Компенсация реактивной мощности

Введение

Очередной национальный тренд после энергосбережения, повышения энергоэффективности и импортозамещения — цифровая трансформация экономики, формально заявленная президентом РФ в декабре 2016 в послании Федеральному Собранию и получившая развитие уже в январе следующего года в положениях программы «Цифровая экономика Российской Федерации» (действует версия 04.06.2019), а затем и майских указах главы государства 2017 и 2018 гг. В том же мае 2018 года в соответствие с новым трендом привели Минкомсвязь России, которое стало называться «Министерством цифрового развития», а другие отраслевые органы власти и ведомства стали работать над пакетом стратегий, программ и иных нормативно-правовых актов, позволяющих реализовать поставленные президентом РФ задачи.

В направлении электроэнергетики уже к середине 2018 информационное пространство рунета было заполнено мнениями и даже разработками от «экспертов», изобилующими броскими субъективными терминами от цифровых двойников и квантовых пакетов до мультиагентных, аддитивных технологий, предиктивного управления, нейронного интеллекта, но de facto не представляющими сколь полезной практической информации.

Архитектура «цифровой интеллектуальной» электрической сети в «цифровой интеллектуальной» электроэнергетической системе концепции 2018 года

Наконец, в 2019 году цифровизацией силовых сетей занялись в ПАО «Россети» и СТО 34.01-21-005-2019 в той или иной мере формализовал терминологию, достаточно новую и малопонятную для конечного потребителя — абонента распределительных сетей. В свою очередь Минэнерго РФ разработало, а правительство России 2 апреля текущего года одобрило проект «Энергетической стратегии развития Российской Федерации» на период до 2035 года, согласно которой уже к 2024 году 70 регионов страны перейдут на интеллектуальные системы контроля/управления силовыми сетями, а к 2035-му все электрические сети РФ станут цифровыми.

Безусловно, и энергетическая стратегия, и СТО 34.01-21-005-2019 — больше декларативные нормативно-правовые акты, поскольку пока нет пакета целевых стандартов, определяющих правила и нормы интеграции программно-аппаратного комплекса в потребительские сети низкого (и/или низкого среднего) напряжения.

Однако уже сейчас можно с достаточно высокой степенью вероятности прогнозировать ключевые особенности построения, технического обеспечения и требований к параметрам цифровых силовых сетей, которые будут управляться АСУ ТП, АСКУЭ и пр., в том числе АИИС (термин ПАО «Россети» — автоматизированные информационно-измерительные системы) по СТО 34.01-21-004-2019 или «расширенными» версиями АСУ ТП по СТО 56947007-25.040.40.227-2016 от ПАО «ФСК ЕЭС», адаптированными к потребительским сетям низкого напряжения.

Справка

Проведенные в Московском энергетическом институте под руководством д. т. н., проф. Абрамовича Б. Н. исследования влияния качества электроэнергии на работу электрооборудования показали, что при нарушении нормативных показателей качества электроэнергии (КЭ) происходит сокращение срока службы:

• силовых трансформаторов 10/0,4 — в 1,2-1,8 раза;
• асинхронных электродвигателей — в 1,5-2,5 раза;
• приводов, УПП и ПЧ — в 2,0-4,1 раза.

Например, стоимость ущерба от плохого качества электрической энергии в экономике США оценивается более чем в 150 миллиардов долларов в год (данные 2005 г.).

А как оценивается ущерб от плохого качества электроэнергии в экономике России?

Официальная статистика по степени серьезности и распределению падений напряжения отсутствует, но в настоящее время проводятся некоторые измерения регионального масштаба, которые могут дать информацию к размышлению. Например, в исследовании, проводимом одним из основных производителей электроэнергии, замерялись перепады напряжения на 12 участках мощностью от 5 до 30 МВА. За 10 месяцев было зафиксировано 858 перепадов, 42 из которых привели к сбоям и финансовым потерям. Хотя на всех этих 12 участках потребителями были производители с несложной технологией, финансовые потери составили 600 тыс. евро, а максимальная сумма убытков на один участок составила 165 тыс. евро.

Послесловие

В данной статье мы рассмотрели второй аспект компенсации РМ — ее влияние на качество электроэнергии. Как показала практика, этот вопрос достаточно сложен. При его решении выбор правильного решения конкретной проблемы должен быть за специалистами.

Если вы планируете установить систему компенсации РМ на своем предприятии или модернизировать существующую, мы рекомендуем проанализировать поступившие вам предложения от разных фирм и дать ответы на следующие вопросы:

• Решает ли данная фирма проблему компенсации РМ в комплексе?
• Предлагает ли услуги проектирования и монтажа УКРМ?
• Вводит ли в эксплуатацию поставляемые ей установки УКРМ?
• Предлагает ли гарантийное и послегарантийное обслуживание?
• Имеет ли фирма свою техническую и сервисную базу?

