CC BY
43
УДК 621.316.722.076.12
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА НА БАЗЕ БАТАРЕЙ СТАТИЧЕСКИХ КОНДЕНСАТОРОВ
В.Н. Крысанов, Н.В. Ситников, Н.И. Королев, Д.А. Мамонтов, С.А. Горемыкин Воронежский государственный технический университет, г. Воронеж, Россия
Аннотация: обосновывается необходимость разработки технического комплекса компенсации реактивной мощности в трёхфазных электрических сетях напряжением 6(10) кВ применительно к городским условиям. Коэффициент реактивной мощности tg^ в городских распределительных сетях определяется значительным числом однофазных потребителей, суточные графики которых в силу очевидной специфики не могут быть строго спрогнозированы. В этой связи при отыскании путей решения проблемы использована статистическая обработка суточных графиков нагрузки значительного числа подстанций мегаполиса. Физически неизбежность передачи по электрическим сетям реактивной мощности оправдана необходимостью создания магнитных полей в асинхронных электроприводах (60 -65% общего потребления электрической мощности), трансформаторах (20 - 25%), а также существованием магнитных полей в воздушных электрических сетях, реакторах, преобразователях и ряде других электроустановок (около 15%). Реактивная мощность, являющаяся обменной между генератором и нагрузкой и традиционно сопутствующая передаче активной составляющей мощности, не подлежит оплате. Вместе с тем эта мощность в процессе транспортировки по электрическим сетям в той же мере влияет на потери активной мощности, как и транспортировка равного количества активной мощности. Приведена мотивация подготовки вариантов реализации автоматизированных комплексов компенсирующих устройств по числу ступеней и графикам включения в зависимости от суточных графиков получасовой мощности, в которых наблюдалось превышение коэффициента реактивной мощности сверх установленных норм. Разработанный комплекс программно-технических средств содержит методику статистического анализа получасовых данных по потреблению активной и реактивной мощностей на головных питающих фидерах главных понизительных подстанций Воронежской горэлектросети. Приведены результаты реализации пилотного проекта компенсации реактивной мощности на одном распределительном пункте в г. Воронеже
Ключевые слова: коэффициент реактивной мощности, тиристорные регуляторы напряжения, регулирование потоков реактивной мощности в системе
Введение
Организация энергоэффективного электроснабжения невозможна без решения проблемы компенсации реактивной мощности (далее - КРМ). Помимо потребления активной мощности большая часть бытовых и промышленных абонентов потребляют из сети реактивную мощность. Это потребление технологически неизбежно, т.к. помимо преобразования электрической энергии в механическую, световую или тепловую существует необходимость в намагничивании магнитопроводов электрических машин и трансформаторов, ограничении токов короткого замыкания и т.п. Одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности ее потребления является КРМ. Чем ниже коэффициент реактивной мощности tgф, при одной и той же активной нагрузке электроприемников, тем меньше потери мощности и падения напряжения в элементах систем электроснабжения. Поэтому следует всегда стремиться к получению
© Крысанов В.Н., Ситников Н.В., Королев Н.И., Мамонтов Д.А., Горемыкин С.А., 2018
наименьшего значения коэффициента реактивной мощности [1, 2].
Постановка задачи
Основными потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели (60...65% общего потребления реактивной мощности); трансформаторы (20.25%); воздушные электрические сети, реакторы, преобразователи и другие установки (около 15%) [3].
Величина потребляемой реактивной мощности не фиксируется современными средствами учета электрической энергии, так как, по сути, реактивная энергия является обменной между источником питания (генератором) и нагрузкой. Однако передача реактивной мощности по электрическим сетям приводит к возрастанию потерь активной мощности на передачу реактивной. Эти потери оплачивает в конечном счете потребитель, который часто просто не в состоянии влиять на ситуацию из-за отсутствия в его распоряжении средств и систем компенсации потерь мощности в системе электроснабжения.
