компенсация реактивной мощности тангенс фи
Компенсация реактивной мощности в сетях напряжением 6.3-10.5/0,4 кВ
Причины необходимости компенсации реактивной мощности у потребителя электроэнергии. Некоторые аспекты применения коэффициентов мощности cos φ и реактивной мощности tg φ. Особенности компенсации реактивной мощности в сетях напряжением 6.3-10.5/0,4 кВ.
Выработка, передача и потребление электроэнергии переменного тока сопряжено с решением ряда проблем и ключевой из них можно смело считать проблему компенсации реактивной мощности. В сетях переменного тока de facto потребителями реактивной мощности являются, как звенья самой сети (линии электропередачи, трансформаторы подстанций, шунтирующие реакторы и т.д.), так и все без исключения приемники электроэнергии, причем львиную долю реактивной мощности (порядка 60%) потребляют асинхронные двигатели сетей среднего и низкого напряжения, около четверти всей реактивной мощности приходится на трансформаторы разного назначения, в том числе трансформаторы понижающих подстанций и одну десятую часть делят между собой приемники, использующие для запуска и работы переменное магнитное поле (индукционные печи, выпрямители и т.д.).
Генераторы электростанций в нормальном режиме работы вырабатывают активную мощность, в режиме перевозбуждения — реактивную мощность в объемах от 20% до 70% от средней потребности в реактивной мощности распределительных сетей, понижающих подстанций и приемников электроэнергии у потребителей. Также незначительная доля потребности в реактивной мощности компенсируется емкостью воздушных и кабельных линий, но все это в совокупности не решает и даже отчасти усугубляет проблему дефицита реактивной мощности и вызываемых этим негативных последствий, поскольку транспорт реактивной мощности от генераторов электростанций:
По этим причинам в РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» (п. 5.2.9), «Методических указаниях по проектированию развития энергосистем» Минпромэнерго (п. 5.36.3), «Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» Минэнерго РФ (п. 6.3.16) и ряде других нормативно-правовых актов определена необходимость использования устройств компенсации реактивной мощности у потребителей, что снижает объемы перетоков мощности и в целом увеличивает пропускную способность сетей различного напряжения.
Некоторые аспекты применения коэффициентов мощности cos φ и реактивной мощности tg φ.
В «Приложении к Порядку расчета 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 (договоры энергоснабжения)» (Приказ №49 Минпромэнерго России от 22 февраля 2007 года) определены предельные значения коэффициентов мощности cos φ и реактивной мощности tg φ в зависимости от точки присоединения потребителя к распределительной сети.
| Положение точки присоединения потребителя к электрической сети | tgφ | cosɸ |
|---|---|---|
| Напряжением 110 кВ (154 кВ) | 0.5 | 0.9 |
| Напряжением 35 кВ (60 кВ) | 0.4 | 0.93 |
| Напряжением 6-20 кВ | 0.4 | 0.93 |
| Напряжением 0,4 кВ | 0.35 | 0.94 |
При аудите электрической распределительной сети или сегмента электрической сети, находящегося в балансовой принадлежности потребителя может использоваться, как коэффициент мощности cos φ, определяемый отношением активной мощности к полной мощности, так и коэффициент реактивной мощности tg φ, численно равный отношению реактивной к активной мощности. Вместе с тем таблица ниже демонстрирует недостаточность коэффициента мощности cos φ для точной оценки потребности в потреблении реактивной мощности.
| 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 |
Из данных таблицы видно, что даже при высоких значениях коэффициента мощности cos φ = 0.95 электроприемниками/звеньями электрической сети потребляется реактивная мощность величиной в 33% от активной мощности, а уже при значении коэффициента мощности cos φ = 0.7 объемы потребляемой активной и реактивной мощности сравниваются. Поэтому более целесообразно выполнять оценку распределительной сети/сегмента сети в балансовой принадлежности потребителя по коэффициенту реактивной мощности tg φ, показывающему реальный баланс активной и реактивной мощности.
Особенности компенсации реактивной мощности в сетях напряжением 6.3-10.5/0,4 кВ
Целесообразность компенсации реактивной мощности для потребителя можно рассматривать, как в техническом, так и экономическом аспектах. В случае подключения потребителя к распределительной сети 6,3 (10,5) кВ конденсаторные установки могут интегрироваться на подстанции в балансовой принадлежности электросетевой компании и тогда потребитель будет иметь чисто техническую выгоду от качества получаемой электроэнергии. При установке КРМ 6,3 (10,5) кВ (или УКРМ 6,3 (10,5) кВ) на шинах РУ 6,3 (10,5) кВ предприятия, или на шинах РУ цеховых ТП 6-10/0,4 кВ, шинах первичных цеховых РП 0,4 кВ, а также непосредственно у электроприемников, потребитель будет иметь, как техническую, так и экономическую выгоду за счет возможности использования активной мощности в более полном объеме и соответственно снижения затрат на «балластную» реактивную мощность.