Имеет ли продолжительный опыт в этой области и квалифицированный персонал? Ответив на эти вопросы, можете выбирать фирму, с которой вам предстоит решать сложную, но очень важную задачу-повышение качества электроэнергии в вашей электросети.

Целесообразность компенсации реактивной мощности в сетях низкого напряжения

Низкий коэффициент реактивной мощности в потребительских распределительных сетях обуславливает:

• ограничение способности силовых трансформаторов;
• падение и скачки напряжения в сети и на отдельных участках сети;
• перегрузку защитных и управляющих устройств со снижением срока их работы;
• существенное увеличение электрических потерь;
• необходимость увеличения сечения токоведущих кабелей и т.д.

Важно: Как правило, аудит состояния распределительной сети/участка сети происходит с оценкой коэффициента мощности cos φ, который численно определяется отношением активной мощности к полной мощности. Однако большинство российских и зарубежных экспертов рекомендуют выполнять оценку распределительной сети/участка сети по коэффициенту реактивной мощности tg φ, показывающему отношение реактивной мощности к активной мощности, поскольку даже при высоких значениях коэффициента мощности cos φ 0.95 или 0.97 потребляется реактивная мощность, равная соответственно 3 и 4 части активной мощности (см

таблицу ниже).

cos φ	1.0	0.99	0.97	0.95	0.94	0.92	0.9	0.87	0.85	0.8	0.7	0.5	0.316
tg φ	0.0	0.14	0.25	0.33	0.36	0.43	0.484	0.55	0.60	0.75	1.02	1.73	3.016
РМ,%	0.0	14	25	33	36	43	48.4	55	60	75	102	173	301.6

По материалам компании

Здесь находится первый резерв энергосбережения. Как оценить его потенциал?

Как известно, существует несколько видов компенсации РМ:

• единичная;
• групповая;
• общая, (централизованная).

Рассмотрим единичную компенсацию трех основных электроприемников РМ:

• силовые трансформаторы;
• сварочные аппараты;
• электродвигатели.

При единичной компенсации силового трансформатора компенсируется только реактивная мощность холостого хода трансформатора. Для трехфазных трансформаторов, в зависимости от их мощности, компенсируемая мощность составляет от 3-х до 10% от номинальной мощности трансформатора(см.талб.1).

Следовательно потенциал энергосбережения одного силового трансформатора при единичной компенсации в зависимости от его мощности составляет 3-10%.

При единичной компенсации сварочных аппаратов мощность конденсаторов составляет от 30 до 40% от его полной мощности.

Следовательно, потенциал энергосбережения сварочных аппаратов при единичной компенсации составляет 30-40%.

При единичной компенсации электродвигателей реактивная мощность конденсаторов должна соответствовать току холостого ходя электродвигателя (см.Табл.2)

При единичной компенсации электродвигателей мощность конденсаторов составляет от 30 до 40% от его полной мощности.

Следовательно, потенциал энергосбережения электродвигателей при единичной компенсации составляет 30-40%.

Таким образом, при единичной компенсации достигается максимальный эффект энергосбережения, поскольку компенсируется каждый повышенный источник потребления РМ в сети предприятия. При ограниченной мощности, передаваемой от ЭСО к потребителю эти меры дают совокупный эффект экономии электроэнергии в размере 10-20%.

Но экономически невыгодно ставить конденсаторную установку возле каждого электродвигателя, поэтому используют групповую компенсацию, которая компенсирует, например один отходящий фидер от трансформаторной подстанции. Эта мера позволяет компенсировать РМ, потребляемую группой потребителей. Хотя она не так эффективна, как единичная, но позволяет достаточно эффективно управлять потреблением РМ. 

В этом случае экономия электроэнергии составляет 5-10%. Если рассматривать групповую компенсацию с точки зрения соотношения: инвестиции/экономия энергии, то это самый оптимальный способ сокращения затрат на потребление электроэнергии.

Представляет интерес оценка технико-экономической эффективности повышения к-та мощности Cos Fi у потребителей средствами компенсации РМ (при допущении, что потребляемая активная мощность является постоянной)

В Табл.3 приведены результаты снижения нагрузки (полной мощности), а также потерь активной мощности в реальной сети предприятия до и после компенсации:

Табл. 3 Снижение потерь активной мощности

Tg Fi (Cos Fi) до компенсации	Tg Fi (Cos Fi) после компенсации	Снижение полной мощности в %	Снижение потерь активной мощности в %
2,24 (0,4)	0,5 (0,89)	54,42	79,23
2,0 (0,46)	0,5 (0,89)	50,00	75,00
1,0 (0,71)	0,5 (0,89)	20,94	37,5
0,8 (0,77)	0,5 (0,89)	12,7	23,78
0,6 (0,86)	0,5 (0,89)	4,13	8,09
1,0 (0,71)	0,4 (0,93)	23,84	42,0
0,8 (0,77)	0,4 (0,93)	15,90	29,2
0,6 (0,86)	0,4 (0,93)	7,65	14,71
1,0 (0,71)	0,35 (0,94)	25,08	43,88
0,8 (0,77)	0,35 (0,94)	17,27	31,55
0,6 (0,86)	0,35 (0,94)	9,15	17,46

