5. Реактивная мощность в сетях промышленных предприятий и ее компенсация

Одним из основных вопросов, решаемых как на стадии проектиро­вания, так и на стадии эксплуатации систем промышленного электро­снабжения, является вопрос о компенсации реактивной мощности (РМ), вклю­чающий выбор целесообразных источников, расчет и регулирование их мощности, их размещение в системе электроснабжения.

Количественные и качественные изменения, происходящие в промыш­ленном электроснабжении за последние годы, придают этому вопросу особую значимость. В настоящее время прирост потребления реактивной мощности существенно превосходит прирост потребления активной мощ­ности. При этом передача реактивной мощности на значительные рас­стояния от мест генерации до мест потребления существенно ухудшает технико-экономические показатели систем электроснабжения.

Понятие реактивной мощности.

Реактивная мощность – величина, характеризующая нагрузки, создаваемые в электротехнических устройствах колебаниями энергии электромагнитного поля. Для синусоидального тока она равна произведению действующих значений тока I и напряжения U на синус угла сдвига фаз между ними:

Q = UIsinφ.

Единица измерения – В∙Ар.

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 только на создание переменных электромагнитных полей в электродвигателях, трансформаторах, аппаратах, линиях и т. д.

Для реактивной мощности приняты такие понятия, как генерация, потребление, передача, потери, баланс. Считается, что если ток отстает по фазе от напряжения (индуктивный характер нагрузки), то реактивная мощ­ность потребляется и имеет положительный знак, а если ток опережает напряжение (емкостный характер нагрузки), то реактивная мощность ге­нерируется и имеет отрицательное значение.

Основными потребителями реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели (60–65 % общего потреб­ления), трансформаторы (20–25 %), вентильные преобразователи, реакторы, воздушные электрические сети и прочие приемники (10 %).

Трансформаторы потребляют реактивную мощность в двух видах:

– намагничивающая мощность, необходимая для поддержания магнитного поля в магнитопроводе (достигает 2–3 % от номинальной мощности для распределительных трансформаторов и 1–2 % для мощных трансформаторов). Ее определяют с помощью тока холостого хода (выражаемого в процентах от номинального тока);

– мощность, связанная с потоками рассеяния трансформаторов (составляет до 4 % от мощности трансформаторов распределительной сети и 7–13 % у трансформаторов передающих сетей).

В среднем трансформаторы потребляют общую реактивную мощность, равную приблизительно половине активной мощности (средний tgφ ≈ 0,5; cosφ ≈ 0,9).

Другие потребители потребляют большее или меньшее количество реактивной мощности в зависимости от их конструкции (tgφ = 0,5–1,0).

Передача реактивной мощности загружает электрические сети и установленное в ней оборудование, уменьшая их пропускную способность. Если сеть загружается на 25 % больше из-за передачи реактивной мощности, то потери в ней становятся на 56 % больше по сравнению с режимом передачи только активной энергии. Поэтому передача соответствующей реактивной мощности обходится довольно дорого.

Реактивная мощность генерируется синхронными генераторами электростанций, синхронными компенса­торами, синхронными двигателями (регулирование током возбуждения), батареями конденсаторов и линиями электропередачи. Реактивная мощность, вырабатываемая емкостью сетей, имеет следующий порядок величин:

– воздушная линия 20 кВ генерирует 1 кВ∙Ар на 1 км трехфазной линии;

–подземный кабель 20 кВ – 20 кВ∙Ар/км;

– воздушная линия 220 кВ – 150 кВ∙Ар/км;

– подземный кабель 220 кВ – 3 МВ∙Ар/км.

Коэффициент мощности и коэффициент реактивной мощности. Векторное представление величин, характеризующих состояние сети, приводит к представлению реактивной мощности Q вектором, перпендикулярным вектору активной мощности Р (рис. 5.2 ). Их векторная сумма дает полную мощность S.

Рис. 5.1. Треугольник мощностей

Согласно рис. 5.1 следует S² = Р² + Q²; tgφ = Q/P; cosφ = P/S.

До недавнего времени основным нормативным показателем, характе­ризующим реактивную мощность, был коэффициент мощности cosφ. На вводах, питающих промышленное предприятие, средневзвешенное значение этого коэффициента должно было находиться в пределах 0,92–0,95. Однако выбор соотношения P/S в качестве нормативного не дает четкого представления о динамике изменения реального значения реактивной мощности. Например, при изменении коэффициента мощности от 0,95 до 0,94 реактивная мощность изменяется на 10 %, а при изменении этого же коэффициента от 0,99 до 0,98 приращение реактивной мощности составляет уже 42 %.

При расчетах удобнее оперировать соотношением k_рм = tgφ = Q/P, которое называют коэффициентом реактивной мощности.