С государственной точки зрения, КРМ в электрических сетях всегда выгодна, поскольку уменьшает потребности в первичном топливе для электростанций. Однако в условиях новых рыночных отношений установка КРМ в собственных сетях потребителей не всегда им выгодна, и здесь экономическим стимулом должна быть система оплаты за перетоки реактивной мощности между сетями энергоснаб-жающей организации и потребителя.
В Советском Союзе проблеме компенсации реактивной мощности уделялось много внимания с момента разработки и реализации плана ГОЭЛРО. Существовали разнообразные механизмы стимулирования потребителей за внедрение технических средств КРМ на базе батарей статических конденсаторов. За реализацию общесистемных мероприятий по поддержанию коэффициента реактивной мощности tgф отвечало непосредственно Минэнерго РФ, как оператор Единой энергосистемы. В ходе реализации в России реформы электроэнергетической отрасли и появления многочисленных энергокомпаний-владельцев участков электрических сетей, дифференцированных по уровням напряжения, проблема компенсации реактивной мощности и снижения потерь резко обострилась. По данным [3], в настоящее время ежегодно в энергосистеме России излишне генерируется свыше 50 млрд. кВтч электроэнергии, которая оплачивается потребителями по ставке компенсации технологического расхода электроэнергии при передаче по электрическим сетям. Доля потерь активной мощности на передачу реактивной при отсутствии средств и систем компенсации составляет от 25 до 40% от общего уровня потерь и выросла в 2,5- 3 раза за последние 20 лет.
К настоящему времени пришло осознание, что без решения проблемы КРМ эффективное развитие энергосистемы России невозможно. Действующий с 2009 г. Приказ Минпромэнер-го РФ № 49 определил предельные значения tgф, дифференцированные по уровням напряжения. Установлены задания региональным энергосистемам по поддержанию значений tgф на уровне 0,35- 0,4. Однако проблема далека от решения, прежде всего, из-за отсутствия результатов статистической обработки массивов данных по ежесуточному потреблению реактивной мощности разнообразными потребителями на различных уровнях напряжения.
Решение сформулированной задачи
Анализ возможности КРМ в электрических сетях 6-10 кВ с целью снижения потерь электроэнергии в системе электроснабжения выполнялся коллективом специалистов кафедр электромеханических систем и электроснабжения и электропривода, автоматизации и управления технологическими процессами ВГТУ в течение 2014-2015 гг. по техническому заданию МУП «Воронежская горэлектросеть» в рамках хозяйственного договора.
Анализу подлежали 82 городских РП и 165 ТП в сетях 6-10 кВ, в которых было обнаружено несоответствие значений tgф установленным нормам хотя бы в течение одних суток за год наблюдений. Всего выявлено 86 проблемных участков энергосистемы присоединенной мощностью свыше 29 МВ-А.
Объем работ включал:
- определение перечня объектов (распределительных устройств РП и подстанций ТП), в суточном графике почасовых мощностей которых наблюдалось превышение значений tgф установленных норм;
- анализ схем выдачи мощности от главных понизительных подстанций «Воронеж-энерго» в электрические сети МУП «Воронежская горэлектросеть» в нормальных и аварийных режимах работы;
- анализ данных по почасовым максимумам потребления активной и реактивной мощности с целью принятия решений по индивидуальной или групповой компенсации;
- статистическую обработку исходных данных и представление итогов обработки средствами графической визуализации;
- подготовку вариантов реализации автоматизированных ККУ по числу ступеней, графику включения и параметрам переходных процессов;
- формирование массива выходных оптимизированных результатов статистической обработки с учетом результатов критериального анализа и экономических факторов;
- разработку комплекта технической документации пилотного проекта автоматизированной ККУ для одного из городских распределительных пунктов 6 кВ;
- техническое сопровождение изготовления и апробацию пилотного проекта с корректировкой документации и внедрением разработанного комплекса оборудования в повседневную практику электросетевого предприятия;
- разработку эксплуатационной документации (инструкции обслуживающему персоналу) предприятия для организации безаварийной работы.
