Компенсация реактивной мощности

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

РЕФЕРАТ

ПО ДИСЦИПЛИНЕ<<ПЕРЕДАЧА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ>>

НА ТЕМУ<<КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ>>

Выполнил: студент IV курса

Заочного факультета, группы1А

Поляков А.В.

Проверил: Брятов А.С.

САМАРА 2004

Содержание:

1. Реактивная мощность………………………………………………стр. 2

2. Компенсация реактивной мощности……………………………...стр. 2

2.1 Потребители реактивной мощности и меры по её уменьшению……………………………………………………...стр. 2

3 Средства компенсации реактивной мощности………………….стр. 4

3.1 Конденсаторные батареи…………………………………….стр. 5

3.2 Синхронные двигатели………………………………………стр. 7

3.3 Синхронные компенсаторы…………………………………стр. 9

4 Выбор компенсирующих устройств……………………………..стр. 10

5 Размещение компенсирующих устройств в электрических сетях………………………………………………………………….стр. 17

6 Управление компенсирующими установками…………………стр. 21

7 Список используемой литературы………………………………стр. 25

1. Реактивная мощность

Реактивная мощность-мощность, которую источник переменного тока в течение одной четверти периода отдаёт во внешнюю цепь, обладающую реактивным сопротивлением, а в течение другой четверти периода получает её обратно. Характеризует энергию, не потребляемую во внешней цепи, а колеблющуюся между внешней цепью и источником, т.е. ёмкостную и индуктивную энергию, временно накапливаемую, а затем отдаваемую источнику.

Выражается произведением напряжения на зажимах данной цепи на реактивную составляющую тока в ней. Если реактивная составляющая тока больше активной составляющей, то и реактивная мощность будет больше фактически потребляемой в цепи мощности.

2.Компенсация реактивной мощности.

2.1 Потребители реактивной мощности и меры по её уменьшению

При подключении к электрической сети активно-индуктивной нагрузки ток отстаёт от напряжения на угол сдвига . Косинус этого угла (cos) называется коэффициентом мощности.

Электроприёмники с такой нагрузкой потребляют как активную , так и реактивную мощность. Реактивная мощность.

Активная энергия, потребляемая электроприёмниками, преобразуется в другие виды энергии: механическую, тепловую, энергию сжатого воздуха и газа и т.п. Определённый процент активной энергии расходуется на потери. Реактивная мощность не связана с полезной работой ЭП и расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях, трансформаторах, линиях.

Из курса ТОЭ известно, что реактивная мощность может иметь индуктивный или ёмкостной характер. Условимся считать реактивную индуктивную мощность нагрузочной или потребляемой, а реактивную ёмкостную мощность генерируемой.

Прохождение в электрических сетях реактивных токов обусловливает добавочные потери активной мощности в линиях, трансформаторах, генераторах электростанций, дополнительные потери напряжения, требуют увеличения номинальной мощности или числа трансформаторов, снижает пропускную способность всей СЭС.

Полная мощность

; (1)

потери активной мощности

; (2)

коэффициент мощности

; (3)

потери напряжения

, (4)

где P, Q, S-соответственно активная, реактивная и полная мощности; R и X –соответственноактивное и реактивное сопротивления элементов электрической сети; -номинальное напряжение сети.

Основным потребителем реактивной мощности индуктивного характера на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели АД (60-65 % общего её потребления), трансформаторы, включая сварочные (20-25%), вентильные преобразователи, реакторы и прочие ЭП.

Реактивной мощностью дополнительно нагружаются питающие и распределительные сети предприятия, соответственно увеличивается общее потребление электроэнергии. Меры по снижению потребления реактивной мощности: естественная компенсация (естественный ) без применения специальных компенсирующих устройств (КУ); искусственная компенсация, называемая чаще просто компенсацией.

Естественная компенсация реактивной мощности не требует больших материальных затрат и должна проводится 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, наоборот, вывод в ремонт мощных ЭП в часы максимума в 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 с меньшими потерями на перемагничивание;

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

применение СД вместо АД, когда это допустимо по условиям технологического процесса;

ограничение продолжительности ХХ двигателя и сварочных трансформаторов, сокращение длительности и рассредоточение во время пуска крупных ЭП;

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.

