Проблемы реактивной мощности и решение задач повышения надежности и устойчивости распределительных электрических сетей

Введение в тему Q и U
– уроки аварии 25 мая 2005 г. Последствия аварии
Технические
Социальные
Отключение потребителей:
Около 20 тыс. людей были заблокированы в поездах московского метро, около 1,5 тыс. застряли в лифтах
Без электроснабжения остались около 4 млн. людей, большое количество предприятий, а также социально значимые объекты (продолжительность отключения составила от нескольких часов до суток).
Причины аварии
· Московская энергосистема – около 2500 МВт
(26% от общего энергопотребления в регионе)
· Тульская энергосистема – 900 МВт (87%)
· Калужская энергосистема – 100 МВт (22%)
изложены в «Отчете по расследованию аварии в ЕЭС России», происшедшей 25.05.2006», размещенном на интернет-сайте ОАО РАО «ЕЭС России»
http://www.rao-ees.ru/ru/news/news/account/show.cgi?content.htm

Этапы развития аварии
Уроки аварии 25 мая 2005 г. (продолжение)
Каскадное развитие аварии. Отключение генерирующего оборудования (автоматическое или ручное). Прекращено энергоснабжение конечных потребителей в Московской, Тульской и Калужской энергетических системах.
Подстанция «Чагино» пол-ностью отключена от Мос-ковской энергосистемы из-за повреждения оборудования (трансформаторы, воздушные выключатели, система воздухопроводов, изоляция)
Разорвано Московское энергокольцо 500 кВ из-за отключения ВЛ со стороны ПС «Чагино».
Не достаточно правиль-ные действия оператив-но-диспетчерского и дежурного персонала
Перегрузка нескольких ЛЭП 110 и 220 кВ, выз-вавшая провисание проводов
Многочисленные отключения ЛЭП 110-220 кВ
Перегрузка остав-шихся ЛЭП 110 кВ
Падение напряжения в сети 110-220 кВ
Возникновение дефици-та реактивной мощности
Падение напряжения в южной части Московс-кой энергосистемы

Допустимые токовые нагрузки ВЛ были посчитаны на температуру наружного воздуха 20оС
Введение в тему – уроки аварии 25 мая 2005 г. (продолжение)
Взаимосвязь возросших токовых нагрузок ВЛ с высокой температурой наружного воздуха, солнечной радиацией и порослью
3

ПРОБЛЕМА! Происходит рост потребности в доставке реактивной мощности к шинам нагрузки – нонсенс!
После отмены приказом Министра энергетики (10.01.2000 №2) Правил пользования электрической и тепловой энергией, потребители перестали участвовать в поддержании напряжения на шинах нагрузок
Появились проблемы с поддержанием (повышением) напряжения на шинах нагрузок
Возросли потоки реактивной мощности по системо-образующим и рас-пределительным сетям к шинам нагрузок
Ограничилась пропускная способность ВЛ по активной мощности и существенно возросли потери в сетях
Безусловно, будь скомпенсирована реактивная мощность у потребителей Московской энергосистемы, майской аварии 2005 года могло бы не быть. Скорее всего, ее и не было бы, потому что не было бы такой загрузки реактивной мощностью и соответственно дополнительного провиса отключившихся линий электропередачи, напряжение в узлах нагрузок было бы выше, генераторы бы не перегрузились из-за форсировки возбуждения с целью увеличения выдачи реактивной мощности, так как она не потребовалась бы, хватило бы времени на загрузку пускаемого оборудования и т.д.
После ухода потребителей от обязанности компенсировать потребляемую реактивную мощность получен суммарный негативный результат -
исключение из баланса ЕЭС России более 50 тыс. МВар ИРМ потребителей
4

Повышенное потребление реактивной мощности электроприемниками или пониженный коэффициент мощности
РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ И ПРОБЛЕМЫ…
Дополнительное увеличение тока электрической сети
Снижается пропускная способность сетей
5