Разработанный комплекс программно-технических средств содержит:
- методику статистического анализа имеющихся получасовых массивов данных по потреблению активной и реактивной мощности на головных питающих фидерах главных понизительных подстанций Воронежской энергосистемы за календарный год;
- программный комплекс для обработки и визуализации результатов статистической обработки массивов данных, реализованный в виде сходящейся процедуры Ньютона - Рафсона;
- эвристический алгоритм принятия решений по мощности и количеству ступеней установки компенсации реактивной мощности, времени включения и отключения отдельных ступеней, а также необходимости ограничения коммутационных перенапряжений, возникающих при переходных процессах;
- материалы рабочего проекта автоматизированной установки компенсации реактивной мощности для электрических сетей 6-10 кВ МУП «Воронежская горэлектросеть»;
- прогнозную модель размещения комплекса автоматизированных установок КРМ сете-центрической архитектуры различных уровней напряжений, включая технико-экономическое обоснование применения такой системы.
Результаты статистической обработки массивов суточных значений параметров активной мощности (штриховая линия), реактивной мощности (штрихпунктирная линия) и коэффициента реактивной мощности tgф (сплошная линия) представлены на рис. 1 и 2. Превышение tgф предельного уровня равного 0,35 (штрихпунктирная линия с двумя точками), трактуется, как необходимость принятия решения об установке КРМ.
Анализ всех 86 проблемных участков показал, что вероятность суточных колебаний tgф сводится к двум типовым случаям. В случае, показанном на рис. 1, необходима установка нерегулируемой по мощности (одноступенчатой) УКРМ, отключаемой полностью от шин ТП (РП) в часы больших нагрузок в дневное время. В случае, показанном на рис. 2, устанавливается регулируемая по числу ступеней (двух или трехступенчатая) УКРМ, постоянно включенная в электрическую сеть какой-либо одной из своих ступеней.
При использовании как регулируемых, так и нерегулируемых КРМ уменьшение суточных потерь электрической энергии в сети при передаче электрической энергии не должно превышать дополнительных потерь электрической энергии, возникающих в самой УКРМ. По данным [5], потери электроэнергии в УКРМ напряжением 6-10 кВ составляют от 5 до 10 Вт на 1 кВ-Ар мощности УКРМ и зависят от качества изготовления конденсаторов.
Рис. 1. Результаты статистической обработки tgф, требующие периодического отключения КРМ в течение суток
Рис. 2. Результаты статистической обработки tgф, требующие регулирования мощности КРМ в течение суток Графики суточного включения конденсаторных установок
Номер рисунка До компенсации Установленная мощность УКРМ Qку, кВАр После компенсации График работы ДДW, кВт* ч Д^ку, кВт* ч ДД^Эфф кВт*ч Потери электроэнергии в месяц, тыс. руб.
tgфmax, о.е tgфmin, о.е
tgфmax, о.е tgфmin, о.е ночь день
1 0,5446 0,3083 450 0, 33 0,14 450 - -32,88 +48,0 +15,12 +19, 541
450 150 - -24,66 +16,0 - 8,66 -11, 192
450 300 - -27,94 +39, 4 +11,5 +14,862
450 225 - -29,7 +27,7 -2,0 -5,877
2 0,6695 0,3685 450 0,32 0,09 450 150 -28,65 +48 +20,34 +26,287
450 225 75 -22,94 +14,0 - 8,94 - 11, 554
450 225 -24,28 +39,4 +15,12 +19,541
450 225 150 -17,14 +22,7 +5,56 + 7,150
ДДW- относительное уменьшение потерь активной энергии за сутки в питающих фидерах при установке компенсирующего устройства, рассчитанное по математическому ожиданию; знак «-» соответствует снижению потерь;
ДИ^у - относительное увеличение потерь активной энергии в компенсирующем устройстве, рассчитанное по математическому ожиданию; знак «+» соответствует увеличению потерь;
ДД Жэфф - разница между увеличением потерь в компенсирующем устройстве и уменьшением потерь в питающем фидере.