3. Средства компенсации реактивной мощности

Для искусственной компенсации реактивной мощности, называемой иногда «поперечной» компенсацией, применяются специальные компенсирующие устройства, являющиеся источниками реактивной энергии ёмкостного характера.

До 1974 г. Основным нормативным показателем, характеризующим потребляемую промышленным предприятием реактивную мощность, был средневзвешенный коэффициент мощности.

Средневзвешенный коэффициент мощности за время t

(5)

где и -соответственно расход активной и реактивной электроэнергии за рассматриваемый промежуток времени.

Действовавшие до 1974 г. руководящие указания по компенсации реактивной мощности сыграли положительную роль в существенном снижении потреблении реактивной мощности и в повышении средневзвешенного коэффициента мощности в целом по стране с 0,75 в 1946 г. до 0,93 в 1974 г. В то время промышленные предприятия производили оплату израсходованной электроэнергии с учётом cos. Требования электроснабжающей организации были таковы, что на вводах предприятия значение cosдолжно было, находится в пределах 0,92-0,95.

Однако в соответствии со старым руководящими указаниями по компенсации реактивной мощности предприятия не были заинтересованы в отключении установленных КУ в часы минимальных нагрузок. В связи с этим в питающей энергосистеме часто наблюдалась перекомпенсация реактивной мощности. Перекомпенсация- это избыточная реактивная мощность, вырабатываемая компенсирующей установкой в периоды понижения нагрузок (ночью, в обеденные перерывы, в нерабочие и праздничные дни и т.п.) и передаваемая в сеть энергосистемы. Результатом перекомпенсации являлось увеличение суммарных потерь мощности и энергии в электрических сетях и усложнение, и удорожание устройств регулирования напряжения.

По этой причине в новых «Правилах пользования электрической и тепловой энергией», введённых в действие с 1 января 1982 г., указывается не нормируемое значение коэффициента мощности (0,92-0,95), а та суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, которая должна быть установлена на предприятии согласно заданию энергосистемы. Для стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности Минэнерго установлена новая шкала скидок и надбавок к тарифу за электроэнергию в зависимости от степени компенсации реактивной мощности у потребителей.

Наглядное представление о сущности компенсации реактивной мощности даёт (рис.1) На (рис 1 а) изображена схема электрической цепи. Пусть до компенсации потребитель имел активную мощность Р, соответственно ток (отрезок ОВ на рис 1, б) и реактивную мощность от индуктивной нагрузки с соответствующим током (отрезок ВА). Полной мощности соответствует вектор (отрезок ОА). Коэффициент мощности до компенсации . Векторная диаграмма компенсации представлена на (рис.1, в).

После компенсации, т.е. после подключения параллельно нагрузке КУ (конденсатора) с мощностью (ток ), суммарная реактивная мощность потребителя будет уже и соответственно снизится угол сдвига фаз с до и повысится коэффициент мощности с cos до cos. 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.

К техническим средствам компенсации реактивной мощности относятся следующие виды компенсирующих устройств: конденсаторные батареи (КБ), синхронные двигатели, вентильные статические источники реактивной мощности (ИРМ).

3.1 Конденсаторные батареи

Наибольшее распространение на промышленных предприятиях имеют конденсаторы (КБ)-крупные (в отличие от конденсаторов радиотехники) специальные устройства, предназначенные для выработки реактивной ёмкостной мощности. Конденсаторы изготовляют на напряжение 220, 380, 660, 6300 и 10500 В в однофазном и трёхфазном исполнении для внутренней и наружной установки. Они бывают масляные (КМ) и соволовые (КС). Диэлектрическая проницаемость совола примерно вдвое больше, чем масла. Однако отрицательная допустимая температура составляет - 10С для соволовых конденсаторов, в то время как масляные могут работать при температуре -40С. Широкое применение конденсаторов для компенсации реактивной мощности объясняется их значительными преимуществами по сравнению с другими видами КУ: незначительные удельные потери активной мощности до 0,005 кВт/квар, отсутствие вращающихся частей, простота монтажа и эксплуатации, относительно невысокая стоимость, малая масса, отсутствие шума во время работы, возможность установки около отдельных групп ЭП и т.д.

