Климова - Энергосбережение.2014 (2)

требителей ЭЭ, присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых более 150 кВт (за исключением граждан-потребителей, использующих электрическую энергию для бытового потребления, и приравненных к ним в соответствии с нормативными правовыми актами в области государственного регулирования тарифов групп (категорий) потребителей (покупателей), в том числе многоквартирных домов, садоводческих, огороднических, дачных и прочих некоммерческих объединений граждан).

Значения соотношения потребления активной и реактивной мощностей ( tg ) определяются в виде предельных значений коэффициента

реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, соблюдение которых обеспечивается покупате-

лями ЭЭ (мощности) потребителями услуг по передаче ЭЭ посредством соблюдения режимов потребления электрической энергии (мощности) либо использования устройств компенсации реактивной мощности. При этом значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, устанавливается равным нулю.

В случае участия потребителя по соглашению с сетевой организацией в регулировании реактивной мощности в часы больших и/или малых нагрузок электрической сети в договоре энергоснабжения определяются также диапазоны значений коэффициентов реактивной мощности, устанавливаемые отдельно для часов больших и малых нагрузок электрической сети и применяемые в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности.

6.5.1. Общие требования к расчету коэффициента реактивной мощности

Сумма часов, составляющих определяемые соответствующими договорами периоды больших и малых нагрузок, должна быть равна 24 часам. Если иное не определено договором, часами больших нагрузок считается период с 7ч. 00мин. до 23ч. 00мин., а часами малых нагру-

зок с 23ч. 00мин. до 7ч. 00мин [12].

Значения коэффициентов реактивной мощности определяются отдельно для каждой точки присоединения к электрической сети в отношении всех потребителей, за исключением потребителей, получающих электрическую энергию по нескольким линиям напряжением 6 20кВ от одной подстанции или электростанции, для которых эти значения рассчитываются в виде суммарных величин.

Для потребителей, присоединенных к сетям напряжением 220кВ и

81

выше, а также к сетям 110кВ (154кВ), в случаях, когда они оказывают существенное влияние на электроэнергетические режимы работы энергосистем (энергорайонов, энергоузлов), предельное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, а также диапазоны коэффициента реактивной мощности, применяемые в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, определяют на основе расчетов режимов работы электрической сети в указанные периоды, выполняемых как для нормальной, так и для ремонтной схем сети.

Предельные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, для потребителей, присоединенных к сетям напряжением ниже 220кВ, определяются в соответствии с таблицей 6.1

Таблица 6.3

Предельные значения коэффициента реактивной мощности

Коэффициентом мощности cos называют отношение активной мощности потребителя к полной мощности

cos PS .

Каждый потребитель электрической энергии характеризуется номинальным током и напряжением и номинальной полной мощностью, равными произведению номинального напряжения на номинальный ток. Для трехфазной системы переменного тока

Sн 3 Uн Iн.

Наилучшее использование мощности генератора будет при его работе с номинальными значениями тока и напряжения и при cos 1. В

этом случае активная мощность генератора будет равна его полной мощности

82

При номинальных значениях тока и напряжения и изменяющемся cos мощность генератора будет прямо пропорциональна последнему,

а уменьшение cos приведет к неполному использованию его мощности.

Сдругой стороны, если приемник электрической энергии работает

спостоянной активной мощностью при неизменном напряжении, но при различных cos , то его ток изменяется обратно пропорционально

cos . Таким образом, с уменьшением cos ток приемника и питающей

его сети увеличивается, что приводит к дополнительным потерям электрической энергии в линиях электропередачи

В настоящее время приняты следующие нормативные значения коэффициента мощности:

0,85 – при питании потребителей от генераторов электростанций на генераторном напряжении;

0,93 – при питании потребителей от районных сетей напряжением 110, 220кВ и от сетей 35кВ, питающихся от электростанций через две ступени трансформации;

0,95 – при питании потребителей от сетей напряжением 35кВ, питающихся от районных электросетей через три ступени трансформации.

6.5.2. Причины и последствия низкого коэффициента мощности

Основными потребителями электрической энергии на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели (АД), которые наряду с активной (полезной) потребляют и реактивную мощность, идущую на создание вращающихся магнитных потей.

Режимы работы АД, значения их потребляемых мощностей часто оказывают существенное влияние на общую реактивную мощность предприятия и энергосистемы.