Введение новых директивных документов по компен­сации реактивной мощности было направлено на повышение эффективности работы всей системы электроснабжения от генераторов энергосистемы до приемников электроэнергии. Непоказательное значение средневзвешен­ного коэффициента мощности было заменено значением реактивной мощ­ности, которое может быть передано по сетям энергосистемы про­мышленному предприятию. Мощность, местоположение и режим работы компенсирующих устройств должны обосновываться технико-экономиче­скими расчетами, например, по критерию минимума приведенных затрат на произ­водство и распределение электроэнергии.

С введением коэффициента реактивной мощности стало возможным представлять потери активной мощности через активную или реактивную мощности: ∆Р = (P²/U²)R(l + tg²φ); ∆Р = (Q²/U²)R(l + 1/tg²φ).

Угол между векторами мощностей Р и S соответствует углу φ между векторами активной составляющей тока I_а и полного тока I, который, в свою очередь, представляет собой векторную сумму активного тока I_а, находящегося в фазе с напряжением, и реактивного тока I_р, находящегося под углом 90° к нему. Это расположение токов является расчетным приемом, связанным с разложением на активную и реактивную мощности, которое можно считать естественным.

Большинство потребителей нуждаются в реактивной мощности, поскольку они функционируют благодаря изменению магнитного поля. Для наиболее употребительных двигателей в нормальном режиме работы можно привести следующие примерные значения tgφ:

Электродвигатели	tgφ	cosφ
Универсальный (обобщенный) двигатель	1,00–0,75	0,70–0,80
Однофазный асинхронный двигатель	1,30–0,90	0,61–0,74
Трехфазный асинхронный двигатель	1,00–0,50	0,70–0,89
Коллекторный двигатель	1,30–1,00	0,61–0,70

В момент пуска двигателей требуется значительное количество реактивной мощности, при этом tgφ = 4–5 (cosφ = 0,2–0,24).

Синхронные машины обладают способностью потреблять или выдавать реактивную мощность в зависимости от степени возбуждения.

В синхронных генераторах и двигателях размеры цепей возбуждения ограничивают возможность поставки реактивной мощности до максимальных значений tgφ = 0,75 (cosφ = 0,8) или до tgφ = 0,5 (cosφ = 0,9) (табл. 5.1).

Синхронные двигатели, выпускаемые отечественной промышленностью, рассчитаны на опережающий коэффициент мощности (cosφ = 0,9) и при номинальной активной нагрузке P_ном и напряжении U_ном могут вырабатывать номинальную реактивную мощность Q_ном ≈ 0,5P_ном.

При недогрузке СД по активной мощности β = P/P_ном < 1 возможна перегрузка по реактивной мощности α = Q/Q_ном > 1.

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.

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

∆Р_ном = Q²_номR /U²_ном кВт,

где Q_ном – номинальная реактивная мощность СД, кВ∙Ар; R – сопротивление одной фазы обмотки СД в нагретом состоянии, Ом; U_ном – номинальное напряжение сети, кВ.

Таблица 5.1

Зависимости коэффициента перегрузки по реактивной мощности

синхронных двигателей

Серия, номинальное напряжение, частота вращения двигателя	Относительное напряжение на зажимах двигателя U/Uном	Коэффициент перегрузки по реактивной мощности α при коэффициенте загрузки β
		0,90	0,80	0,70
СДН, 6 и 10 кВ (для всех частот вращения) СДН, 6 кВ: 600–1000 об/мин 370–500 об/мин 187–300 об/мин 100–167 об/мин СДН, 10 кВ: 1000 об/мин 250–750 об/мин СТД, 6 и 10 кВ, 3000 об/мин СД и СДЗ, 380 В (для всех частот вращения)	0,95 1,00 1,05 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 0,95 1,00 1,05 1,10 0,95 1,00 1,05 1,10	1,31 1,21 1,06 0,89 0,88 0,86 0,81 0,90 0,86 1,30 1,32 1,12 0,90 1,16 1,15 1,10 0,90	1,39 1,27 1,12 0,94 0,92 0,88 0,85 0,98 0,90 1,42 1,34 1,23 1,08 1,26 1,24 1,18 1,06	1,45 1,33 1,17 0,96 0,94 0,90 0,87 1,00 0,92 1,52 1,43 1,31 1,16 1,36 1,32 1,25 1,15

В системах электроснабжения промышленных предприятий КБ компенсируют реактивную мощность базисной (основной) части графиков нагрузок, а СД снижают пики нагрузок графика.

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 кВ∙Ар. Они имеют ограниченное применение в сетях промышленных предприятий, их используют для улучшения показателей качества напряжения у мощных ЭП с резкопеременной ударной нагрузкой (дуговые печи, прокатные станы и т. п.).

