Кучумов Леонид Александрович

1. Кучумов Леонид Александрович Профессор кафедры «Электрические системы и сети» Санкт-Петербургского государственного политехнического университета Заведующий электротехнической лабораторией ЗАО «НПФ «Энергосоюз», г. Санкт-Петербург Особенности выполнения компенсации реактивной мощности (КРМ) в системах электроснабжения Тел/факс: (812) 320-00-99 E-mail: etl@energosoyuz.spb.ru www.energosoyuz.spb.ru Санкт-Петербург 2008 г.

2. Нормативно-технические документы по компенсации реактивноймощности и их применение при выполнении КРМ • Вот уже несколько десятков лет политика Минтопэнерго России и энергосистем сводится к тому, что заботы о компенсации реактивной мощности переданы потребителям электроэнергии. Энергосистемы практически нигде в электрических сетях, находящихся на своем балансе, не проектируют установку новых компенсирующих устройств (кроме реакторов на дальних линиях электропередачи и управляемых компенсаторов на Выборгской вставке постоянного тока). Ранее введенные в эксплуатацию синхронные компенсаторы и мощные системные КБ на напряжение (10-110) кВ под угрозой отключения по причине сильного износа и плохих технико-экономических характеристик. Обеспечение требуемого баланса реактивных мощностей и связанных с ними уровней напряжения стараются увязать за счет выставления всем подключенным к узлам нагрузки потребителям специальных «условий» по потреблению реактивной мощности и энергии. • Основной документ, регламентирующий взаимоотношения энергосистем и электропотребителей называется «Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной мощности», введенный с 01.01.94 с изменениями 01.01.96. В настоящий момент времени этот документ считается недействительным, поскольку он не был зарегистрирован в Минюсте России. Но основные положения новой редакции этого документа, находящегося на подписи в Минюсте, повторяют вышеупомянутый документ, и поэтому их следует принимать во внимание при рассмотрении вопроса о балансе реактивных мощностей промышленных предприятий.

3. Неоправданно высокие потери в распределительных электрических сетях, наносящие ущерб электросетевому бизнесу РАО ЕЭС. Совещание 11.10.2006.Зам. техн. директора – Главный технический инспектор В.К. Паули обозначил четыре проблемы: Повышенные перетоки реактивной мощности в линиях электропередачи распределительных электрических сетей Предельная загрузка линий электропередачи и трансформаторных подстанций и присоединение новых потребителей Возникновение дефицита реактивной мощности в узлах нагрузки Q

4. Для начала осуществления процессов по организации компенсации реактивной мощности необходимо: 1. Активизировать выполнение требований приказа РАО «ЕЭС России» от 25.10.2005 №703 «О лицензировании деятельности по продаже электрической энергии и обязательной сертификации электрической энергии в электрических сетях общего назначения». 2. Оценить оснащенность приборами контроля и учета реактивной мощности в электрических сетях и доукомплектовать. 3. Определить места обязательной компенсации реактивной мощности у потребителей по фактическим уровням напряжения и соотношениям активной и реактивной мощности в линиях электропередачи, достигших предельных допустимых значений по фактической токовой загрузке в часы максимумов, а также по фактам уровней загрузки трансформаторов и автотрансформаторов. 4. Оценить и оформить балансы реактивной мощности по узлам энергосистем и энергосистемам в целом.

5. Специальные программы «Реактивная мощность» должны предусматривать: • внесение в договора электроснабжения (поставки электрической энергии) условий о выполнении потребителями требований ранее выданных технических условий на присоединение в части поддержания указанных в них значений сos φ (tg φ) или • внесение в договора электроснабжения (поставки электрической энергии) условий о взаимных мерах по обеспечению качества электрической энергии, при этом потребитель обязуется (обязывается) выдерживать заданные электросетевой компанией параметры соотношения потребляемых активной и реактивной мощности, как это и требует «Типовой договор энергоснабжения одноставочного (двуставочного) абонента»; • проведение совместно с потребителями инвентаризации и ревизии имеющихся у потребителей источников компенсации реактивной мощности и принятие всех мер по их вводу в работу, как одного из требований выданных технических условий на присоединение; • установку устройств компенсации реактивной мощности в энергоузлах распределительных сетей, имеющих высокую загруженность линий электропередачи реактивной мощностью; • проведение семинаров с участием руководителей и специалистов электросетевых компаний, включая муниципальные сети и сети потребителей, и представителей потребителей на тему «Реактивная мощность и ее значение в надежности и экономике электроснабжения» с целью повышения заинтересованности внедрения систем компенсации реактивной мощности.

