Характеристики реактивной мощности и предпосылки КРМ

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

В бывшем СССР промышленные предприятия редко простаивали без нагрузки, работали «на полную мощность». Практически на каждом предприятии стояли (обычно фиксированные) системы компенсации реактивной мощности (КРМ). В приказном порядке обеспечивался учет и соблюдение надлежащего значения коэффициента мощности (КМ) предприятия. Спад промышленного производства в нашей стране и простой большинства предприятий привели к временной невостребованности систем ввиду малого потребления мощности простаивающими предприятиями. Постепенно установки КРМ устаревали и выходили из строя. Ставшая нередкой неполная загрузка по мощности промышленного оборудования, особенно старого (Эл. двигателей и т. п.), привела к повышенному поступлению в сеть повышенной электроэнергии.

На современном этапе, с ростом производства, вопросы КРМ снова приобретают актуальность. Полное использование мощностей (при полной загрузке трансформаторов) возможно только при компенсации реактивной составляющей мощности. К слову сказать, на Западе, например в Германии, оборудование редко простаивает и тариф на потребление реактивной мощности (РМ) весьма велик (частные электрические компании четко следят за засорением сети потребителем в целом, и в частности - за наличием у потребителя устройств компенсации). Поэтому практически ни одно коммерческое предприятие там давно уже не обходится без оборудования КРМ.

Технические характеристики, особенности и условия применения современных компонентов КРМ приведены достаточно подробно - на примере компонентов концерна «Epcos» (бывшее подразделение «Siemens» по производству пассивных компонентов). Данный концерн с давних времён специализируется на фазных конденсаторах и компонентов КРМ, являясь общепризнанным лидером в этой области.

Продукция «Epcos» характеризуется широким спектром компонентов (фазные конденсаторы и контакторы разных типов, микропроцессорные регуляторы РМ, защитные дроссели, трех фазные мультиметры и т. д.), необходимых для комплектации систем КРМ различных типов.

Возникновение РМ и необходимость компенсаторов.

Основной нагрузкой электрической цепи современных промышленных предприятий являются асинхронные (электро-) двигатели (АД) и распределительные трансформаторы. Когда заходит речь о мощности нагрузки, то потребителя обычно волнует вопрос об уровне активной составляющей мощности, т. к. именно она определяет полезную работу. С другой стороны, принцип действия и АД, и трансформаторов основан на изменении магнитного поля в индуктивных элементах (обмотках нагрузки).

Отставание тока по фазе от напряжения в индуктивных элементах обуславливает интервалы времени (на рис 1.1 они выделены чёрным цветом), когда напряжение и ток имеют противоположные знаки: напряжение положительно, а ток отрицателен, и наоборот. В эти моменты мощность не потребляется нагрузкой, а подаётся обратно по сети в сторону генератора. При этом электроэнергия, запасаемая в каждом индуктивном элементе, распространяется по сети, не рассеиваясь в активных элементах, а совершая колебательные движения (от нагрузки к генератору и обратно).

Наличие РМ является паразитным фактором, неблагоприятным для сети в целом.

Оно приводит к следующим негативным явлениям, возникающим в распределительной сети:

- снижение пропускной способности,

- повышенные активные потери,

- большое падение напряжения.

Рис. 1.1. Возникновение реактивной мощности

Реактивная мощность Q пропорциональна реактивному току, протекающему через индуктивный элемент: Q = U*IL, где IL- реактивный (индуктивный) ток, U- напряжение сети. Таким образом, полный ток, питающий нагрузку, складывается из активной и индуктивной составляющих: I = IR + IL. Для снижения доли реактивного тока в системе генератор - нагрузка параллельно нагрузки ставятся компенсаторы - приёмники с ёмкостным током. РМ при этом уже не перемещается между генератором и нагрузкой, а совершает локальные колебания между активными элементами - индуктивными обмотками нагрузки и компенсатором (ами). Такая КРМ (снижение индуктивного тока в системе генератор - нагрузка) позволяет, в частности, передать в нагрузку большую активную мощность при той же полной номинальной мощности генератора.

