показатели качества электроэнергии. Но без нее процесс получения полезной работы был бы невозможен. Рисунок 1.

Но отрицательное влияние РМ на сеть несоизмеримо больше, чем положительное. Недаром еще во времена заката СССР в конце 80-х директивно на всех промышленных предприятиях были установлены конденсаторные батареи. Знали, что делали.

Реактивный ток дополнительно загружает высоковольтные линии и трансформаторы, приводит к увеличению потерь активной (АМ) и реактивной мощности (РМ), влияет на уровень напряжения у потребителя. Большая величина РМ в сети приводит к несинусоидальности напряжения, появляются дополнительные потери в сети, электрических машинах и трансформаторах, сокращается срок службы изоляции кабелей и другого оборудования, появляются помехи и сбои в работе компьютеров, устройств автоматики, телемеханики и связи, возникают резонансные перенапряжения в электрических сетях.

При компенсации РМ происходит уменьшение потребления РМ и возврат ее в сеть (см. график 1). Вследствие этого полная мощность S, потребляемая из сети практически вся используется на полезную работу. Q1 уменьшается до значения Q2.

Использование установок компенсации реактивной мощности (УКРМ) позволяет

• разгрузить питающие ЛЭП, силовые трансформаторы и распределительные устройства;
• улучшить качество электроэнергии в сети;
• снизить расходы на оплату электроэнергии и общие затраты на энергопотребление
• подключить дополнительную активную нагрузку, без увеличения мощности силового трансформатора и без увеличения сечения питающего кабеля;
• увеличить срок службы электрооборудования;
• автоматически отслеживать изменения нагрузки и компенсации РМ (см. Рисунок 2).

Характерные отраслевые коэффициенты мощности приведены в Таблице 1.

Источник



Компенсация реактивной мощности трансформаторов

Анонс: Компенсация реактивной мощности трансформаторов в сетях объектов. Расчет потери реактивной мощности в трансформаторе. Расчет максимальной реактивной мощности, которую можно передать через трансформаторы.

Потери мощности в трансформаторах тока, напряжения, автотрансформаторах электрической сети объекта находятся в интервале от 12% до 35% и в целом:

• компенсация реактивной мощности трансформаторов в составе оборудования, устройств, приборов, систем осуществляется в рамках мероприятий по повышению коэффициента мощности cos фи, в том числе средствами и способами централизованной, групповой, индивидуальной или гибридной (комбинированной) компенсации (см. более подробно о средствах и способах компенсации реактивной мощности в этом материале);
• компенсация реактивной мощности трансформаторов понижающих ТП или КТП, РП осуществляется подключением дополнительных конденсаторных батарей, компенсирующих конденсаторов, установок, как правило, по стороне низшего напряжения, а расчет потребности в генерации реактивной энергии выполняют с учетом экономически оправданного объема реактивной мощности, который целесообразно передать в сеть со стороны высшего напряжения без наращивания числа и/или мощности трансформаторов.

Расчет потери реактивной мощности в трансформаторе.

Суммарные потери реактивной мощности силового трансформатора формируют:

• реактивная мощность намагничивания магнитопровода холостого хода Q₀ = Q_хх = S_н*I_хх/100, где S_н – номинальная мощность трансформатора (см. расчет мощности трансформатора в этом материале), I_хх – ток холостого хода в % по паспортным данным или справочнику;
• реактивная мощность полей рассеяния Q_р = S_н*К_з²*U_кз/100, где U_кз – напряжение короткого замыкания в %, К_з – коэффициент загрузки, который определяется отношением полной мощности загрузки трансформатора к его номинальной мощности S_п/S_т.

Расчет максимальной реактивной мощности, которую можно передать через трансформаторы.

Без увеличения числа и/или мощности трансформаторов из питающей сети высшего напряжения можно передать

Где N – число трансформаторов, Р_р – активная мощность нагрузки в сети низшего напряжения, ΔР_m – потери активной мощности в трансформаторах

или по упрощенной формуле ∆Р_m = 0,02*S_п;

Q_max > Q_пт, то возможна компенсация реактивной мощности по стороне высшего напряжения;

Справка: Компенсация реактивной мощности силовых трансформаторов по стороне высшего напряжения, что позволяет поднять коэффициент мощности самого трансформатора и, соответственно, увеличить коэффициент полезного действия. Так, коэффициент полезного действия трансформатора

где максимальная активная мощность, получаемая нагрузкой по низшей стороне, Р_max = S_п*cos(φ). Тогда коэффициент полезного действия

η = S_п*cos(φ)/( S_п*cos(φ) + Р_хх + Р_кз), т.е. при повышении cos фи увеличивается и коэффициент полезного действия трансформатора.

Вместе с тем, такой способ компенсации используется достаточно редко из-за:

• увеличения загрузки трансформатора и рисков перекомпенсации с генерацией реактивной мощности в питающую сеть;
• типового расположения коммерческого учета электроэнергии по стороне низшего напряжения.