6. «Реактивная мощность»и нормативные документы В соответствии с постановления Правительства РФ «Об утверждении правил розничного рынка электроэнергии и мощности и порядка ограничения потребителей» от 31.08.2006 № 530 (пункт 4) в течение 3 месяцев должен быть разработан, утверждаемый Минпромэнерго России: «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергоприемников (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах оказания услуг по передаче электрической энергии (договорах электроснабжения)». Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 20.04.2006 №284 разработка данного документа поручена БЕ «Сети» и ОАО «ФСК ЕЭС» совместно с ЦУР и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» В данный документ должно быть в обязательном порядке внесено требование о выдерживании потребителями значений tg φ не более 0,4, или сos φ не менее 0,93.

7. Основные эффекты при применении КРМ(формулы получены при условии UКРМ = U0) • 1) Увеличение передаваемой активной мощности по линии, пропускная способность которой ограничена нагревом • 2) Снижение потерь мощности • 3) Увеличение передаваемой активной мощности по линии при сохранении тех же падений напряжений

8. Особенности оптимизации электрических режимов систем электроснабжения по критерию минимального электропотребления 1. Традиционные энергосберегающие мероприятия 2. Эффекты, связанные с выполнением компенсации реактивной мощности 3. Факт существенных изменений потребления мощности и энергии при изменении напряжений мало связан с выполнением дополнительной полезной работы 4. Оптимизация напряжения в сетях электропотребителей позволяет достичь экономии энергии, соизмеримой и большей по сравнению с известными мероприятиями по снижению потерь электроэнергии

10. Классическая теория КРМ (U=const)

11. Оптимизационный метод расчета экономических значений реактивной мощности Qэ и энергии WQэ в нагрузочных узлах • 1. По специализированным программам рассчитываются потокораспределения активной и реактивной мощностей в часы суточного максимума нагрузки и определяются значения Qэ и WQэ в точках учета электроэнергии. • 2. В основе метода заложен для каждого нагрузочного узла расчет степени влияния изменения реактивной мощности в узле ΔQузла на изменение суммарных активных потерь в сети Δ(ΔPΣ): • 3.Дополнительно полезно оценивать коэффициент σP узла, характеризующий допустимость подключения в узле дополнительной активной нагрузки. • 4. О причинах нереализованности оптимизационного метода.

12. Нормативный метод расчета экономических значений реактивной мощности Qэ и энергии WQэ в нагрузочных узлах 1. Компенсирующие устройства преимущественно в сетях потребителей за их счет. 2.

13. Представление потребляемой мощности как функции напряжения Обозначения

14. Опыт по определению регулирующих эффектов активной (P) и реактивной (Q) нагрузок P U U Q

15. Формулы для расчета потерь активной мощности KP,U=0 и KQ,U=0 KP,U0и KQ,U0

16. Потери и потребление активной мощности после подключения КБ

17. Пример оптимизации электрического режима при регулирующих эффектах KP,U=1.5, KQ,U=3.0

18. Пример расчета исходного режима по программе «RASTR»

19. О математической модели Ватьёганского месторождения ООО«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

20. Схема сети 35кВ Ватьёганского месторождения

21. Графическийредактор программы «RASTR» На рисунке отображен фрагмент системы электроснабжения Ватьёганского месторождения (изображена ПС-46 и все питающиеся от нее кустовые подстанции 6/0,4кВ).