Жирным шрифтом выделен «оптимальный» в смысле потерь вариант разбивки ступеней регулирования
В таблице приведены варианты выбора ступеней регулирования мощности УКРМ для двух фидеров 6 кВ, вероятность почасовых значений tgф в которых соответствует рис. 1 и 2 соответственно.
Рассмотрение результатов обработки массивов переменных позволяет сделать следующие выводы.
1. Реактивная мощность в течение суток остается практически постоянной. Ее потреб-
ление связано с наличием большого количества несимметрированных по фазам однофазных бытовых нагрузок, которые в свою очередь имеют активно-индуктивный характер.
2. Активная мощность в суточном режиме сильно зависит от часа суток наблюдения. В ночные часы потребление активной мощности минимально, в дневные - максимально. Разница на одной и той же точке учета в сутки может достигать кратности в 1,8 - 2 раза.
3. На основании приказа Министерства промышленности и энергетики № 49 требуется соответствие именно коэффициента реактивной мощности нормируемым значениям в любые часы суток.
4. В соответствии с п. 5.6.14. ПУЭ для достижения наиболее экономичного режима работы электрических сетей с переменным графиком реактивной нагрузки следует применять автоматическое регулирование мощности конденсаторной установки путем включения и
Особенности схемы рассматриваемой электрической принципиальной установки следующие.
Имеется возможность визуального наблюдения за положением отключающих контакторов, а также регистрацией параметров ККУ одновременно на шинах ТП и на конденсаторной батарее до и после момента включения.
Управление элементами коммутации ти-ристорного преобразователя производится высоковольтным цифровым контроллером итальянской фирмы <^оуаШ» в функции интегрирования минутных значений tgф в пределах установленного диапазона значений.
отключения ее в целом или отдельных ее частей. Для повышения надежности конденсаторных батарей в проектируемых КРМ использованы тиристорные регуляторы напряжения. На рис. 3 представлена схема электрическая принципиальная установки КРМ, реализованная в ходе апробации пилотного проекта совместно с индустриальным партнером ВГТУ - ООО «Матик-электро» (г. Химки Московской области).
Имеются следующие виды защит персонала: токовая отсечка при коротком замыкании, защита минимального напряжения, защита при несимметрии питающего напряжения, а также защитные блокировки на несанкционированное включение (отключение) установки.
Установка имеет приоритеты включения ступеней блоков. В зависимости от времени суток и заданного в уставках контроллера значения tgф количество ступеней установки может изменяться.
Для оценки технического уровня предлагаемого устройства, его соответствия нуждам потребителей (эксплуатационный уровень) и для определения показателя конкурентоспо-
Рис. 3. Схема электрическая принципиальная установки КРМ для пилотного проекта
собности выполнено сравнение с другими изделиями того же эксплуатационного назначения, функционирующими на рынке. Одновременное улучшение всех перечисленных показателей определяет инновационность разработки.
В нашем случае привлекательность проекта для будущего инвестора определяют следующие показатели: экономическая эффективность проекта -722, 5 тыс. руб. в год при сроке окупаемости дополнительных капитальных вложений около 2,5 млн. руб. на одну установку мощностью не более 450 кВАр в течение не более 2,5 лет.
УКРМ установленной мощностью 450 кВ-Ар внедрена на РП-44 (ул. Кирова, 10) в г. Воронеже в ноябре 2015 г. К январю 2017 г. установка полностью окупила затраты на ее создание.