Полная мощность S сети равна

S = PІ+QІ,

где P - активная мощность. Как известно, КМ, числено равный косинусу угла между током и напряжением, определяют как отношение активной мощности к полной: cos ц = P/S. Этим коэффициентом принято характеризовать уровень РМ двигателей, генераторов и сети предприятия в целом.

Примечание. Нередко на ряду с коэффициентом cos ц в качестве КМ используют величину tg ц = Q/P, которая непосредственно характеризует отношение РМ к активной. Однако в данном издании под КМ понимают cos ц.

Рис. 1.2

Коэффициент мощности как характеристика нагрузки.

КМ предприятий и оплата РМ.

Казалось бы, без КРМ можно обойтись, если пренебречь некоторыми расходами, связанными с некомпенсированной РМ, просто увеличив полную мощность генератора (с использованием дополнительного генератора или большей номинальной мощности). Как известно , тариф за потребление 1 квар · ч РМ для большинства предприятий в нашей стране до сих пор несравненно ниже тарифа за 1 кВт·ч активной. Однако, в соответствии с ПУЭ, средневзвешенный КМ электроприёмников должен быть не ниже 0,92….0,95(для обеспечения надёжной работы соседних нагрузок и сети в целом). Соответственно, Главгосэлектронадзор и энергоснабжающие организации устанавливают лимиты расхода РМ практически для каждого предприятия, при превышении которых оно подвергается штрафом.

Кроме того, тариф за 1квар · ч значителен для ряда предприятий, отличающихся весьма высоким уровнем РМ (низким значением КМ, см. таблицу).

Это предприятия, использующие подъёмные краны (для погрузки / разгрузки судов, а также в строительстве и др.), металлопрокатные станы, сварочные трансформаторы, дуговые печи тому подобное оборудование.

Ряд поставщиков электроэнергии определяет тариф оплаты РМ в зависимости от расхода потребителем активной мощности. Кроме того, может быть определенна некоторая «оптимальная» (заданная) величина расхода РМ. С другой стороны, часто определяющим фактором тарифа за расход РМ является не только отрасль, к которой относится предприятие-потребитель, но и территориальный регион, в котором размещено это предприятие.

Например, в 2001г. ОАО «Новосибирскэнерго» определило расчёт надбавки к тарифу по оплате активной мощности при повышенном потреблении РМ (относительно заданного «оптимального» значения) в соответствии с формулой:

h=30·(Qфакт-Qзад)/Pфакт [%],

где Qфакт и Qзад - соответственно фактическое и заданное значение потребляемой предприятием РМ, Pфакт - фактическое значение активной мощности.

Например, при Pфакт = 150 000 кВт,

Д Qфакт = Qфакт- Qзад = (150 000-100 000)кВт = 50 000квар,

h = 30·(50 000/150 000)% = 10%.

Соответственно, при тарифе на РМ 0,2руб./кВт потребитель дополнительно к оплате активной мощности оплачивает 150 000 кВтЧ0,2руб./кВт = 15000руб.

В целом, отсутствие тарифов по оплате РМ ряда регионов - либо низкий тариф указывают на бесхозяйственный подход соответствующих хозяйствующих организаций к учёту промышленных энергозатрат и отсутствие должной политики энергосбережения.

Табл. 1. КМ некоторых типов оборудования

Величина cos ц = 0,7соответствует паспортным данным многих АД. Однако в нынешних условиях роста промышленного производства не редки случаи, когда в целях решения задач, требующих ограниченного уровня активной мощности и нагрузки, применяется старое оборудование, рассчитанное производителем на гораздо бульшую номинальную мощность. Такой нештатный режим эксплуатации электродвигателей и генераторов, с неполной загрузкой по мощности (активной), характеризуется повышенным уровнем поступающей реактивной мощностью (снижение КМ АД).