22. Расчет различных режимов с использованием математической модели 1. Нормальный режим работыПо модели можно оценить режимные параметры (потребляемую из внешней сети мощность, загрузку линий электропередачи, уровни напряжений) и при необходимости скорректировать их, провести установку устройств компенсации реактивной мощности и оценить их эффективность. 2. Аварийные и ремонтные режимы работыВ модели можно объединить сети 35кВ четырех сетевых подстанций 110/35/6кВ в произвольном сочетании, отключить любую линию или трансформатор, объединить разные секции одной подстанции и провести расчет нового режима. 3.Режимы работы с различными схемами генерации на новой электростанции Шесть блоков ГТЭС в модели могут работать каждый на свою линию электропередачи или могут быть произвольно объединены для совместной работы на меньшее число линий. Мощность каждого генератора можно плавно регулировать в рамках его технических характеристик.

23. К определению резонансной частоты при подключении КБ О выборе ступеней КБ в сетях 6-10кВ

25. Пример измерения высших гармоник и переходных процессов при подключении КБ на подстанции

26. Пример измерения высших гармоник и переходных процессов при подключении КБ на подстанции

27. Пример измерения высших гармоник и переходных процессов при подключении КБ на подстанции

28. Пример измерения высших гармоник и переходных процессов при подключении КБ на подстанции

29. Схемы ступенчаторегулируемой КБ, устойчивой к резонансным явлениям

30. ОАО «АЛНАС» Республика Татарстан Осциллограммы фазных напряжений и токов в момент пуска индукционной печи IFM-4/5

31. Спектры гармоник напряжения в сети 6кВ, питающей индукционную печь IFM-4/5

32. Выводы и рекомендации 1. Выдвигаемые энергосистемой разумно обоснованные условия КРМ в узлах нагрузки потребителей подлежат обязательному выполнению. 2. Вопросы размещения в сетях 6-10 или 0,4кВ, выбор мощности, числа ступеней и законов регулирования УКРМ решаются с привлечением специалистов и организаций, способных проводить соответствующие оптимизационные расчеты. 3. Необходимо иметь представление (результаты измерений) о регулирующих эффектах нагрузки по напряжению КР,Uи КQ, U во всех нагрузочных узлах. Эти данные следует использовать при проведении расчетов изменения уровней электропотребления и активных потерь после установки УКРМ.

33. 4. Поскольку при выполнении КРМ напряжения в узлах нагрузки увеличиваются и, соответственно, увеличивается уровень электропотребления активной мощности, необходим обязательный контроль и регулирование напряжения во избежание реально возможных парадоксов увеличения платы за электроэнергию после установки УКРМ. Энергосистема должна способствовать осуществлению мероприятий по соответствующей перестройке уровней напряжения. 5. Дискретность РПН и ПБВ обычно не позволяет после установки УКРМ уменьшить электропотребление на расчетную величину снижения потерь электроэнергии. Тем не менее, при грамотно организованной перестройке карты напряжений в узлах нагрузки понесенные затраты на УКРМ окупаются в сроки до 1,5-3 лет вследствие высоких цен на электроэнергию.

34. Последующие слайды частично отражают материалы исследований, проводимых в ЭТЛ ЗАО «НПФ «Энергосоюз» при обследованиях промышленных предприятий (в основном, это перечень направлений исследований)

35. Кучумов Леонид Александрович Профессор кафедры «Электрические системы и сети» Санкт-Петербургского государственного политехнического университета, Заведующий электротехнической лабораторией ЗАО «НПФ «Энергосоюз», г. Санкт-Петербург Цикл сообщений по теме Расчетно-экспериментальные исследования в области качества, надежности и экономичности работы систем электроснабжения Санкт-Петербург 2008 г.