Статические тиристорные компенсирующие устройства. 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. 5.3. В ней в качестве регулируемой индуктивности используются индуктивности LR и нерегулируемые ёмкости С1–С3.

Рис. 5.3. Быстродействующие источники реактивной мощности

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.

За счет дополнительных потерь мощности в сети, вызванных потреблением реактивной мощности, увеличивается общее потребление электроэнергии. Поэтому снижение перетоков реактивной мощности является одной из основных задач эксплуатации электрических сетей.

Наглядное представление о сущности компенсации реактивной мощности даёт рис. 5.4. На рис. 5.4, изображена схема электрической цепи (рис. 5.4,а). Пусть до компенсации потребитель имел активную мощность Р, соответственно ток (отрезок ОВ на рис. 5.4,б), и реактивную мощность от индуктивной нагрузки с соответствующим током(отрезок ВА). Полной мощностисоответствует вектор(отрезок ОА). Коэффициент мощности до компенсации cosφ₁.

Рис. 5.4. Векторная диаграмма компенсации реактивной мощности

После компенсации (рис. 5.4,в), т. е. после подключения параллельно нагрузке КУ (конденсатора) с мощностью (ток), суммарная реактивная мощность потребителя будет уже(ток) и соответственно снизится угол сдвига фаз с φ₁ до φ₂ и повысится коэффициент мощности с cosφ₁ до cosφ₂. 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 Р.

Пути снижения потребления реактивной мощности:

– естественная компенсация без применения специальных компенсирующих устройств (КУ);

– искусственная компенсация, чаще называемая 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 вывод в ремонт мощных ЭП в часы максимума 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 синхронных двигателей (СД) вместо асинхронных (АД), когда это допустимо по условиям технологического процесса;

– ограничение продолжительности режима холостого хода (ХХ) двигателя и сварочных трансформаторов, сокращение длительности и рассредоточение во время пуска крупных ЭП;

– понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой загрузкой;

– применение наиболее целесообразной силовой схемы и системы управления вентильного преобразователя.

– 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.

Искусственная компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств необходима для снижения потерь электрической энергии в сети. И, в-третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.

Во всех случаях при применении компенсирующих устройств необходимо учитывать ограничения по следующим техническим и режимным требованиям:

– обеспечение резерва реактивной мощности в энергосистеме;

– обеспечению баланса реактивной мощности в узлах нагрузки;

– отклонениям напряжения в узлах электрической сети;

– обеспечению пропускной способности элементов электрической сети.

С влиянием реактивной мощности, передаваемой по элементам сети, на напряжение и потери тесно связано понятие баланса реактивной мощности. Под балансом реактивной мощности понимают равенство генерируемой и потребляемой мощностей при допустимых отклонениях напряжения у прием­ников электроэнергии.

Генерация реактивной мощности. Для обеспечения баланса реактивной мощности необходима ее генерация. В основном реактивная мощность генерируется синхронными генераторами электрических станций и высоковольтными линиями электропередачи. Однако, в отличие от активной мощности, возможна и локальная генерация реактивной мощности (синхронными компенсаторами и электродвигателями, батареями конденсаторов).

Чрезмерная концентрация производства реактивной мощности во многих случаях экономически нецелесообразна по следующим причинам:

1. При передаче значительной реактивной мощности существенно возрастают до­полнительные потери активной мощности и электроэнергии во всех эле­ментах электрической сети от места генерации до потребителей, обусловленные загрузкой элементов ЭС реактив­ной мощностью.

2. Возрастают дополнительные потери напряжения , которые особенно существенны в сетях районного значения.

Напряжение на шинах потребителя тем ниже, чем больше потери напряжения, а, следовательно, и потребление реактивной мощности. Для иллюстрации на рис. 5.5 приведена осциллограмма изменения напряжения U_ш на шинах 10 кВ и реактивной мощности Q при работе мощного вентильного преобразователя.

Рис. 5.5. Осциллограмма напряжения и реактивной мощности

3. Загрузка реактивной мощностью систем промышленного электроснаб­жения и трансформаторов уменьшает их пропускную способность и тре­бует увеличения сечений проводов воздушных и кабельных линий, увеличения номинальной мощности или числа трансформа­торов подстанций и т. п.

Компенсация реактивной мощности. Как было отмечено ранее, реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами – конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60 % требуемой реактивной мощности, 20 % генерируется в ЛЭП с напряжением выше 110 кВ, 20 % вырабатывают компенсирующие устройства, расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителя.

Решение проблемы снижения потерь мощности и напряжения – в компенсации реактивной мощности. Компенсация реактивной мощности (КРМ) – одно из наиболее эффективных средств рационального использования электроэнергии.