Недостатки конденсаторных батарей: пожароопасность, наличие остаточного заряда, повышающего опасность при обслуживании; чувствительность к перенапряжениям и толчкам тока; возможность только ступенчатого, а не плавного регулирования мощности.

Конденсаторы, как правило, собираются в батареи (КБ) и выпускаются заводами электротехнической промышленности в виде комплектных компенсирующих устройств (ККУ). На (рис. 2) изображён общий вид ККУ напряжением 380 В и мощностью 300 квар.

В таблице 1 приведены технические характеристики некоторых видов комплектных конденсаторных установок.

Удельная стоимость конденсаторов высокого напряжения меньше удельной стоимости конденсаторов низкого напряжения, но конденсаторы низкого напряжения проще и надёжнее в эксплуатации. Комплектные конденсаторные установки имеют встроенное разрядное сопротивление Rдля снятия остаточного напряжения при отключении ККУ от сети. Иногда в качестве разрядного сопротивления применяют два однофазных трансформатора напряжения TV(рис.3, б)

За счёт присоединения к сети КУ с мощностью уменьшаются потери мощности и напряжения. После компенсации потери мощности

, (6)

где -потери мощности в компенсирующем устройстве, кВт.

Потери напряжения после компенсации, В,

. (7)

3.2 Синхронные двигатели.

Рассмотрим другой вид КУ- синхронные двигатели.

Из курса «Электрические машины» известно, что при увеличении тока возбуждения выше номинального значения синхронные двигатели (СД) могут вырабатывать реактивную мощность, следовательно, их можно использовать как средство компенсации реактивной мощности. Главным отличием СД от АД является то, что магнитное поле, необходимое для действия СД, создаётся в основном от отдельного источника постоянного тока (возбудителя). Вследствие этого СД в нормальном режиме (при ) почти не потребляет из сети реактивной мощности, необходимой для создания главного магнитного потока, а в режиме перевозбуждения, т.е. при работе с опережающим коэффициентом мощности, может генерировать ёмкостную мощность в сеть.

Синхронные двигатели, выпускаемые отечественной промышленностью, рассчитаны на опережающий коэффициент мощности и при номинальной активной нагрузке и напряжении могут вырабатывать номинальную реактивную мощность:

. (8)

При недогрузке СД по активной мощности < 1 возможна перегрузка по реактивной мощности >1.

Средние значения коэффициента нагрузки по реактивной мощности в зависимости от изменения активной нагрузки и напряжения сети для СД некоторых серий напряжением 6 10 кВ приведены в таблице 2.

Преимуществом СД, используемым для компенсации реактивной мощности, по сравнению с КБ является возможность плавного регулирования генерируемой реактивной мощности.

Недостатком является то, что активные потери на генерирование реактивной мощности для СД больше, чем для КБ, так как зависят от квадрата генерируемой мощности СД.

Дополнительные активные потери в обмотке СД, кВт, вызываемые генерируемой реактивной мощностью в пределах изменения от 1 до 0,9 при номинальной активной мощности СД, равной ,

, (9)

где -номинальная реактивная мощность СД, квар; r–сопротивление одной фазы обмотки СД в нагретом состоянии, Ом; -номинальное напряжение сети, кВ.

В общем случае когда , , и отличаются от номинальных значений, потери активной мощности, кВт, на генерирование реактивной мощности

, (10)

где -величина генерируемой синхронным двигателем реактивной мощности, квар; и -постоянные величины (таблица 3) кВт.

Реактивная мощность , генерируемая синхронным двигателем при активной нагрузке ,

, (11)

где -коэффициент перегрузки по реактивной мощности таблице 2; - активная нагрузка СД, кВт; и -соответственно тангенс угла и КПД двигателя, принимаемые по каталогу (паспорту) СД.

Следует отметить, что . Следовательно, сумма постоянных коэффициентов и определяет активные потери СД, вызванные генерированием реактивной мощности при номинальном напряжении и активной мощности .

Как правило, в системах электроснабжения промышленных предприятий КБ компенсируют реактивную мощность базисной (основной) части графиков нагрузок, а СД снижают, главным образом, пики нагрузок графика.

3.3 Синхронные компенсаторы.