Кроме того, коэффициент загрузки трансформатора в нормальном (К_знр = S_п/(N*S_н)) и аварийном (К_зар = 2*К_знр) режимах должен отвечать требованиям ГОСТ 14209-85 (и ГОСТ Р 52719-2007), а К_знр – находится в пределах рекомендуемых норм для трансформаторов ТП с различными нагрузками (см. таблицу ниже).

Таблица. Рекомендуемые коэффициенты загрузки трансформаторов при различных нагрузках и условиях работы.

Q_max ˂ Q_пт, то нужна компенсация реактивной мощности по стороне низшего напряжения, а мощность подбираемой конденсаторной установки или батареи не должна превышать

где Q_нагр – максимальная реактивная мощность, потребляемая нагрузкой по стороне низшего напряжения в часы пик.

В этом материале не рассмотрены проблемы из-за резонанса в контуре из индуктивности трансформатора и емкости конденсаторной батареи, необходимость и целесообразность установки пассивных и/или активных фильтров гармоник для нивелирования рисков перегрева конденсаторов, генерации реактивной мощности в питающую сеть и т.д. Такие вопросы, в том числе связанные с компенсацией реактивной мощности трансформаторов должны решаться индивидуально по результатам энергоаудита сети с конкретными загрузками определенного характера.

Источник

Типовые схемы подключения УКРМ

13 мая 2018 k-igor

Для повышения коэффициента мощности в электрических сетях применяют устройства компенсации реактивной мощности. УКРМ – отличный инструмент для выполнения программы энергосбережения и снижения потребляемой реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности актуальна в основном для промышленных объектов, где используется огромное количество электродвигателей.

Существуют как автоматические так и нерегулируемые конденсаторные установки. Предпочтение следует отдавать АКУ.

Обязательным условием для автоматической компенсации реактивной мощности является наличие внешнего измерительного трансформатора тока, измеряющего фазный ток потребления нагрузки, которую предполагается компенсировать. В некоторых случаях для суммирования сигналов тока с нескольких внешних ИТТ для одной КРМ применяется суммирующий трансформатор тока. При таком способе включения внешние ИТТ, должны быть установлены в одинаковой фазе на вводах, и коэффициенты трансформации их должны быть одинаковы.

Рассмотрим основные схемы подключения УКРМ в условно-симметричной сети 0,4кВ. В такой сети достаточно контролировать ток в одной фазе.

1 Индивидуальная компенсация реактивной мощности.

Индивидуальная компенсация реактивной мощности

В данной схеме силовая часть КРМ присоединяется непосредственно на зажимы крупного потребителя РМ (или в непосредственной близости). Внешний ИТТ (ТА1) устанавливается на одной из фаз ввода потребителя.

2 Групповая компенсация реактивной мощности.

Групповая компенсация реактивной мощности

При групповой компенсации силовая часть КРМ присоединяется на шины групповой сборки (ШР, ЩС и т.д.). Внешний ИТТ (ТА1) устанавливается на одной из фаз ввода группового щита.

3 Групповая компенсация реактивной мощности при питании с 2-х вводов.

Групповая компенсация реактивной мощности при питании с 2-х вводов

Для реализации данной схемы используют два измерительных трансформатора тока и суммирующий трансформатор тока. Внешние ИТТ (ТА1 и ТА2) устанавливаются на одной из фаз вводов группового щита. Для суммирования показаний тока с внешних ИТТ применяется суммирующий ТТ (ТА3). Коэффициенты трансформации внешних ИТТ (ТА1, ТА2) должны быть одинаковы.

4 Централизованная компенсация реактивной мощности.

Централизованная компенсация реактивной мощности

Пожалуй, одна из самых распространенных схем компенсации реактивной мощности. Внешний ИТТ (ТА1) устанавливаются на одной из фаз ввода секции шин 0,4кВ.

5 Централизованная компенсация реактивной мощности с двумя питающими трансформаторами.

Централизованная компенсация реактивной мощности с двумя питающими трансформаторами

Питающие трансформаторы могут работать как по отдельности, так и в параллели. Внешние ИТТ (ТА1, ТА2) устанавливаются на одной из фаз вводов секции шин 0,4кВ. Для согласования сигналов тока применяется суммирующий ТТ (ТА3), коэффициенты трансформации ИТТ ТА1 и ТА2 должны быть одинаковы.

6 Централизованная посекционная компенсация реактивной мощности с двумя питающими трансформаторами.

Централизованная посекционная компенсация реактивной мощности с двумя питающими трансформаторами

В данной схеме реализовано две секции шин с двумя питающими трансформаторами (Т1, Т2) и активным секционным выключателем (QS3). Внешние ИТТ (ТА1, ТА2) устанавливаются на одной из фаз вводов секции шин 0,4кВ, а также на межсекционной связи (ТА3, ТА4). Для согласования сигналов тока применяется суммирующие ТТ (ТА5, ТА6), коэффициенты трансформации ИТТ ТА1 — ТА4 должны быть одинаковы.

Я думаю теперь у вас возникнет меньше вопросов, при проектировании объектов, нуждающихся в компенсации реактивной мощности.

Источник