Табл. 2. Снижение КМ при неполной загрузке АД

Из этой таблицы следует, что, например, если cos цштатн_ад = 0,8, то при загрузке на 80% cos ц(80%) = 0.9 ? 0.8 = 0.72. А при cos цштатн_ад = 0.7 и загрузке на 50% - cos ц (50%) = 0.7 ? 0.7 = 0.49.

В приложении приведена монограмма расчёта отклонения КМ незагруженного АД от номинального cos ц NOM на основе измерения статорного тока АД.

При работе АД на холостом ходу его КМ может снижаться до 0.1…0.3. невозможность эксплуатации АД с полной загрузкой по мощности часто является следствием не качественно проведённого ремонта АД, при котором произведены следующие изменения в их конструкции:

? уменьшенное число обмотки;

? увеличенный воздушный зазор;

? замена провода обмотки новым, имеющим большее сечение.

Повышенным уровнем РМ характеризуется также работа АД при тяжёлых условиях пуска.

Достоинства КРМ.

Увеличение пропускной способности.

Узким местом предприятий, не отличающихся высоким КМ, является, в частности, пропускная способность сети.

Как видно из предыдущих таблиц, обычная величина КМ АД близка 0.6…0.7. если на предприятии эксплуатируются АД без компенсаторов, то и общий КМ предприятия, как правило, близок к 0.7. Допустим, потребитель предприятия с КМ = 0.7 питается от трансформаторной подстанции (ТП), где полная номинальная мощность трансформатора 630кВ ? А. Тогда активная максимальная мощность, которую может получить один потребитель при условии, что он один нагружает всю ТП, равна P = S cos ц = (630 ? 0.7)кВт = 440 кВт. Для потребления большей мощности уже требуется задействование второй ТП. В то же время, КРМ с увеличением КМ до 0.9 обеспечила бы использование дополнительно 130 кВт активной мощности при тех же параметрах распределительного трансформатора.

Следует отметить, что повышение напряжения распределительного трансформатора, производимое некоторыми электриками в нарушении допустимых норм, как правило, не приводит к существенному выигрышу в активной мощности, но может создать аварийную ситуацию в результате перегрева трансформатора (за счет превышением тока допустимого придела) и выхода его из строя. Например, при мощности трансформатора S=630 кВ ? А и напряжении 10 кВ (по высокой стороне сети) провода его первичной обмотки рассчитываются производителем на номинальный ток, равный 63А. Значительное превышение данной величины недопустимо.

Снижение активных потерь.

Эксплуатация оборудования при низком КМ, помимо ограничения пропускной способности сети, приводит к повышенным потерям активной мощности ДР в проводах. Если r -- сопротивление проводов, то ДР = rl2, где l -- полный ток. Так как l = S/U, то

ДР = rS2/U2 = r(P2 + Q2)/U2 = rP2/U2 + rQ2/U2.

Таким образом, активные дополнительные потери, связанные с некомпенсированной РМ, пропорциональны её квадрату: ДРQ = rQ2/U2. как известно, потери также пропорциональны сопротивлению проводов, а следовательно длине провода l, и обратно пропорциональны его сечению S, : r = rл/S, где r удельное сопротивление провода. Поэтому КРМ особенно актуально, когда нагрузка подключена тонким протяжённым кабелем, выполненным из алюминия, т. к. проводимость м9062еди (гCu = 54 мм-1 ? мОм-1, г = 1/r ) больше проводимости алюминия (гAl = 32 мм-1? мОм-1, г = 1/r).

Следует также учесть, что реальное (эффективное) сопротивление соединительных проводов, подключающих нагрузку (нагрузка редко бывает подключена единым отрезком провода/кабеля), может значительно превосходить сопротивление отдельных отрезков провода ( на порядок) за счёт неизбежных на практике стыков, воздушных отрезков, наращений и т. п. Поэтому эффективное сопротивление провода rэфф = kR · r, где коэффициент kR выбирают с учетом реальной характеристики соединительных проводов. Таким образом, ДРQ = kR· rQ2/U2.