Значения cos и характеризуют технический уровень АД. на-

грузочные характеристики и режимы работы приводных АД ряда отраслей отечественной промышленности такие, что доля потребляемой ими реактивной мощности часто превышает долю активной мощности на их валу.

Причины повышенного потребления реактивной мощности асинхронными двигателями, приводящие к снижению их cos , приведены

на рис. 6.6. Одни причины являются объективными факторами, зависящими от конструктивных особенностей АД. Другие полностью зависят

83

от эксплуатационного и ремонтного персонала предприятий, и их устранение обусловлено соблюдением действующих требований Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей.

Рис. 6.6_Причины повышенного потребления реактивной мощности асинхронными двигателями

Потребляемая асинхронными двигателями реактивная мощность может быть разделена на намагничивающую, не зависящую от нагрузки и идущую на создание основного магнитного потока, и реактивную мощность, пропорциональную квадрату нагрузки и обусловленную магнитными полями рассеивания в двигателе. Полная реактивная мощность, потребляемая асинхронным двигателем, может быть определена по формуле

Qд Qхх kз2 Qн, кВАр,

Qхх 3 Iхх Uн 10 3, кВАр,

где Qхх намагничивающая мощность холостого хода двигателя; Iхх

ток холостого хода, А; Uн номинальное напряжение, В; kз коэффициент загрузки; Qн Qн Qхх приращение реактивной мощности при номинальной нагрузке, кВАр; Qн Pн tg / реактивная мощ-

ность двигателя при номинальной нагрузке, кВАр.

Полную реактивную мощность, потребляемую трансформатором, определяют по формуле

Qт Qхх kз2 Qн,

где Qхх намагничивающая мощность трансформатора,

Qхх 3 Uн Iн(Ixx , %) 10 5 , кВАр;

84

где Ixx , % ток холостого хода трансформатора в процентах от номинального; Qн приращение реактивной мощности трансформато-

ра,

Qн Uн(Uкз, %) 10 2.

В АД и трансформаторах основная доля реактивной мощности приходится на мощность Qхх , идущую на создание основного магнит-

ного потока, равную мощности холостого хода. Основными причинами сравнительно большого потребления реактивной мощности, а значит снижения величины коэффициента мощности являются:

1.Работа АД и трансформаторов при неполной загрузке. При этом уменьшается активная мощность электрической машины, тогда как реактивная остается почти без изменений, что ведет к снижению cos .

2.Несовершенство конструкции АД и его некачественный ремонт (наличие большого воздушного зазора между статором и ротором). Магнитное сопротивление воздушного зазора составляет примерно 80% от общего сопротивления.

3.Повышение напряжения сети. С повышением напряжения у АД и трансформаторов возрастает магнитный поток, а следовательно, и потребляемая реактивная мощность, при этом коэффициент мощности снижается.

4.Снижение скорости электрических машин. Тихоходные асинхронные двигатели имеют более сложную магнитную цепь и потребляют большую реактивную мощность, а следовательно имеют более низкий cos чем быстроходные. Низкий cos промышленного

предприятия приводит к увеличению мощности и размеров генераторов и трансформаторов.

Пример 6.6. На промышленном предприятии установлены асинхронные двигатели суммарной мощностью 12000кВт. Определить необходимую мощность трансформаторов для случаев работы двигателей с cos 1 0,9 и с cos 2 0,75 .

Решение

Определяем полную мощность трансформаторов для обоих случаев

85

Разница в 2667кВА должна быть покрыта за счет установки более мощных трансформаторов, в то время, как полезная мощность остается постоянной (12000кВт).

Потери мощности на нагрев проводов пропорциональны квадрату тока, протекающего по линии

P 3 I 2 R,

где I – полный ток, протекающий по проводу, А; R – сопротивление линии, Ом.

Величина тока I обратно пропорциональна cos .

Пример 6.7. Определить потери электрической энергии в линии сопротивлением R = 4Ом по данным примера 6.6 при напряжении 35кВ и убытки при работе с заниженным cos .

Определяем потери мощности для первого и второго случаев:

где Т – число часов работы линии в году, ч.

Убытки при работе с заниженным cos за один год составят (при

стоимости электрической энергии Т=3 руб./кВт·ч согласно тарифному

меню на 2013г.)