Как показывает практика это условие не выдерживается из-за пониженного уровня напряжения в установившихся режимах работы сети.
При пониженных напряжениях вероятность отключения потребителей при провалах напряжения значительно возрастает!
Изменение напряжения относительно номинального значения Uном оказывает неблагоприятное влияние на режимы работы, производительность и технико-экономические показатели всех элементов электрической системы.
В соответствии с ГОСТ 13109-97 в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения нормально и предельно допустимые значения установившегося снижения напряжения δ U на выводах приемников электрической энергии не должны превышать 5% и 10% соответственно от номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 721 и ГОСТ 21128 (номинальное напряжение).
где
U – напряжение в узле в рассматриваемом режиме;
U кр – критическое напряжение в том же узле, при котором нарушается статическая устойчивость нагрузки
Коэффициенты запаса статической устойчивости электроэнергетической системы по напряжению в узлах нагрузки, которые в нормальном режиме должны быть не менее 15 %, в послеаварийном режиме – не менее 10 %, рассчитываются по формуле:
В системе электроснабжения потребителей для минимизации вероятности отключений потребителей должен быть выдержан запас статической устойчивости нагрузки по напряжению.
6

ПОЧЕМУ ОПАСНО СНИЖЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ?
статические характеристики реактивной мощности Qн = f(U) более крутые, чем статические характеристики активной мощности Pн = f(U) – изменение напряжения на 1% приводит к изменению реактивной мощности на 2-5%, в то время как активной лишь на 0,6-2%;
при снижении напряжения на шинах нагрузки до уровня U < Uкр (критического напряжения статической характеристики узла нагрузки по напряжению) происходит резкое повышение потребления реактивной мощности, приводящее к увеличению потери напряжения, дальнейшему снижению напряжения и быстроразвивающемуся в течение нескольких секунд процессу, называемому лавиной напряжения
При снижении напряжения потребитель свою мощность все равно выбирает…
7

Первые шаги по нормализации напряжения в распределительных сетях
В соответствии с приказом РАО ЕЭС «России» от 25.10.2005 №703 широкомасштабно осуществляется процесс сертификации качества электрической энергии, в рамках которого проводится оценка уровней напряжения в распределительных сетях на соответствие требованиям ГОСТ 13109-97 и разрабатываются соответствующие мероприятия и план-графики их выполнения. Целью данной работы является приведение качества электрического тока по напряжению в соответствие с требованиями указанного стандарта.
98% электросетевых компаний получили сертификаты соответствия электрической энергии установленным требованиям на центры питания, входящие в первую очередь планов-графиков.
В Московской энергосистеме реализуются проекты по устранению дефицита реактивной мощности за счет установки в 2006 году секционированных БСК в наиболее проблемных ПО НАПРЯЖЕНИЮ узлах ( ПС Кубинка, Можайск, Слобода, Грибово).
Реализация поручений приказа РАО ЕЭС «России» от 25.10.2005 №703 – это, прежде всего:
контроль и оценка состояния уровней напряжения в распределительных сетях, позволяющий увидеть в целом картину обеспечения статической устойчивости по напряжению систем электроснабжения и, соответственно, устойчивости нагрузки потребителей;
удовлетворение потребителей по качеству электрической энергии и надежности электроснабжения;
снижение потерь и улучшение технико-экономических показателей систем электроснабжения, т.е. улучшение результатов бизнеса электросетевых компаний.
КОНКРЕТНЫЕ ШАГИ ПО УСТРАНИЕНИЮ ПОНИЖЕННОГО НАПРЯЖЕНИЯ:
8

Нормализация напряжения в распределительных электрических сетях – это не только взаимосвязь процессов повышения надежности и социального имиджа электросетевых компаний, но и повышение технико-экономической эффективности сетевого бизнеса.
Потери активной мощности определяются по формуле, кВт:
Δ P = 3 × I 2 × r × 10 3
При этом важно понимать, что электротехнические исследования и расчеты показывают следующую приблизительную зависимость для режима пониженного напряжения в распределительной сети между уровнем напряжения и потерями - повышение напряжения в сети на 5 % снижает потери мощности на 10 % и наоборот.
Поэтому для уменьшения потерь важно снизить величину полного тока, что и достигается снижением потоков реактивной мощности в распределительных сетях за счет ее компенсации у потребителя или на ПС, расположенных вблизи от потребителя.
где: I – полный ток нагрузки, А; r – сопротивление, Ом.
т.е. потери зависят от квадрата тока нагрузки, а величина тока, в свою очередь зависит от полной мощности, при этом чем выше Q, тем выше I
9