Нередко потребитель материально ответственен за потери в фидере, соединяющем его ТП (местную, напряжение трансформатора которой по высокой стороне равно, скажем, 6.3 кВ) с головной ТП (110 кВ). При этом величина экономического эффекта от КРМ для потребителя зависит также от параметров этого фидера.

Кроме того, большие активные потери в проводах могут приводит к перегреву и повреждению, в том числе, к нарушению (оплавлению) изоляции проводов и короткому замыканию проложенных совместно (например в одном кабиле) проводов, а следовательно к пожарам и другим чрезвычайным ситуациям.

Снижение потерь (провала) напряжения

Потери (провал) напряжения в однофазной сети равны ДU = U1 - U2 = 2rl, где r -- сопротивление проводящих проводов, U1 -- напряжение на зажимах генератора, U2 -- напряжение, подведённое к нагрузке (см. рис. 1.2). Для нормального функционирования нагрузки необходимо, чтобы напряжение U2 не опускалось до определённой величины (U2_доп), указанной в ПУЭ для соответствующей нагрузки. Это значит, что потери ДU должны быть строго ограничены (если номинальное напряжение нагрузки опустится ниже допустимой нормы, она может просто перестать функционировать). Соответственно, вводя ограничения на полный ток lдоп и реактивную составляющую тока (пропорциональную РМ):

Iдоп ? (U1 - U2_доп)/2r.

Рис. 1.3. Провал напряжения в сети: а) схема, б) график

Например, напряжение на зажимах двигателей не должно отличатся от своего номинального значения более чем на ±5%. Аким образом, U2 ? 0.95 U1, т. е. для двигателя допустимая величина полного тока в подводящих проводах определяется выражением:

ІДОП ? 0.5 U1/2r = 0.025 U1/r.

Другой пример: ПУЭ предписывают выполнять проводку так, чтобы напряжение U2 внутреннего рабочего освещения промышленных предприятий и общественных зданий не опускалось ниже 97.5% U1. Тогда

ІДОП ? 0.025U1/2r = 0.0125U1/r.

С другой стороны, повышение выходного напряжения генератора (распределительного трансформатора), например, с 380 до 440 В, может быть небезопасным по отношению к остальным нагрузкам (дополнительно к угрозе перегрева трансформатора), которые расположены ближе к генератору и неподвержены падениям напряжения в подводящих проводах. Такое повышение напряжения, с которым мы сталкиваемся на практике, приводит нетолько непосредственно выхода из строя электроприёмников -- перегоранию обмоток двигателей, завариванию контактов пускателей и контакторов и т. п., но вызывает и косвенный ущерб. В частности, превышение напряжения U2 на 10% сокращает срок службы ламп накаливания в три раза. Соответственно, лампа будет работать 300…350 ч вместо положенных 1000ч и т. д..

Для трёхфазной цепи потери напряжения ДU определяют как разность линейных напряжений U1 и U2.

При этом разность фазных напряжений равна ДUц = U1 - U2 = 1.73? ДUц = 1.73rІ. Продольное включение конденсаторов применяют для компенсации потери напряжения в линии (воздушной).

При включении конденсаторов потеря напряжения в линии определяется:

ДU = v3І(rcosц + (xL - xC)sinц)

Уменьшение потери напряжения прежде всего зависит от КМ нагрузок. Если он близок к нулю, то компенсирующее действие последовательно включенных конденсаторов стремится к нулю.