У W Т 1331520 3 4 млн. руб.

Пример 6.8. Определить активную мощность трансформатора мощность S=360 кВ·А при cos 1 0,8 и cos 2 0,6.

Решение

Определяем активную мощность для каждого случая:

P1 S cos 1 360 0,8 288 кВт; P2 S cos 2 360 0,6 216 кВт.

86

Следовательно, чем ниже cos , тем хуже используется установ-

ленная мощность оборудования. Таким образом, каждое предприятие должно быть заинтересовано в повышении коэффициента мощности как отдельных потребителей, так и всего промышленного объекта.

6.5.3. Способы повышения коэффициента мощности

Условно мероприятия по повышению коэффициента реактивной мощности можно разделить на естественные и искусственные.

6.5.3.1. Естественные возможности повышения коэффициента мощности

Повышение коэффициента мощности естественным путем предусматривает качественную эксплуатацию электротехнического оборудования, которая может быть достигнуто проведением следующих мероприятий:

1. Повышением загрузки электродвигателей за счет рационального изменения технологического процесса. Двигатели, работающие с постоянной недогрузкой, следует заменять менее мощными (если загрузка двигателей составляет менее 40%, то их замена обоснованна, если нагрузка колеблется в пределах 40 – 70%, необходимость их замены должна быть обоснованна технико-экономически).

Если рост потерь активной мощности в АД будет превышать их снижение в электросети, то такая замена недогруженных АД нецелесообразна, и наоборот.

Для определения целесообразности такой замены можно воспользоваться следующими двумя выражениями [32]:

Pc U ( 1 cos 1 ) 2 U ' sin т (tg 1 tg 2) , %, cos 1 cos 2

Pд ( 1 2) 100 , %,

где Pc – экономия потерь активной мощности в сети при замене действующего АД электродвигателем меньшей мощности; Pд – увеличе-

ние (уменьшение) потерь активной мощности в АД; U и U ' – потери напряжения в цепи АД и в питающей магистрали, %; cos 1, cos 2 ( tg 1

и tg 2 ) – коэффициенты мощности (коэффициенты реактивной мощности) до и после замены АД соответственно; sin т – синус угла пи-

тающего трансформатора.

Для положительного решения замены недогруженного АД необходимо сопоставить друг с другом значения Pc и Pд. Кроме того, с уве-

личением потери напряжения при такой замене возрастает сокращения

87

потерь мощности в сети. Следовательно, в сетях предприятий целесообразно выявлять участки со значительными потерями напряжения, т.е. наиболее протяженные участки, и именно на этих участках осуществлять замену недогруженных АД электродвигателями меньшей мощности.

2.Ограничением времени работы двигателей в режиме холо-

стого хода.

3.Повышением качества ремонта электродвигателей.

4.Улучшением работы трансформаторов, переводя их нагрузки на другие трансформаторы или отключая их во время ее уменьшения. Если трансформатор постоянно работает с недогрузкой и средняя загрузка его составляет менее 30%, его следует заменить на трансформатор меньшей мощности.

5.Заменой асинхронных двигателей с фазным ротором в тех случаях, когда позволяет технологический процесс, асинхронными короткозамкнутыми двигателями, имеющими более высокий cos .

6.Заменой, где это возможно, АД на синхронные, работающие

врежиме перевозбуждения. При работе в режиме перевозбуждения синхронный двигатель (СД) имеет отрицательный сдвиг по фазе (ток опережает напряжение) и становится генератором активной энергии. Замена асинхронных двигателей на синхронные значительно улучшает коэффициент мощности предприятия.

Пример 6.9. Среднесуточный коэффициент мощности предприятия cos 1 0,74 . Суммарная мощность потребителей 4500кВт. Асинхрон-

ный двигатель мощностью 520кВт, cos дв 0,85 заменен синхронным двигателем той же мощности, работающим с опережающим cos c 0,8 .

Определить новый среднесуточный коэффициент мощности предприятия cos 2 .

Решение

Определяем потребляемую реактивную мощность до замены асинхронного двигателя синхронным

Q1 P tg 1 4500 0,9 4050 кВАр.

Определяем реактивную мощность асинхронного двигателя

Qдв Pдв tg дв 520 0,62 323 кВАр.