Разновидностью СД являются синхронные компенсаторы (СК), которые представляют собой СД облегчённой конструкции без нагрузки на валу. В настоящее время выпускается СК мощностью выше 5000 квар; они имеют ограниченное применение в сетях промышленных предприятий и лишь в ряде случаев используются для улучшения показателей качества напряжения у мощных ЭП с резкопеременной ударной нагрузкой (дуговые печи, прокатные станы и т.п.). В сетях с резкопеременной ударной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ рекомендуется применение не конденсаторных батарей, а специальных быстродействующих источников реактивной мощности (ИРМ), Которые должны устанавливаться вблизи таких ЭП. Схема ИРМ приведена на (рис. 4). В ней в качестве регулируемой индуктивности используются индуктивности LRи нерегулируемые ёмкости С1-С3.

Регулирование индуктивности осуществляется тиристорными группами VS, управляющие электроды которых подсоединены к схеме управления. Достоинствами статических ИРМ является отсутствие вращающихся частей, относительная плавность регулирования реактивной мощности, выдаваемой в сеть, возможность трёх- и четырёхкратной перегрузки по реактивной мощности. К недостаткам относится появление высших гармоник, которые могут возникнуть при глубоком регулировании реактивной мощности.

4 Выбор компенсирующих устройств.

Расчёт и выбор КУ производится на основании задания энергосистемы и в соответствии с «Руководящими указаниями по компенсации». Задачи по расчёту и выбору КУ решаются совместно с вопросами проектирования всех элементов СЭС промышленного предприятия.

Потребляемая мощность КУ выбирается с учётом наибольшей входной реактивной мощности , квар, которая может быть передана из сетей энергосистемы. В общем виде должно соблюдаться следующее условие:

, (12)

где -расчётная (потребляемая) предприятием реактивная мощность, квар; - реактивная мощность, которую надо скомпенсировать на предприятии (т.е. мощность КУ).

Энергосистемой задаётся режим потребляемой реактивной мощности на предприятии с учётом его расчётных максимальных нагрузок и . Это требование заключается в том, что задаются значения - реактивной мощности, выдаваемой энергосистемой предприятию в течении получаса в период максимальных активных нагрузок энергосистемы, и -средней реактивной мощности, передаваемой из сети энергосистемы или генерируемой в сеть энергосистемы в период её наименьшей нагрузки. Практически во всех случаях . С учётом изложенного выражения (12) приобретается вид:

; (13)

, (14)

где и -соответственно необходимая мощность КУ в режиме максимальных и минимальных нагрузок; и -соответственно расчётная реактивная мощность предприятия в режиме максимальных и минимальных (в ночную смену, в праздничные дни и т.п.) нагрузок.

Выражения (13) и (14) относятся к промышленным предприятиям с мощностью 750 кВА и выше. Для предприятий с мощностью до 750 кВА энергосистемой рекомендуется полная компенсация реактивной мощности на стороне до 1 кВ.

Эти требования энергосистемы вызваны тем, что в сетях напряжением до 1 кВ, как правило, коэффициент мощности нагрузки не превышает 0,8. При этом сети до 1 кВ электрически более удалены от ИП энергосистемы и промышленных ТЭЦ, поэтому передача реактивной мощности энергосистемы в сеть до 1 кВ предприятия приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводников, к повышению мощности трансформаторов и повышенным потерям электроэнергии.

Таким образом, недостаток в энергосистеме реактивной энергии для покрытия реактивных нагрузок промышленного предприятия устраняется за счёт компенсирующих установок предприятия. Причём если устанавливается КБ, то суммарная мощность их нерегулируемых секций не должна превышать расчётную реактивную мощность предприятия в режимах минимальных нагрузок .

В целях стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности на промышленных предприятиях введена шкала скидок и надбавок к тарифу за электроэнергию, отпускаемую энергоснабжающей организацией. Штрафы в виде надбавки к тарифу за электроэнергию, выплачиваемые предприятием за несоблюдение режима компенсации, не устраняют реальных потерь в электрических сетях, а лишь перераспределяют их стоимость между энергосистемой и промышленным предприятием. Однако указанные надбавки к тарифу стимулируют предприятия к принятию мер по рациональной эксплуатации КУ.