Выводы
Проблема компенсации реактивной мощности в сетях 6 (10) кВ является актуальной для электросетевого хозяйства любого мегаполиса по следующим причинам:
1) в электрических сетях 6(10) кВ несоответствие величины tgф нормативным требованиям - есть следствие несимметрии нагрузки в потребительских сетях 0,4 кВ;
2) с ростом энерговооруженности бытовых абонентов, большинство из которых присоединено к сетям МУП «Воронежская горэ-лектросеть», проблема увеличения tgф в энергосистеме в целом и электрических сетях 6(10) кВ будет усугубляться;
3) причины такого явления - появление большого количества регулируемых нагрузок,
в том числе с использованием электронных регуляторов мощности на базе транзисторных или тиристорных преобразователей с резко выраженным скачкообразным изменением мощности потребления в момент коммутации;
4) применение регулируемых конденсаторных батарей является преобладающим, но не единственным техническим решением, позволяющим избежать дальнейшего роста реактивных нагрузок в обозримом будущем.
Накопленный опыт позволяет участникам проекта выполнить аналогичную или более сложную разработку для любого электросетевого хозяйства страны или области.
Литература
1. Федеральный закон Российской Федерации от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».
2. "An international survey on failures of large power transformers in service" Final Report of Working Group 05 of Study Committee 12 (Transformers).
3."Transformer Failures", Section 7, EEA/EA Technology Travel Award 2000, Ragu Balanathan, Summary Report.
4. "Condition monitoring of high voltage electrical equipment (with an emphasis on transformers)", Ron Park, Park Consultants Ltd. Paper presented at 3rd AVO New Zealand/LORD Consulting International Technical Conference Methven NZ, October 15-17, 2002.
5. "Analysis of Transformer Failures", by William H. Bartley (The Hartford Steam Boiler Inspection and Insurance Company). Paper given to International Association of Engineering Insurers 36th Annual conference - Stockholm, 2003.
6. Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям. Утверждено приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. № 326.
Поступила 25.09.2018; принята к публикации 30.11.2018 Информация об авторах
Крысанов Валерий Николаевич - канд. техн. наук, доцент кафедры электропривода, автоматики и управления в технических системах, Воронежский государственный технический университет (394026, Россия, г. Воронеж, Московский проспект, 14), e-mail: sovteh2000@mail.ru, тел. 8920-228-56-06, ORCID: https://orcid.org/0000-0003-1111-8402 Ситников Николай Васильевич - канд. техн. наук, доцент кафедры электромеханических систем и электроснабжения, Воронежский государственный технический университет (394026, Россия, г. Воронеж, Московский проспект, 14), e-mail: nvs17939@mail.ru, тел. 8919-247-97-08
Королев Николай Иванович - канд. техн. наук, доцент кафедры электромеханических систем и электроснабжения, Воронежский государственный технический университет (394026, Россия, г. Воронеж, Московский проспект, 14), e-mail: nikolaj-korolev-38@mail.ru, тел. 8960-113-74-28
Мамонтов Дмитрий Александрович - ассистент кафедры электромеханических систем и электроснабжения, Воронежский государственный технический университет (394026, Россия, г. Воронеж, Московский проспект, 14), e-mail: amidm@yandex.ru, тел. 8962-327-04-48
Горемыкин Сергей Александрович - канд. техн. наук, доцент кафедры электромеханических систем и электроснабжения, Воронежский государственный технический университет (394026, Россия, г. Воронеж, Московский проспект, 14), e-mail: goremykinsa@yandex.ru, тел. 8908-130-82-45
REACTIVE POWER COMPENSATION IN ELECTRIC DISTRIBUTION NETWORKS OF ALTERNATE CURRENT ON THE BASIS OF STATIC CAPACITORS BATTERIES
V.N. Krysanov, N.V. Sitnikov, N.I. Korolev, D.A. Mamontov, S.A. Goremykin
Voronezh State Technical University, Voronezh, Russia