КМ сельских сетей в период максимальных нагрузок составляет 0.7…0.9 и, следовательно, продольная компенсация эффективна. Особенно хорошо компенсируются потери от пусков крупных двигателей, когда наблюдается большой пусковой ток с малым КМ. Поскольку конденсаторы в нормальном режиме находятся, составляющим 5…20%, напряжения сети их выбирают на стандартное ближайшее напряжение, значительно меньшее напряжение сети. Однако при коротких замыканиях почти всё напряжение сети оказывается приложенным к конденсаторам. Они выдерживают 3.5 - кратные перенапряжения в течении 0.2с, а 2.5 - кратные в течении 30с, поэтому, в ряде случаев, могут работать без защиты. При больших кратностях напряжения конденсаторы следует защитить. Это осуществляют воздушным искровым промежутком, замыкающим конденсатор накоротко при повышении напряжения. Последовательно с искровым промежутком включают катушку контактора, который также замыкает конденсатор.

При напряжении в сети 35кВ на конденсаторе напряжение непривышает 1…3кВ.. При этом трудно создать стабильно работающий искровой промежуток. Если ток короткого замыкания невелик, то используют газонаполнительный разрядник.

Необходимая мощность конденсаторов равна:

Qc = k ? S,

где k -- коэффициент; S -- максимальная мощность в месте установки конденсаторов,

k = sinц -¦ 1ццц ц cos2ц v (1+ДUc)2

где ц -- угол сдвига фаз нагрузки при максимальном режиме;ДUc -- надбавка напряжения, которую желательно получить (выражена в о.е. по отношению к номинальному напряжению сети).

Для подбора конденсаторов определяют их реактивное сопротивление:

XC = QC/3І2,

где ц

І = S/v3U

Конденсаторы подбирают так, чтобы их сопротивление было как можно ближе к расчётному, но не менее.

При радиальной линии с одной нагрузкой на конце место установки конденсаторов, с точки зрения потери напряжения безразлично. Однако целесообразно размещать их в конце линии у потребителя, тогда большинство к/з будет до них, а следовательно они не будут подвергаться перенапряжениям.

Цццццццццццццц ДUc % = 100(1 - v1 - 2Msinц + M2),

где ц

M = v3I * XC/U2.

Параллельное или поперечное включение конденсаторов компенсирует потерю напряжения в линии

ДU = (Pr +(QL-QC)X)/UH

P -- активная мощность нагрузки; Q -- индуктивная мощность нагрузки; QC -- ёмкостная мощность конденсаторов.

Добавку напряжений при поперечной ёмкостной компенсации определяют:

ДU% = QKX/10Uн2,

где QK -- мощность конденсаторов поперечной компенсации; X -- реактивное сопротивление элементов сети от источника питания до места установки конденсаторов (Ом); Uн -- номинальное напряжение сети (кВ).

Табл. 3. Технические характеристики конденсаторов для продольной ёмкостной компенсации

Для поперечной ёмкостной компенсации выпускают конденсаторы в однофазном и трёхфазном исполнении. Трёхфазные конденсаторы соединяют в треугольник, а однофазные обычно собирают в треугольник, реже в звезду. Мощность отдельных банок достигает 4…50квар.

Табл. 4. Технические характеристики конденсаторов (однофазных) для поперечной ёмкостной компенсации

У1 - для наружной установки; У2 - для внутренней установки. Мощность установки для трёхфазных конденсаторов рассчитывают по формуле:

Q = 4C12рfU2/1000,

где Q -- суммарная мощность (квар); C12 -- ёмкость между двумя выводами конденсатора (мкФ); f = 50Гц. -- номинальная чистота; UH -- номинальное напряжение (кВ).

Чем ближе к месту потребления реактивной мощности устанавливают компенсирующее устройство, тем меньше может быть его номинальная мощность. По этой причине комплектные конденсаторные установки 10 (6)кВ получили ограничения применения по сравнению с установками 0.38кВ.

конденсатор асинхронный трансформатор емкостный

Табл. 5. Рекомендуемая мощность конденсаторных батарей 0.38кВ для сельских потребителей

Размещено на Allbest.ru