36. Разделы сообщений • Основные проблемы поддержания качества электроэнергии в системах электроснабжения • О программах, применяемых для расчета показателей качества электроэнергии • Особенности потоков мощностей и учета электроэнергии в электрических сетях с нелинейной и несимметричной нагрузкой • Об опыте проведения энергообследований предприятий с акцентом на анализ показателей качества электроэнергии • Особенности оптимизации электрических режимов систем электроснабжения по критерию минимального электропотребления, особенности выполнения компенсации реактивно мощности • Специфические вопросы режимов сетей 6-10кВ при возникновении однофазных замыканий • Измерения коммутационных перенапряжений в сетях 6-10кВ при работе вакуумных выключателей

37. Об опыте проведения энергообследований промышленных предприятий с целями разработки мероприятий по улучшению качества напряжения, сбережения электроэнергии и повышения надежности работы систем электроснабжения

38. Проводились энергетические обследования и измерения на предприятиях: • ОАО «Северсталь»; • ОАО «Аммофос»,ОАО «Череповецкий Азот»; • ОАО «Кировский завод»; • ОАО «Ижорские заводы»; • ЦКБ «Кондопога»; • ОАО «Салаватнефтеоргсинтез»; • ОАО «Киришинефтеоргсинтез»; • Алюминиевые заводы: Саянский ,Волховский, Надвоицкий, Кандалакшский; • ГУП «Водоканал» (Санкт-Петербург); • ОАО «Алнас» (Татария); • ОАО «Ленэнерго»; • ОАО «Кольская ГМК»; • ОАО «Амурметалл» и др.

39. Основные цели энергетическихобследований: • Оценка эффективности работы электрооборудования и электрических режимов системы электроснабжения • Разработка предложений, направленных на снижениепотребления оплачиваемой электроэнергии • Разработка мероприятий, направленных на повышение надежности и качества электроснабжения • Составление энергопаспорта предприятия в части, касающейся электрохозяйства

40. Основные направления работ при энергетическихобследованиях предприятий: 1. Расчетно-экспериментальный анализ режимов электро-потребления и генерации активной и реактивной мощ-ностей предприятия в целом и его подразделений 2. Анализ договоров электроснабжения с энергосистемой и разработка предложений по его коррекции в интере-сах предприятия 3. Расчетно-экспериментальное определение степени зави-симости активной и реактивной нагрузок предприятия от напряжения. Оценка возможного эффекта от оптими-зации уровней напряжений.

41. 4. Анализ режимов работы существующих компенсирующих устройств (КБ, СД, генераторов) и потерь в них при выработке реактивной энергии. Обоснование условий, исключающих штрафные санкции энергосистемы за невыполнение условий потребления реактивной мощности и энергии. 5. Измерения и анализ показателей качества электроэнергии (ПКЭ). Исследование режимов работы электроприемников, влияющих на ПКЭ. Разработка математических моделей для последующего анализа и оптимизации ПКЭ и добавочных активных потерь. Оптимизация условий компенсации реактивной мощности в узлах с нелинейной, несимметричной и резкопеременной нагрузкой. Исследование резонансных явлений на высших гармониках. Разработка предложений по минимизации ущербов при нарушении ПКЭ.

42. 6. Оценка КПД электроприводов мощных насосов и вентиляторов, а также экономически оправданных путей повышения эффективности их работы, например за счет замены рабочих колес. Определение электроприводов, для которых эффективно применение частотного регулирования. 7. Анализ режимов нейтралей сетей 6-10-35 кВ и ущербов, связанных с однофазными замыканиями на землю. Разработка предложений по совершенствованию режимов нейтралей, условий работы защит нулевой последовательности и применению средств ограничения перенапряжений. Точные измерения токов замыкания и настроек дугогасящих реакторов безопасным для оборудования методом (без опытов металлического замыкания).

43. 8. Анализ существующих систем технического и коммерческого учетов электроэнергии, а также систем мониторинга за потреблением различных энергоносителей на предмет соответствия современным требованиям. Разработка соответствующих рекомендаций. 9. Составление технического отчета, включающего перечень энергосберегающих мероприятий с оценкой достигаемого экономического эффекта, который обычно эквивалентен (1-5)% от величины оплачиваемой электроэнергии. 10. Составление энергопаспорта в части, относящейся к электрохозяйству предприятия.