Потери в электрических сетях
Уменьшение потерь активной электроэнергии, обусловленных перетоками реактивных мощностей, является реальной эксплуатационной технологией энергосбережения в электрических сетях. Эффективное экономическое регулирование реактивных перетоков является одной из наиважнейших проблем Российской электроэнергетики.
Снижение потерь по Холдингу на 1% только за счет компенсации реактивной мощности на шинах нагрузок высвободит для потребителей же
1600 МВт, на 2 % - 3200 МВт и т.д.
Поэтому с потерями надо бороться вооружившись знаниями, замерами, формулами и расчетами, схемно-режимными мерами и улучшением баланса реактивной мощности.
Исходной точкой данной работы должно являться признание факта повсеместной загрузки линий электропередачи распределительных сетей потоками реактивной мощности в диапазоне 60-80% от величины активной мощности (в ряде случаев более 100%).
10

СУЩЕСТВУЕТ ОГРАНИЧЕНИЕ КОКУРЕНТНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ РЫНКА СИСТЕМНЫХ УСЛУГ В ЧАСТИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
ШР или УШР
БСК
Реактивная мощность не должна
поставляться потребителю по сетям!
Q
P
УШР + БСК или
СК
БСК
T 15/110
Г
T 110/10
T 10/0,4
из этого следует вывод:
11

В недавнем историческом прошлом необходимая и достаточная по техническим соображениям реактивная мощность в ЕЭС России составляла 0,6 кВар на 1 кВт суммарной активной нагрузки, а реальные значения коэффициентов мощности составляли сos φ (tg φ) на шинах 6-10 составляли 0,93 (0,4) .
В современных же сложившихся условиях общее потребление реактивной мощности Q потр∑ приближенно оценивается в размере 1 кВар на 1 кВт суммарного потребления (нагрузки) активной мощности Р нагр∑.
12

Субъекты баланса реактивной мощности, их источники реактивной мощности и средства ее компенсации
Электростанции. Источники Q: синхронные генераторы – Q(L,C) , асинхронизированные генераторы – Q(L,C), шунтирующие реакторы – QL
Подстанции ЕНЭС. Источники компенсации Q: шунтирующие реакторы – Q L , управляемые шунтирующие реакторы – QL , синхронные компенсаторы – Q(L,C)
Объекты добычи и транспорта нефти и газа. Насосные водоканалов. Источники компенсации Q: шунтирующие реакторы – Q L , управляемые шунтирующие реакторы – QL , синхронные двигатели – Q(L,C) , синхронные компенсаторы – Q(L,C), батареи статических конденсаторов – QC
Населенные пункты. Источники компенсации Q: батареи статических компенсаторов – QC крупных модульных потребителей (насосные, очистные, крупные офисы, торговые, спортивные и развлекательные центры, подстанции электрофицированного транспорта).
Промышленные потребители. Источники компенсации Q: батареи статических компенсаторов – QC, синхронные двигатели – QC, генераторы блокстанций – Q(L,C)
Подстанции РСК. Источники компенсации Q: шунтирующие реакторы – Q L , управляемые шунтирующие реакторы – QL , синхронные компенсаторы – Q(L,C), батареи статических конденсаторов – QC
Сельскохозяйственные потребители. Источники компенсации Q: батареи статических компенсаторов – QC, зарядная мощность незагруженных линий электропередачи – QC
Высоковольтные линии электропередачи. Источники компенсации Q: зарядная мощность линий электропередачи – QC
Мелкомоторное производство. Источники компенсации Q: батареи статических компенсаторов – QC, синхронные двигатели – QC
13