Определяем реактивную мощность синхронного двигателя

Qс Pдв tg с 520 0,75 390 кВАр,

знак минус указывает, что сдвиг фаз отрицательный.

Определяем реактивную мощность после замены оборудования

Q2 Q1 Qдв Qc 4050 323 390 3337 кВАр,

88

Коэффициент реактивной мощности после замены АД на СД tg 2 QP2 33374500 0,74 cos 2 0,805.

6.5.3.2. Искусственные способы повышения коэффициента мощности

Искусственные способы повышения cos осуществляются путем

установки на предприятиях специального электрооборудования, компенсирующего реактивную мощность.

Регулируемая компенсация реактивной мощности обеспечивается с помощью шунтовых устройств, подключаемых к шинам подстанции или нагрузки параллельно. Эти устройства можно разделить на две принципиально отличные друг от друга группы. К первой группе источников реактивной мощности (ИРМ) относятся вращающиеся синхронные машины: синхронные генераторы электростанций, синхронные компенсаторы, синхронные двигатели. Эти устройства позволяют плавно регулировать реактивную мощность как в режиме генерирования, так и потребления. Ко второй группе относятся статические ИРМ или статические компенсаторы реактивной мощности. К ним относятся конденсаторные батареи, реакторы, но не токоограничивающие, устройства на базе преобразователей (выпрямители, инверторы) с искусственной коммутацией тиристоров или их комбинации.

Конденсаторные батареи

Конденсаторные батареи (КБ) являются простым и надежным статическим устройством. КБ собирают из отдельных конденсаторов, которые выпускаются на различные мощности и номинальные напряжения.

Широкое применение конденсаторов для компенсации реактивной мощности (КРМ) объясняется их значительными преимуществами по сравнению с другими существующими в промышленности способами КРМ, а именно:

более высоким КПД, т.е. малыми удельными потерями активной мощности, не превышающими 0,005 кВт на 1 кВАр мощности компенсирующего устройства. В синхронных компенсаторах это значение достигает 10% номинальной мощности компенсатора, а в синхронных двигателях – 7%.

отсутствием вращающихся частей.

простотой монтажа и эксплуатации;

сравнительно невысокими капиталовложениями;

широкой возможностью подбора любой необходимой мощности конденсаторов;

89

возможностью установки в любой точке электросети;

отсутствием шума во время работы и т.д.

Рациональная КРМ в промышленных электросетях включает в себя обширный комплекс мероприятий: расчет и выбор компенсирующих устройств, оптимальное распределение КУ в сетях предприятий, автоматическое регулирование режимов работы КУ.

Для наиболее эффективного использования компенсирующих устройств в эксплуатации некоторая их часть должна оборудоваться устройствами регулирования генерируемой мощности в соответствии с задачами регулирования напряжения сети и изменениями ее реактивных нагрузок. Суммарная мощность нерегулируемых батарей, как правило, не должна превышать величину наименьшей реактивной нагрузки. Таким образом, общая мощность КУ Qку должна состоять из мощностей

нерегулируемой Qкун и регулируемой Qкур частей. Нерегулируемая

мощность батарей конденсаторов определяется из условия рациональной компенсации РМ в часы минимальных нагрузок в распределительных сетях предприятия и энергосистемы.

Потребителям РМ предприятия необходима мощность из сети

Qс Q Qку Q (Qкур Qкун ) ,

где Qс Q2 P tg 2 – необходимая предприятию РМ, соответствующая скомпенсированному tg 2 , кВАр; Q P tg 1 – реактивная нагрузка электроприемников при существующем tg 1; Qкун Pmin tg 2 – не-

обходимая предприятию РМ в часы минимума нагрузок, соответствующая скомпенсированному значению tg 2 .

Регулируемая мощность КУ будет равна, кВАр:

Qкур P [tg 1 tg 2 (1 )] ,WT [tg 1 tg 2 (1 )],

где – коэффициент, учитывающий значение активной нагрузки предприятия в часы минимальных нагрузок (0 1); W – расход активной электроэнергии за расчетный период Т.

Таким образом, в часы минимальных нагрузок предприятию необходимо иметь постоянно включенное нерегулируемое компенсирующее устройство РМ, мощность которого должна соответствовать заданию энергосистемы, а также выражению:

Qкун TW tg 2 .

90