Управление реактивной мощностью I 0 ОАО «Сетевая компания» Управление реактивной мощностью – эффективное средство повышения надежности и экономичности. - презентация

1 Управление реактивной мощностью I 0 ОАО «Сетевая компания» Управление реактивной мощностью – эффективное средство повышения надежности и экономичности работы энергосистемы и потребителей электрической энергии Республики Татарстан Начальник службы высоковольтных линий и подстанций Губаев Дамир Фатыхович ОАО «Сетевая компания» I 12 марта 2008 г.

2 Управление реактивной мощностью I 1 Московская авария 25 мая 2005 г.

3 Управление реактивной мощностью I 2 Что такое реактивная мощность? Величина, характеризующая нагрузки создаваемые в электротехнических устройствах колебаниями энергии электромагнитного поля в цепи переменного тока

4 Управление реактивной мощностью I 3

5 Управление реактивной мощностью I 4 Отмена «Правил пользование электрической и тепловой энергией». Отмена «Правил пользования электрической и тепловой энергией» привела к: возникновению потоков реактивной мощности в магистральных, радиальных и сетях электроснабжения потребителей; возникновению дефицита реактивной мощности в узлах нагрузки и как следствие снижению напряжения на шинах и снижению запаса статической устойчивости нагрузки по напряжению; увеличению до предельно допустимых значений токов полной загрузки ЛЭП и трансформаторов; увеличению числа случаев отключения потребителей при снижении напряжения во время К.З., что говорит о недостаточной устойчивости нагрузки к внешним возмущениям в связи с отсутствием запаса по напряжению; к преждевременному дефициту активной мощности в ряде узлов из-за существенного роста потерь активной мощности; сдерживанию присоединения новых потребителей к электрическим сетям и т.д.

6 Управление реактивной мощностью I 5 Алгоритм влияния реактивной мощности.

7 Управление реактивной мощностью I 6 Нормативные правовые, организационно-распорядительные, методические и информационные документы по вопросам реактивной мощности и напряжения. 1. «Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям), утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года «Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг», утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 года 530). 3. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 года 530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики». 4. «Методические указания по проектированию развития энергосистем», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 30 июня 2003 года «Инструкция по проектированию городских электрических сетей». РД (СО , приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от года 422). 6. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства, Указания по выбору средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности при проектировании сельскохозяйственных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного назначения. (СО (РД ), приказ ОАО РАО «ЕЭС России) от г. 422).

8 Управление реактивной мощностью I 7 Нормативные правовые, организационно-распорядительные, методические и информационные документы по вопросам реактивной мощности и напряжения. 7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 229, зарегистрированные в Минюсте (регистрационный 4799 от 20 июня 2003 года). 8. Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от года 703 «О лицензировании деятельности по продаже электрической энергии и обязательной сертификации электрической энергии в сетях общего назначения» (и дополнение к нему от года 527). 9. Информационное письмо ОАО РАО «ЕЭС России» от года ВП-170 «О рекомендациях к разработке программ «Реактивная мощность» и «Повышение надежности распределительных электрических сетей» 10. Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от года 893 «О повышении устойчивости и технико-экономической эффективности распределительных электрических сетей и систем электроснабжения потребителей за счет управления потоками реактивной мощности и нормализации уровней напряжения». 11. Приказ Минпромэнерго РФ от 22 февраля 2007 года 49 «О порядке расчёта значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах электроснабжения)».

9 Управление реактивной мощностью I 8 Постановление Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. N 861 пункт 16. «В случае отклонения потребителя услуг от установленных договором значений соотношения потребления активной и реактивной мощности в результате участия в регулировании реактивной мощности по соглашению с сетевой организацией он оплачивает услуги по передаче электрической энергии, в том числе в составе конечного тарифа (цены) на электрическую энергию, поставляемую ему по договору энергоснабжения, с учетом понижающего коэффициента, устанавливаемого в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов …»

10 Управление реактивной мощностью I 9 Изменение сопротивления линии при помощи продольной емкостной компенсации. Схема последовательного включения конденсаторов в линию (а) и векторные диаграммы работы линии при частичной (б), полной (в) и избыточной (г) компенсации её реактивного сопротивления. УПК – установка батареи последовательных конденсаторов.

11 Управление реактивной мощностью I 10 Изменение сопротивления линии при помощи продольной емкостной компенсации. Достоинства УПК: 1.Резко снижает Х л и уменьшает потери напряжения. 2.Возможно использовать конденсаторы на более низкое напряжение (падение напряжения составляет 10% U ном ). 3.Эффективное средство для снижения резких колебаний напряжения, вызванных подключением двигателей, сварочных аппаратов и дуговых печей т.е. при низких значениях cosφ. Недостатки УПК: 1.Зависимость надбавки напряжения (ΔU) от тока нагрузки линии (Зависимость прямо пропорциональна).

