Динамические компенсаторы реактивной мощности Лидер пр-ва Интепс
Наличие реактивной составляющей мощности, обладает рядом факторов отрицательно влияющих на энергосистему.
В данной статье предполагается рассмотреть некоторые из этих факторов, а так же разобрать примеры наиболее эффективных мероприятий по снижению реактивной мощности и уменьшению потерь в энергосистеме.
В общем случае можно выделить следующие проблемы, которые являются следствием наличия реактивной составляющей мощности и её перетоков.
1. Активные потери в элементах энергосети.
Загрузка системы электроснабжения определяется полной мощностью, которую можно разложить на две составляющие:
активная мощность P (Вт) – совершает полезную работу, трансформируясь в другие виды энергии (тепловую, световую и т.д.)
реактивная мощность Q (ВАр) – не совершает полезной работы, но используется для создания магнитных и электрических полей. Реактивную мощность можно генерировать и компенсировать в любой точке электрической сети. Величина полной мощности определяется следующей формулой:
S=√(P2+Q2 )
Значение тока протекающего в сети, определяется S – величиной полной мощности и U – напряжением сети.
I=S/U
А активные потери в элементах сети увеличиваются пропорционально квадрату тока:
P=I2*R
- где R – активное сопротивление элементов сети.
Так как ток определяется полной мощностью, то реактивная составляющая, увеличивающая значение полной мощности, является паразитной и нежелательной для передачи через энергосистему.
Если учесть то факт, что нагрузка подключается не единым проводником, а состоящим из отрезков, в цепи имеются коммутационные и защитные аппараты, то активное сопротивление и потери будут ещё выше.
Компенсация реактивной мощности особенно актуальна, когда нагрузка подключена тонким длинным кабелем с алюминиевой жилой.
Показателем наличия реактивной мощности является коэффициент мощности (cos φ), который определяется отношением активной мощности к полной.
cos φ =P/S
При неизменных параметрах передаваемой мощности (P), напряжении (U) и сопротивлении сети (R) величина потерь активной мощности в сети обратно пропорциональна квадрату коэффициента мощности передаваемой нагрузки, то есть потери активной мощности в электрической сети быстро растут с понижением (cos φ). При cos φ = 0,5 они достигают 40 % , а при cos φ = 0,316 вся активная мощность, передаваемая по сети, расходуется на потери в ней. При этом величина реактивной мощности почти в три раза превышает активную мощность.
Дополнительные потери активной мощности, связанные с перетоком реактивной, заставляют по условиям нагрева увеличивать сечение проводников всех звеньев электропередачи, что в свою очередь ведёт к перерасходу цветного металла. Если передаётся одна и та же активная мощность, которой соответствует активная составляющая тока Ia, то при уменьшении коэффициента мощности с 1 до 0,8 активные потери возрастут в 1/0,82=1,56 раза, что требует увеличение массы проводов в соотношении √(1,56 )=1,25 или на 25%.
2. Дополнительные падения нагрузки на электрической сети.
Проблема наиболее актуальна в протяжённых сетях, выполненных проводниками малого сечения. При передаче мощностей P и Q через элемент сети с активным R и реактивным X сопротивлением, возникают падения напряжения. Падение напряжения в линии зависят не только от значения передаваемой активной мощности, но и от значений передаваемой реактивной мощности и реактивного сопротивления линии. При уменьшении передаваемой реактивной мощности до нуля напряжение в конце линии увеличится.
Дополнительное падение напряжения ∆U увеличивают диапазон отклонений напряжения на зажимах электроприёмников от номинального значения при изменениях нагрузок и режимов электрической сети.
Наряду с отклонениями в сетях случаются провалы напряжения, вызванные короткими замыканиями, разрядами молний в линии электропередачи и шины ОРУ, приводящими к отключениям на время действия АВР или АПВ, а также пуском и само-запуском группы мощных электродвигателей. Для уменьшения вероятности отключений потребителей при провалах напряжений в системах электроснабжения должен быть выдержан запас статической устойчивости нагрузки по напряжению, но из-за загрузки реактивной мощностью и пониженного уровня напряжения это условие не всегда выдерживается.
3. Загрузка ЛЭП (линий электропередач) и трансформаторов.
Загрузка реактивной мощностью трансформаторов и линий электропередачи, уменьшает пропускную способность сетей электроснабжения, что в ряде случаев не позволяет использовать полную установленную мощность электрооборудования. Если на предприятии эксплуатируются только асинхронные двигатели без компенсаторов, то общий cos φ близок к 0,7.
Предположим, что предприятие потребитель с cos φ= 0,7 питается от трансформаторной подстанции, где полная номинальная мощность трансформатора = 1000 кВА. Тогда максимальная активная мощность, которую может получить потребитель при условии, что он один нагружает всю подстанцию P= cos φ = 1000 *0.7 = 700 кВт.
