ОАО «Сетевая компания»

1. 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. Московская авария 25 мая 2005 г.

3. Что такое реактивная мощность? Величина, характеризующая нагрузки создаваемые в электротехнических устройствах колебаниями энергии электромагнитного поля в цепи переменного тока

5. 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. Алгоритм влияния реактивной мощности.

7. 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 № 861. 2. «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 № 281. 5. «Инструкция по проектированию городских электрических сетей». РД 34.20.185-94 (СО 153-34.20.185-94, приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 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 153-34.20.112 (РД 34.20.112), приказ ОАО РАО «ЕЭС России) от 14.08.2003г. №422).

8. 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 25.10.2005 года № 703 «О лицензировании деятельности по продаже электрической энергии и обязательной сертификации электрической энергии в сетях общего назначения» (и дополнение к нему от 31.07.2006 года №527). 9. Информационное письмо ОАО РАО «ЕЭС России» от 07.07.2006 года № ВП-170 «О рекомендациях к разработке программ «Реактивная мощность» и «Повышение надежности распределительных электрических сетей» 10. Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.12.2006 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. 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. 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. Изменение сопротивления линии при помощи продольной емкостной компенсации. • Достоинства УПК: • Резко снижает Хл и уменьшает потери напряжения. • Возможно использовать конденсаторы на более низкое напряжение (падение напряжения составляет 10% Uном). • Эффективное средство для снижения резких колебаний напряжения, вызванных подключением двигателей, сварочных аппаратов и дуговых печей т.е. при низких значениях cosφ. • Недостатки УПК: • Зависимость надбавки напряжения (ΔU) от тока нагрузки линии (Зависимость прямо пропорциональна).

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

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

17. 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. 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. Расчет мощности конденсаторной установки и количества ТП 6/0,4 кВ предприятия.

20. Расчет мощности конденсаторной установки и количества ТП 6/0,4 кВ предприятия.

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

22. 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 Рнат. – её потреблением

23. Значения зарядной мощности Q0 линии на холостом ходу (Р=0) для разных классов напряжений. Подключение ЭС к линии требует от генераторов потребления зарядной реактивной мощности (Q0), что невозможно из-за нагрева лобовых частей статоров. Поэтому зарядную мощность ЛЭП компенсируют реакторами (индуктивной мощностью реактора).

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

25. Эффект от снижения коэффициента реактивной мощности.

26. Управление параметрами электропередачи в темпе изменения режимов и конфигурации сети.

27. К понятию реактивной мощности и её баланса. φ1= φ2= φ/2 |U1|=|U2| QР1=QР2=U1/ sin(φ/2) При соблюдении баланса модули напряжений генератора и нагрузки равны, потери мощности min, т.к. переток по реактиву равен «нулю» φ1>φ2 |U1|>|U2| QР1>QР2 Режим недокомпенсации, модуль напряжения генератора больше модуля напряжения нагрузки φ1<φ2 |U1|<|U2| Режим перекомпенсации, модуль напряжения генератора меньше модуля напряжения нагрузки

28. Принципы оснащения электрической сети 110-500 кВ высоковольтными источниками реактивной мощности.

29. Эффективность использования ИРМ для нормализации напряжения сети.

30. Пример применения прототипа ИРМ-110/25/25 на основе УШР и БСК.

31. Принципиальная схема подключения ИРМ к двухтрансформаторной подстанции 110 кВ.

32. Источники реактивной мощности на базе УШР 220, 330-500 кВ.

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

34. Режимы работы ЛЭП.

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

36. Схема подстанции 500 кВ.

37. Новая схема подстанции.

38. Схема компенсатора на основе вакуумно-реакторных групп.

39. Потребление реактивной мощности основными потребителями ОАО «Татэнерго».

40. Предельные значения коэффициентов реактивной мощности для потребителей определенных Приказом Минэнерго РФ №49 от 22.02.07 г.

41. Программа снижения реактивной мощности позволяет: • 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. Эффект компенсации реактивной мощности.