12 Управление реактивной мощностью I 11 Компенсация реактивной мощности при помощи синхронных компенсаторов. СК – синхронный компенсатор; Н – нагрузка; Q'ск – реактивная мощность, генерируемая в сеть; Q''ск – реактивная мощность, потребляемая из сети. ΔU=Pr+(Q – Q´c.н.) х / Uном; ΔU= Pr+(Q + Q˝с.н.) х / Uном

13 Управление реактивной мощностью I 12 Компенсация реактивной мощности при помощи синхронных компенсаторов. Достоинства СК: 1.Плавное, автоматическое и быстрое регулирование напряжения на шинах. 2.Компенсация потоков реактивной мощности при изменении нагрузки (по значению и направлению) т.е. меняет знак мощности. 3.Увеличивает пропускную способность ЛЭП, трансформаторов. Недостатки СК: 1.Относительно большие потери ΔР в синхронном компенсаторе примерно 1,3-4,5%, (в конденсаторах 0,3-0,45% номинальной мощности). 2.Повышенные удельные КВЛ при монтаже. 3.Необходимость постоянного дежурного персонала на ПС.

14 Управление реактивной мощностью I 13 Компенсация реактивной мощности при помощи конденсаторов. Схема участка распределительной сети с батареей конденсаторов (а), схемы замещения сети (б), векторные диаграммы работы сети при отключенной нагрузке (в) и с нагрузкой (г). БК – батарея конденсаторов.

15 Управление реактивной мощностью I 14 Компенсация реактивной мощности при помощи конденсаторов. Изменение потребной мощности конденсаторов на 1% повышения напряжения в зависимости от реактивного сопротивления сети. 1 – для линий 6 кВ; 2 – то же 10 кВ; 3 – то же 20 кВ. -относительное повышение сети Qк – реактивная мощность БК Хс – реактивное сопротивление сети

16 Управление реактивной мощностью I 15 Компенсация реактивной мощности при помощи конденсаторов. Достоинства БК 1.Не требуется постоянного дежурного персонала. 2.Минимальные потери активной мощности составляют 0,3- 0,45% от номинальной мощности БК. 3.Невысокая стоимость относительно СК. Недостатки БК 1.При снижении напряжения в сети снижает выдачу Q пропорционально квадрату напряжения, в то время как требуется ее повышение. 2.Регулирование мощности БК осуществляется ступенчато, а не плавно как у СК. Поэтому требуется дорогостоящая коммутационная аппаратура.

17 Управление реактивной мощностью I 16 Упрощенная распределительная электрическая сеть. Рассмотрим особенности компенсации Q, с подключенной эквивалентной мощности на 0,4 кВ. Задача: Скомпенсировать Q в сети: Q = 37,5 МВар и определить дополнительную Р, которую можно передать после компенсации.

18 Управление реактивной мощностью I 17 Варианты установки ИРМ. Компенсацию необходимо проводить на всех уровнях как у потребителей, так и в сетях, но наиболее эффективно ИРН устанавливать в месте потребления РМ.

19 Управление реактивной мощностью I 18 Расчет мощности конденсаторной установки и количества ТП 6/0,4 кВ предприятия.

20 Управление реактивной мощностью I 19 Расчет мощности конденсаторной установки и количества ТП 6/0,4 кВ предприятия.

21 Управление реактивной мощностью I 20 Линия электропередачи ВН. Схема замещения без учета активных элементов (активных потерь). Схема замещения в виде скомпенсированной с помощью реакторов линии.

22 Управление реактивной мощностью I 21 Кривая зависимости реактивной мощности от передаваемой активной нескомпенсированной (а) и компенсированной (б) ВЛ 500 кВ длиной 400 км. Из диаграммы следует: передача P до натурального значения сопровождается генерацией линией РМ, а свыше Р нат. – её потреблением

23 Управление реактивной мощностью I 22 Значения зарядной мощности Q 0 линии на холостом ходу (Р=0) для разных классов напряжений. Подключение ЭС к линии требует от генераторов потребления зарядной реактивной мощности (Q 0 ), что невозможно из-за нагрева лобовых частей статоров. Поэтому зарядную мощность ЛЭП компенсируют реакторами (индуктивной мощностью реактора).

24 Управление реактивной мощностью I 23 Минимальные потери электроэнергии по системе «ЭС – ЛЭП – П». 1.Работа генераторов с номинальным cosφ. 2.Переток по ЛЭП реактивной мощности должен быть равен «нулю». 3.Потребитель работает с cosφ = 1 (tgφ = 0).