Для получения большей активной мощности требуется задействовать вторую трансформаторную подстанцию, в то же время компенсация реактивной мощности с увеличением cos φ до 0,9 обеспечило бы использование P= cos φ = 1000 *0.9 = 900 кВт, то есть дополнительно на 200 кВт больше при тех же параметрах трансформатора. Из приведённого на рисунке (Рис 1) графика видно, как при передаче через трансформатор активной мощности 1000 кВт и загрузке его реактивной мощностью будет возрастать необходимая полная мощность. Низкий cos φ системы электроснабжения требуют либо увеличения номинальной мощности трансформаторов, либо установки дополнительного оборудования для компенсации реактивной мощности.
Рис 1 . График зависимости полной мощности от cos φ.
4. Способы снижения значений реактивной составляющей:
а. Установка на предприятии специальных компенсирующих устройств (искусственная компенсация).
синхронные компенсаторы
конденсаторные батареи
б. Снижение реактивной мощности самих приёмников электроэнергии (естественная компенсация).
К мероприятиям по естественной компенсации относятся:
упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования и выравниванию графика нагрузки (равномерное размещение нагрузок по фазам, смещение времени обеденных перерывов, начала и окончания смены отдельных цехов и участков, перевод энергоёмких крупных электроприёмников на работу вне часов максимума энергосистемы, вывод в ремонт мощных электроприёмников в часы максимума энергосистемы):
создание рациональной схемы электроснабжения за счёт уменьшения количества ступеней трансформации;
замена электрооборудования старых конструкций на новое, с наименьшими потерями на перемагничивание;
замена мало-загруженных трансформаторов и двигателей меньшими по мощности, или их полная загрузка;
применение синхронных двигателей вместо асинхронных, если это допустимо условием технологического процесса;
сокращение длительности и рассредоточение во времени пуска крупных электроприёмников;
улучшение качества ремонта электродвигателей;
отключение при малой нагрузке части силовых трансформаторов.
Часть мероприятий по естественной компенсации реактивной мощности не требует больших материальных затрат и должна проводиться на предприятиях в первую очередь.
Проблема компенсации реактивной мощности включает в себя целый ряд технико-экономических задач, к числу которых можно отнести:
организацию мероприятий для реализации естественной компенсации;
выбор видов и типов компенсирующих устройств;
размещение компенсирующих устройств в сетях;
оптимизацию режимов работы компенсирующих устройств;
Выбор наиболее эффективного варианта компенсации, необходимой мощности и типа компенсирующего устройства должен опираться на анализ схемы сети электроснабжения промышленного предприятия.
5. Компенсация реактивной составляющей, конденсаторными установками ДКРМ.
ДКРМ (Динамическая Компенсация Реактивной Мощности) предназначены для использования в электрических распределительных трёхфазных сетях промышленных предприятий и других объектов с быстропеременной нагрузкой (сварочные трансформаторы, краны и иные подъёмно-транспортные механизмы, насосы и компрессоры с переменной производительностью, штамповочное оборудование, дуговые печи, металлопрокатные станы и другое подобное оборудование).
Применение ДКРМ позволяет:
поддерживать необходимый коэффициент мощности установок потребителя (cosφ);
повысить качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятий;
разгрузить питающие линии электропередачи, трансформаторы и распределительные устройства;
снизить расходы на оплату электроэнергии;
обеспечить подачу электроэнергии по кабелю с меньшим сечением;
уменьшить активные потери в кабелях благодаря снижению тока, потребляемого электроустановкой;
уменьшить просадки напряжения в сети;
сделать распределительные сети более надёжными и экономичными.
Использование микропроцессорной системы управления и коммутации с помощью тиристорных ключей позволяет:
минимизировать коммутационные токи и уровень помех при переключении конденсаторных батарей;
оптимизировать и ускорить процесс компенсации реактивной мощности;
повысить ресурс используемых конденсаторных батарей (КБ);
повысить надёжность схемы компенсации.
Пример компенсации реактивной мощности:
При эксплуатации двигателя с активной мощностью P=100 кВт при cosφ=0,7 потребляемая из сети полная мощность S=142,8 кВт, реактивная мощность Q1=102 квар:
S1=P/cosφ1 =100/0.7=142.8 кВА
Q1=S∙sinφ1=102 квар
Если повысить cosφ до 0,98 с помощью компенсаторной установки, то получим (активная составляющая полной мощности P при компенсации остаётся неизменной):
S2=S1∙cosφ1/cosφ2 =142.8∙0.7/0.98=102 кВА
Q2=S2∙sinφ2=20.3 квар
В результате потребляемая полная мощности из сети снизилась на 28.5%!!!
(1-S1/S2)∙100%=(1-102/142.8)∙100%=28.5%