Энергосистема контролирует режим потребления реактивной мощности на предприятии, для чего служат счётчики с указателями 30-минутного максимума и реле времени. Счётчики устанавливают на границе раздела энергосистемы и предприятия в точке, указываемой в договоре на отпуск электроэнергии. При отсутствии специальных счётчиков используют показания обычных счётчиков. Записи подлежат 30-минутные показания счётчиков в часы максимума и ночного минимума энергосистемы.

Выбор мощности КУ и распределение их по сетям промышленного предприятия напряжением до 1 кВ и выше производятся на основании технико-экономических расчётов по минимуму приведённых затрат. Приведённые затраты на компенсацию реактивной мощности, руб.,

, (15)

где -реактивная мощность КУ, квар; -постоянная составляющая затрат, не зависящая от мощности , руб.; -удельные затраты на 1 квар реактивной мощности, руб/квар; -удельные затраты на 1 квар реактивной мощности, руб/квар.

Постоянная составляющая затрат, руб.,

, (16)

где -нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений ; -затраты на коммутационную аппаратуру, вводные и регулирующие устройства, устройства защиты и другие затраты компенсирующих установок, руб.

Для СД величина и выражение (15) принимает вид:

, (17)

где -номинальная реактивная мощность СД, квар (8);

(18)

; (19)

здесь -стоимость потерь, руб/кВт таблица 4;

-число однотипных СД; -реактивная мощность, вырабатываемая СД предварительно, квар. Если СД вводится вновь, то =0 и (18) принимает вид:

. (20)

Для КБтогда (5.15)

, (21)

где -мощность КБ, квар; -удельные потери мощности в конденсаторах, кВт/квар (табл. 1);-напряжение на конденсаторной батарее, В; -удельные затраты на установку КБ (см. табл. 1);-постоянная составляющая затрат для КБ

(22)

здесь =0,223-нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений в КБ; и -соответственно стоимость вводного и регулирующего устройства, руб.

Чаще всего при проектировании СЭС ещё не уточнены места установки КУ. Поэтому с достаточной для практических целей точностью можно принимать средние удельные затраты на компенсацию 1 квар =3,5 руб/(квар год).

На предприятиях мощностью более 750 кВА после проведения мер по естественной компенсации нескомпенсированая реактивная нагрузка в сетях до 1 кВ может покрываться как установкой КУ до 1 кВ, так и перетоком реактивной мощности с шин 6-10 кВ, оптимальное соотношение между которыми определяется расчётом.

Источники реактивной мощности напряжением 6-10 кВ более экономичны по сравнению с источниками реактивной мощности на напряжение до 1 кВ. Однако передача реактивной мощности из сети 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ может привести к увеличению числа трансформаторов на ТП на , обусловленного их дополнительной загрузкой, передаваемой реактивной мощностью, и соответственно к увеличению потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Дополнительные приведённые затраты, руб., увеличиваются:

, (23)

где -стоимость дополнительно устанавливаемых трансформаторов, руб.

Как правило, стоимость КТП, устанавливаемых на современных промышленных предприятиях, достаточно высока, и поэтому передача избыточной реактивной мощности СД 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ является невыгодной.

Чаще всего реактивная мощность СД 6-10 кВ используется для компенсации реактивных нагрузок на стороне 6-10 кВ.

Мощность КУ в сетях напряжением до 1 кВ определяется по минимуму приведённых затрат выбором экономически оптимального числа трансформаторов цеховых ТП и определением дополнительной мощности КУ ниже 1 кВ в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6-10 кВ, питающей эти трансформаторы.

Рассчитанная таким путём мощность компенсации распределяется между всеми трансформаторами цеха пропорционально их реактивным нагрузкам.

При выборе КУ на предприятиях с большим числом трансформаторов решающее значение имеет число устанавливаемых трансформаторов.

Ориентировочное количество необходимых трансформаторов одинаковой оптимальной экономической мощности для покрытия всех электрических нагрузок цеха при неравномерном распределении этих нагрузок по площади цеха и при найденной средней плотности нагрузок цеха выбирают по выражению

, (24)

где -полная средняя мощность цеха за максимально загруженную смену, кВА; -оптимальная экономическая номинальная мощность трансформатора, определяемая по (рис. 5); -рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов (таблица 5);-отношение коэффициентов мощности на стороне вторичного напряжения трансформатора соответственно после и до компенсации реактивных нагрузок.