Особенности рынка услуг по реактивной мощности и поддержанию напряжения заключаются в том, что он безусловно РЕГУЛИРУЕМЫЙ!
Генерируемая генераторами реактивная мощность передается в высоковольтные электрические сети.
В отличие от активной мощности реактивная мощность для потребителей не должна поставляться по линиям электропередачи высокого напряжения, так как это значительно увеличивает потери в сети и снижает пропускную способность ВЛ.
По техническим и экономическим соображениям передача реактивной мощности и по распределительным сетям нецелесообразна, так как это приводит к ограничению пропускной способности электрических сетей и значительным потерям в них.
Регулирование напряжения в системе электроснабжения осуществляется изменением коэффициентов трансформации трансформаторов, реакторами, синхронными компенсаторами, батареями статических конденсаторов и т.п.
Распределительная сеть не должна быть загружена реактивной мощностью!
1
2
3
4
5
Но правильнее, если нехватку реактивной мощности потребитель компенсирует собственными источниками реактивной мощности.
Это выгодно всем: потребителям, электросетевым компаниям, ЕНЭС России и экономике России!
6
Потребитель реактивную
мощность МОЖЕТ покупать (но дорого!), причем только у своей электроснабжающей организации.
6
Только этот сегмент рынка реактивной мощности может быть конкурентным с точки зрения экономической и технической конкуренции по принципу «купить или иметь свое», но и то выбор варианта будет ограниченным и во многом зависеть от загруженности подводящей электрической сети!
14

Пример компенсации реактивной мощности
До компенсации:
P = 30 МВт,
Q = 20 Мвар.
Нагрузка:
P = 10,17 МВт,
Q = 4,26 Мвар.
Нагрузка:
P = 6,50 МВт,
Q = 5,99 Мвар.
Нагрузка:
P = 7,81 МВт,
Q = 4,68 Мвар.
После компенсации:
P = 27,01 МВт,
Q = 2,80 Мвар.
До компенсации:
P = 28,16 МВт,
Q = 19,10 Мвар.
После компенсации :
P = 26,04 МВт,
Q = 3,41 Мвар.
Iдо = 180 А
Iпосле = 136 А
∑ Iдо = 728 А
∑ Iпосле = 706 А
∑ Iдо= 613 А
∑Iпосле =430 А
∑ Iдо = 610 А
∑Iпосле = 588 А
Снижение тока на 25%
Снижение тока на 30%
Снижение тока на 3%
Снижение тока на 4%
15

«Реактивная мощность»
и нормативные документы
Предельное значения коэффициентов реактивной мощности tg φ для 110 кВ не более 0,5, для 35 кВ – 0,4, 6-20 кВ – 0,4, 0,4 кВ – 0,35.
«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)».
Приказ Минтопэнерго № 49 от 22.02.2007 года определяет порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для энергопринимающих устройств.
16

Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг (в редакции Постановления Правительства РФ от 31.08.2006 №530):
Потребители должны соблюдать значения соотношения (тангенса) потребления реактивной и активной мощности, определенной в договоре в соответствии с порядком, утвержденным Минпромэнерго РФ. Указанные характеристики определяются:
сетевой организацией для потребителей услуг, присоединенным к электрическим сетям напряжением 35 кВ и выше;
сетевой организацией совместно с СО для потребителей услуг, присоединенных к электрическим сетям напряжением выше 35 кВ.
При отклонении потребителя от установленных договором значений соотношения в результате участия в регулировании реактивной мощности по согласованию 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 ФСТ РФ.
В случае несоблюдения потребителем услуг установленных договором значений соотношения потребления активной и реактивной мощности, кроме случаев, когда это явилось следствием выполнения диспетчерских команд или распоряжений субъекта оперативно-диспетчерского управления либо осуществлять по соглашению сторон, он устанавливает и обслуживает устройства, обеспечивающие регулирование реактивной мощности, либо оплачивает услуги по передаче электрической энергии, в том числе в составе конечного тарифа (цены) на электрическую энергию, поставляемую ему по договору электроснабжения, с учетом соответствующего повышающего коэффициента.
Убытки, возникающие у сетевой организации или третьих лиц в связи с нарушением установленных значений соотношения потребления активной и реактивной мощности, возмещаются лицом, допустившим такое нарушение, в соответствии с гражданским законодательством РФ
17

Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям , утвержденные постановлением правительства РФ от 27.12.2004 № 861:
Технические условия для технологического присоединения являются неотъемлемой часть договора об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям.
В технических условиях должны быть указаны обоснованные требования по усилению существующей электрической сети в связи с присоединением новых мощностей …, …, ……, …, установка компенсирующих устройств для обеспечения качества электроэнергии.
«Правила розничного рынка электроэнергии и мощности и порядка ограничения потребителей», утвержденные постановлением Правительства РФ от 31.08.2006 № 530:
п. 137. Если условиями договоров оказания услуг по передаче электрической энергии (энергоснабжения) предусматривается необходимость соблюдения определенного соотношения потребления активной и реактивной мощности, сторонами обеспечивается учет реактивной мощности.
«Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, согласованные Минюстом:
п. 6.3.16. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть задан при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем. При необходимости диспетчерские органы должны использовать источники реактивной мощности у потребителей для регулирования напряжения в контрольных пунктах.

РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» (СО 153-34.20.185-94, включен в прил. 1 к приказу РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 №422:
Глава 2.4. (Электрические нагрузки сетей 10(6) кВ и ЦП). Коэффициент мощности (сos φ) для линий 10(6) кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности tg φ принимается равным 0,43).
Глава 5.2. (Уровни и регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности):
5.2.1. В городских электрических сетях должны предусматриваться технические мероприятия по обеспечению качества электрической энергии согласно требованиям ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения».
5.2.2. В электрических сетях должны быть обеспечены отклонения напряжения у приемников электрической энергии, не превышающие +-5% номинального напряжения сети в нормальном режиме и +-10% в послеаварийном режиме.
5.2.7. Сети 0,38-10 кВ должны проверяться в соответствии с ГОСТ 13109-97 на допустимые значения размаха изменения напряжения при пуске электродвигателей, а также по условию их самозапуска.
5.2.9. Компенсация реактивной нагрузки промышленных и приравненных к ним потребителей выполняется в соответствии с действующими нормативными документами по расчетам с потребителями за компенсацию реактивной мощности и по компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий.
Компенсирующие устройства рекомендуется устанавливать непосредственно у электроприемников.
Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается.

Методические указания по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минпромэнерго от 30.06.2003 №281:
5.35. При расчетах установившихся режимов следует исходить из того, что для снижения колебаний напряжения в сетях энергосистем от работающих у потребителей мощных электроприемников (дуговые сталеплавильные печи, синхронные двигатели) и несимметрии напряжения, создаваемой тяговой нагрузкой, потребителем осуществляются расчеты и проводятся мероприятия, обеспечивающие условия выполнения требований к качеству напряжения.
5.36. Выбор мощности и места установки компенсирующих устройств (статических тиристорных компенсаторов и синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов шунтовой и продольной компенсации, управляемых и неуправляемых шунтирующих реакторов и других регулируемых средств компенсации реактивной мощности) в основной и распределительной сети производится исходя из необходимости повышения пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах, условий включения линий, защиты от внутренних перенапряжений, поддержания необходимых уровней напряжения, обеспечения непрерывного быстрого регулирования напряжения.
5.36.1. Реактивные составляющие максимальных нагрузок в расчетах режимов электрической сети принимаются на основе анализа отчетных и проектных данных.
Синхронные двигатели рекомендуется принимать с выдачей реактивной мощности.
При отсутствии исходных данных по реактивной составляющей нагрузки коэффициент реактивной составляющей нагрузки (tg φ ) рекомендуется принимать не выше следующих значений:
6-10 кВ = 0,4, 35 кВ = 0,49, 110 кВ = 0,54, 220 кВ = 0,59.
5.36.3. В целях снижения потерь мощности и электроэнергии в электрической сети рекомендуется рассматривать целесообразность установки дополнительных компенсирующих устройств, главным образом, непосредственно у потребителей на напряжении 0,4-10 кВ.
5.36.4. Применение регулируемых средств компенсации реактивной мощности (статических тиристорных компенсаторов, управляемых реакторов) на подстанциях основной сети энергосистем рассматривается при необходимости обеспечения быстрого и непрерывного регулирования напряжения.