25 Управление реактивной мощностью I 24 Эффект от снижения коэффициента реактивной мощности. Tg φ ( cos φ ) до компенсации tg φ ( cos φ ) после компенсации Снижение полной мощности в % Снижение потерь активной мощности в % 2,24 (0,4)0,5 (0,89)54,4279,23 2,0 (0,45)0,5 (0,89)50,0075,00 1,0 (0,71)0,5 (0,89)20,9437,50 0,8 (0,77)0,5 (0,89)12,7023,78 0,6 (0,86)0,5 (0,89)4,138,09 1,0 (0,71)0,4 ( 0,93)23,8442,0 0,8 (0,77)0,4 ( 0,93)15,9029,2 0,6 (0,86)0,4 ( 0,93)7,6514,71 1,0 (0,71)0,35 ( 0,94)25,0843,88 0,8 (0,77)0,35 ( 0,94)17,2731,55 0,6 (0,86)0,35 ( 0,94)9,1517,46

26 Управление реактивной мощностью I 25 Управление параметрами электропередачи в темпе изменения режимов и конфигурации сети.

27 Управление реактивной мощностью I 26 К понятию реактивной мощности и её баланса. φ 1 = φ 2 = φ/2 |U 1 |=|U 2 | Q Р1 =Q Р2 =U 1 / sin(φ/2) При соблюдении баланса модули напряжений генератора и нагрузки равны, потери мощности min, т.к. переток по реактиву равен «нулю» φ 1 >φ 2 |U 1 |>|U 2 | Q Р1 >Q Р2 Режим недокомпенсации, модуль напряжения генератора больше модуля напряжения нагрузки φ 1

28 Управление реактивной мощностью I 27 Принципы оснащения электрической сети кВ высоковольтными источниками реактивной мощности.

29 Управление реактивной мощностью I 28 Эффективность использования ИРМ для нормализации напряжения сети.

30 Управление реактивной мощностью I 29 Пример применения прототипа ИРМ-110/25/25 на основе УШР и БСК.

31 Управление реактивной мощностью I 30 Принципиальная схема подключения ИРМ к двухтрансформаторной подстанции 110 кВ.

32 Управление реактивной мощностью I 31 Источники реактивной мощности на базе УШР 220, кВ.

33 Управление реактивной мощностью I 32 Минимальные потери электроэнергии в системе «ЭС – ЛЭП – П». 1.Работа генераторов ЭС с номинальным cosφ (обычно 0,85). 2.Переток РМ по ЛЭП равен «нулю». 3.Работа потребителей с cosφ = 1,0

34 Управление реактивной мощностью I 33 Режимы работы ЛЭП.

35 Управление реактивной мощностью I 34 Напряжения в середине длинной ЛЭП I=1000 км (λ=60°).

36 Управление реактивной мощностью I 35 Схема подстанции 500 кВ.

37 Управление реактивной мощностью I 36 Новая схема подстанции.

38 Управление реактивной мощностью I 37 Схема компенсатора на основе вакуумно-реакторных групп.

39 Управление реактивной мощностью I 38 Потребление реактивной мощности основными потребителями ОАО «Татэнерго». Потребитель Активная мощность, Р, МВт Реактивная мощность, Q, МВАр tg φ tg φ допустимы й ОАО «Нижнекамскнефтехим»238,01410,600,5 ОАО «Казаньоргсинтез»85480,560,5 ОАО «Камаз» ,720,5 ОАО «Нижнекамскшина»54350,650,5

40 Управление реактивной мощностью I 39 Предельные значения коэффициентов реактивной мощности для потребителей определенных Приказом Минэнерго РФ 49 от г. Положение точки присоединения потребителя к электрической сети tgφcosφ Напряжением 110 кВ (154 кВ)0,50,89 Напряжением 35 кВ (60 кВ)0,40,93 Напряжением 6÷20 кВ0,40,93 Напряжением 0,4 кВ0,350,94

41 Управление реактивной мощностью I 40 Программа снижения реактивной мощности позволяет: 1.Снизить расход электроэнергии на ее транспорт; 2. Обеспечить повышение пропускной способности, прирост потребления активной мощности без увеличения её выработки на электростанциях энергосистемы. 3. Создать дополнительные возможности технологического присоединения потребителей там, где ранее в этом было отказано из-за отсутствия технической возможности. 4. Повысить качество электрической энергии и в первую очередь по напряжению. 5. При установке компенсирующих устройств снизить провалы напряжения, и стабилизировать его на оптимальном уровне, что повысит надежность работы технологического оборудования на предприятиях энергосистемы по напряжению. 6. Повысит запас статической устойчивости нагрузки по напряжению.

42 Управление реактивной мощностью I 41 Эффект компенсации реактивной мощности. Объект Потребление, МВт+jМВАp Мощност ь компенси рующих устройств, МВАp Потери мощност и до компенса ции, кВт Потери мощности после компенсаци и, кВт Потери электроэнерги и до компенсации за год, кВтч Потери электроэнерги и после компенсации за год, кВтч Снижение потерь электроэнерги и за год, кВтч Казанский энергорайон j Нижнекамский энергорайон j Уруссинский энергорайон j Всего по ОАО «Татэнерго» j