Abstract: the necessity of developing a technical complex for compensation of reactive power in three-phase electric networks with voltage of 6 (10) kV in relation to urban conditions is substantiated. The reactive power factor tg^ in urban distribution networks is determined by a significant number of single-phase consumers, whose daily schedules, due to their obvious specifics, cannot be strictly predicted. In this regard, when finding solutions to the problem, statistical processing of daily load schedules of a significant number of metropolitan substations was used. Physically, the inevitability of transmitting reactive power over electric grids is justified by the need to create magnetic fields in asynchronous electric drives (60-65% of the total consumption of electrical power); transformers (20-25%) and the existence of magnetic fields in aerial electrical networks, reactors, converters, and a number of other electrical installations (about 15%). Reactive power, which is the exchange between the generator and the load and traditionally concomitant transfer of the active component of power, is not payable. At the same time, this power in the process of transportation over electric networks has the same effect on the loss of active power as the transport of an equal amount of active power. The article presents the motivation for the preparation of options for the implementation of automated complexes of compensating devices according to the number of stages and switching schedules, depending on the daily half-hour power schedules, in which excess reactive power was observed in excess of the established norms. The developed complex of software and hardware contains a method for statistical analysis of half-hour data on the consumption of active and reactive power at the main feeder feeders of the main substations of the Voronezh city electric grid. The results of the implementation of the pilot project of reactive power compensation at one distribution point in the city of Voronezh are presented
Key words: reactive power factor, thyristor voltage regulators, regulation of reactive power flows in a system
References
1. Federal law of the Russian Federation of November 23, 2009, no. 261-FZ "On energy saving and energy efficiency and on amendments to certain legislative acts of the Russian Federation".
2. "An international survey on failures of large power transformers in service", Final Report of Working Group 05 of Study Committee 12 (Transformers).
3. Ragu Balanathan "Transformer Failures", Section 7, EEA/EA Technology Travel Award 2000, Summary Report.
4. Ron Park "Condition monitoring of high voltage electrical equipment (with an emphasis on transformers)", Park Consultants Ltd. Paper presented at 3rd AVO New Zealand/LORD Consulting International Technical Conference Methven NZ, October 15-17, 2002.
5. William H. Bartley "Analysis of Transformer Failures", Paper given to International Association of Engineering Insurers 36th Annual conference, Stockholm, 2003.
6. "The order of calculation and justification of standards of technological losses of electric energy at its transfer on electric networks", approved by the order of the Ministry of energy of the Russian Federation of December 30, 2008, no. 326.
Submitted 25.09.2018; revised 30.11.2018
Information about the authors
Valeriy N. Krysanov, Cand. Sc. (Technical), Associate Professor, Voronezh State Technical University (14 Moskovskiy prospekt, Voronezh 394026, Russia), e-mail:sovteh2000@mail.ru, tel. 8920-228-56-06, ORCID: https://orcid.org/0000-0003-1111-8402 Nikolay V. Sitnikov, Cand. Sc. (Technical), Associate Professor, Voronezh State Technical University (14 Moskovskiy prospekt, Voronezh 394026, Russia), e-mail: nvs17939@mail.ru, tel. 8919-247-97-08
Nikolay I. Korolev, Cand. Sc. (Technical), Associate Professor, Voronezh State Technical University (14 Moskovskiy prospekt, Voronezh 394026, Russia), e-mail: nikolaj-korolev-38@mail.ru, tel. 8960-113-74-28
Dmitry A. Mamontov, assistant, Voronezh State Technical University (14 Moskovskiy prospekt, Voronezh 394026, Russia), e-mail: amidm@yandex.ru, тел. 8962-327-04-48
Sergey A. Goremykin, Cand. Sc. (Technical), Associate Professor, Voronezh State Technical University (14 Moskovskiy prospekt, Voronezh 394026, Russia), e-mail: goremykinsa@yandex.ru, tel. 8908-130-82-45