Таким образом, РМ потребляется любым элементом электрической сети, в которой ток отстает от приложенного напряжения. Коэффициент мощности нагрузки обычно 0,7–0,8, при этом ЭП напряжением 380–660 В удалены от источников питания. Поэтому передача РМ в сеть напряжением до 1 кВ приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводов и кабелей, на повышение мощности трансформаторов, на потери мощности. Эти затраты можно уменьшить, если обеспечить компенсацию РМ непосредственно в сети напряжением до 1 кВ.

Источниками РМ могут быть синхронные двигатели и низковольтные конденсаторные батареи (НБК). Не скомпенсированная реактивная нагрузка покрывается из сети напряжением выше 1 кВ предприятия. Источники РМ на напряжение 6–10 кВ экономичнее источников до 1 кВ, но передача их РМ в сеть до 1 кВ может привести к увеличению числа трансформаторов и увеличению потерь электроэнергии в сети и трансформаторах. Поэтому оптимальный вариант выбора средств компенсации РМ для сетей промышленных предприятий можно определить только на основании технико-экономических расчетов [7, 12].

Если в цехе установлены синхронные двигатели, то рассматриваются их компенсирующие возможности. При работе СД с опережающим коэффициентом мощности его полная мощность, определяющая его стоимость, растет в гораздо меньшей степени, чем его компенсирующая способность.

Максимальная величина РМ, которую может генерировать СД

, (5.6)

где Р_н, tg_н, _н – номинальные данные СД;

_м – коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности (см. табл. 5.2).

Таблица 5.2

Значение коэффициента наибольшей допустимой перегрузки СД

Тип двигателя и номинальное напряжение	Значение коэффициента при
	 = 0,90	 = 0,80	 = 0,70
СДИ, 6–10 кВ	1,21	1,27	1,33
СД, СДЗ, 380 В	1,15	1,24	1,32

В табл. 5.2  – коэффициент загрузки СД по активной мощности ( = Р_сд/Р_н).

РМ, генерированная СД, учитывается при определении расчетной нагрузки цеха Q_р.ц. и S_р.ц. в зависимости от уровня напряжения СД. Если СД установлены на стороне НН, то при определении Q_р.ц. РМ всех синхронных двигателей Q_сд берется со знаком «минус».

Экономически оправданная величина РМ, которую целесообразно передать со стороны 6–10 кВ ТП в сеть напряжением до 1 кВ без увеличения N_т.э. и мощности S_т трансформаторов, определяется исходя из пропускной возможности ТП:

, (5.7)

где – полная мощность, которую может обеспечить ТП;

–активная мощность нагрузки цеха.

Если при этом оказывается, что , то на ТП компенсацию реактивной мощности выполнять не имеет смысла и, следовательно, реактивная нагрузка ТП равна– расчетной реактивной нагрузке потребителей со стороны низкого напряжения.

Если , требуется установка на стороне низкого напряжения ТП дополнительных источников реактивной мощности. Чаще всего для этих целей применяются батареи статических конденсаторов (НБК).

Мощность устанавливаемых НБК

. (5.8)

Если в цехе устанавливаются несколько трансформаторов, то единичные мощности БК допускается определять по условиям равномерности распределения нагрузки между ними.

Величина стандартной мощности, тип и другие технические данные НБК, а также стандартная мощности комплектной конденсаторной установки (ККУ) находится по [6, 12].

В случае если установка БК на стороне НН ТП оказалась целесообразной, необходимо скорректировать величину его реактивной нагрузки:

, (5.9)

где – реактивная мощность БК выбранной стандартной ККУ.

Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах трансформаторов находится

, (5.10)

а для двухтрансформаторных ТП. Для однотрансформаторных ТП коэффициент загрузки в аварийном режиме не определяется.

При определении нагрузки линий электропередач, питающих ТП, необходимо учитывать потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах. Нагрузка на стороне высокого напряжения ТП:

кВт; (5.11)

кВ∙Ар; (5.12)

. (5.13)

Конденсаторные установки любой мощности рекомендуется присоединять непосредственно к шинам цеховой подстанции, если распределительная сеть выполнена только кабельными линиями. При питании от одного трансформатора двух и более магистральных шинопроводов к каждому из них присоединяется только по одной НБК.

Для схем с магистральными шинопроводами ККУ единичной мощностью до 400 кВ∙Ар подключаются к сети без дополнительной установки отключающего аппарата, ввиду установки последнего в комплекте ККУ. При мощности ККУ более 400 кВ∙Ар рекомендуется их подключать к шинам цеховой подстанции с использованием автоматического выключателя.