Качество электроэнергии и компенсация реактивной мощности в цифровизованных силовых сетях низкого и низкого среднего напряжения

Если рассматривать «цифровую трансформацию» потребительской сети с позиции менеджмента предприятия, включая лица и подразделения, которые отвечают за состояние оборудования, коммуникаций, электроснабжения в целом, то уже в ближайшей перспективе следует ожидать:

• перераспределения акцентов на приоритетах, обусловленного изменением подхода к самим определениям качества, надежности, стабильности электроснабжения;
• ужесточения требований к обеспеченности силового оборудования контроллерами, причем с быстрым (по времени срабатывания) откликом на управляющие сигналы;
• формализации внедрения технических средств для локализации источников гармонических возмущений, в том числе наряду с УКРМТ.

Приоритеты

Вне зависимости от архитектуры конкретной силовой сети и даже способа последовательной связи полевого уровня ключевым приоритетным условием бесперебойного и четкого функционирования ведущих (master) устройств программно-аппаратного комплекса и ведомых (slave) контроллеров, датчиков или приводов является «чистая» сеть, т. е. не имеющая искажений по току, напряжению, частоте, в том числе вызываемых гармониками/интергармониками. Причем речь идет не только о сегментах силовой сети, но и слаботочных линий, за электромагнитные возмущения на которых ответственна силовая нагрузка, а значит придется решать проблему комплексно и отнюдь не только компенсацией реактивной мощности на фундаментальной частоте 50 Гц.

Справка По факту даже коррекция коэффициента мощности теперь не может рассматриваться с точки зрения экономической целесообразности — нивелирование наброса реактивных токов в силовую сеть становится обязательным условием четкой работы всей архитектуры цифровой сети, а инструмент для контроля над состоянием сети и оборудования уже формализован приказом № 465 Минэнерго России от 14.05.2019 и пока обязательное (с 18 января) техническое освидетельствование откладывалось из-за эпидемиологической ситуации в стране (мире). Следует ожидать и ужесточения контроля над всеми параметрами качества силовой сети по ГОСТ 32144-2013, а также актуализации стандарта с IEEE 1459-2010, где введены определения, нормы, требования к разным составляющим неактивной мощности, в том числе мощности гармоник, искажений тока, напряжения, которые существенно влияют на параметры качества электроэнергии и, соответственно, функциональность связей в архитектуре цифровых сетей.

Ужесточение требований

Здесь в части различных ШИМ-преобразователей (приводов и активных фильтров гармоник АФГ) будут востребованы многоуровневые конвертеры (по терминологии ГОСТ IEC 60050-151-2014) на транзисторах, причем приоритетными становятся биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT), отличающиеся от униполярных МОП-транзисторов (MOS-FET) большей мощностью, а от биполярных транзисторов (LTR) — большим частотным диапазоном.

Мощность и диапазоны рабочих частот транзисторов LTR, MOS-FET и IGBT

Формализации внедрения технических средств

В сегменте установок компенсации реактивной мощности востребованными останутся УКРМТ с управлением тиристорными ключами, а контакторные автоматические УКРМ из-за длительного времени коммутации (с учетом предустановленной задержки с целью исключения частых включений-отключений) наверняка отживают свои последние месяцы.

Справка Несмотря на «закат» автоматических релейных УКРМ, нерегулируемые установки, а также конденсаторные батареи всё же смогут найти применение и быть эффективными в плане снижения затрат на компенсацию реактивной мощности, причем в сетях с любым характером нагрузки, но имеющим «фоновую потребность» в реактивной энергии. Т.е. там, где часть оборудования работает непрерывно экономически оправданно использовать нерегулируемые установки, которые будут «срезать» фоновый наброс реактивных токов и не требуют автоматического управления включением/отключением;

Заключение

Подведем итоги, перечислив основные тезисы о компенсации реактивной энергии:

• Назначение – разгрузка линий электропередач и электрических сетей предприятий. В состав устройства могут входить антирезонансные дроссели для уменьшения уровня гармоник в сети.
• За неё не уплачивают счета частные лица, но платят предприятия.
• В состав компенсатора входят батареи конденсаторов или в этих же целях используют синхронные машины.

Также рекомендуем просмотреть полезные видео по теме статьи:

Материалы по теме:

• Причины потерь электроэнергии на больших расстояниях
• Как определить потребляемую мощность
• Беспроводная передача электроэнергии на расстояния