Приказ Министерства энергетики РФ от 23 июня 2015 г. N 380 «О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии»
В соответствии с подпунктом «в» пункта 15 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (ч. 2), ст. 5525; 2007, N 14, ст. 1687; N 31, ст. 4100; 2009, N 9, ст. 1103; N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 25, ст. 3073; N 41, ст. 4771; 2010, N 12, ст. 1333; N 24, ст. 2607; N 25, ст. 3175; N 40, ст. 5086; 2011, N 10, ст. 1406; 2012, N 4, ст. 504; N 23, ст. 3008; N 41, ст. 5636; N 49, ст. 6858; N 52, ст. 7525; 2013, N 30 (ч. 2), ст. 4119; N 31, ст. 4226; N 31, ст. 4236; N 32, ст. 4309; N 33, ст. 4392; N 35, ст. 4523; N 42, ст. 5373; N 44, ст. 5765; N 47, ст. 6105; N 48, ст. 6255; N 50, ст. 6598; 2014, N 7, ст. 689; N 9, ст. 913; N 11, ст. 1156; N 25, ст. 3311; N 32, ст. 4513; N 32, ст. 4521), приказываю:
1. Утвердить прилагаемый Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии.
2. Признать утратившим силу приказ Минпромэнерго России от 22 февраля 2007 г. N 49 «О порядке расчета 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 энергоснабжения)» (зарегистрирован Минюстом России 22 марта 2007 г., регистрационный N 9134).
Зарегистрировано в Минюсте РФ 22 июля 2015 г.
Регистрационный N 38151
Порядок
расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии
(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 23 июня 2015 г. N 380)
2. Значения соотношения потребления активной и реактивной мощности определяются в виде диапазонов допустимых значений коэффициента реактивной мощности, задаваемых максимальным значением коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, соблюдение которых обеспечивается потребителями посредством соблюдения режимов потребления электрической энергии (мощности) либо использования устройств компенсации реактивной мощности, и минимальным значением коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети.
II. Общие требования к расчету
3. В случае участия потребителя по соглашению с сетевой организацией в регулировании реактивной мощности в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии в отношении соответствующего энергопринимающего устройства (группы энергопринимающих устройств) определяются часы больших и (или) малых суточных нагрузок электрической сети в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, а также диапазоны допустимых значений коэффициентов реактивной мощности, устанавливаемые отдельно для часов больших и (или) малых суточных нагрузок электрической сети в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности.
В случае урегулирования в интересах потребителя отношений по передаче электрической энергии гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) указанное соглашение с сетевой организацией заключает в интересах потребителя гарантирующий поставщик (энергосбытовая, энергоснабжающая организация), при этом диапазоны допустимых значений коэффициентов реактивной мощности, устанавливаемые отдельно для часов больших и (или) малых суточных нагрузок электрической сети в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, определяются в договоре энергоснабжения, заключенном между потребителем и гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией), и в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии, заключенном гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) с сетевой организацией в интересах указанного потребителя.
5. Максимальные и минимальные значения коэффициентов реактивной мощности определяются отдельно для каждой точки поставки потребителя на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств и (или) иных объектов электроэнергетики такого потребителя со смежными субъектами электроэнергетики или потребителями.
При присоединении энергопринимающего устройства (группы энергопринимающих устройств) потребителя к объектам электросетевого хозяйства одной сетевой организации в нескольких точках в пределах одного распределительного устройства подстанции допускается задание максимального и минимального значения коэффициента реактивной мощности по совокупности точек поставки потребителя на одном уровне напряжения, по которому дифференцируется цена (тариф) на услуги по передаче электрической энергии, в пределах указанного распределительного устройства подстанции на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств и (или) иных объектов электроэнергетики такого потребителя со смежными субъектами электроэнергетики или потребителями.
III. Расчет коэффициентов реактивной мощности
6. Для энергопринимающих устройств потребителей в точках поставки с уровнем напряжения 220 кВ и выше, а также с уровнем напряжения 110 кВ (154 кВ) в случае, если субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике заданы предельные значения соотношения активной и реактивной мощности на шинах классом напряжения 110 кВ (154 кВ) и выше объектов электросетевого хозяйства сетевой организации, к которым присоединены такие энергопринимающие устройства, максимальное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, минимальное значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, а также диапазоны допустимых значений коэффициента реактивной мощности, применяемые в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, определяются сетевой организацией на основе расчетов режимов работы электрической сети в указанные периоды, выполняемых сетевой организацией для нормальной и ремонтной схем сети, на основании заданных субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике предельных значений соотношения активной и реактивной мощности на шинах классом напряжения 110 кВ (154 кВ) и выше объектов электросетевого хозяйства данной сетевой организации.
7. Максимальные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, для энергопринимающих устройств потребителей в точках поставки с уровнем напряжения ниже 220 кВ, за исключением энергопринимающих устройств, определенных в пункте 6 настоящего Порядка, определяются в соответствии с приложением к настоящему Порядку.
8. Минимальные значения коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, за исключением часов малых суточных нагрузок электрической сети, применяемых в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, устанавливаются равными нулю.
Приложение
к Порядку расчета
значений соотношения потребления
активной и реактивной мощности
для отдельных энергопринимающих
устройств (групп энергопринимающих
устройств) потребителей электрической энергии
Максимальные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети
Уровень напряжения в точке поставки потребителя электрической энергии
Максимальное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети
Были установлены новые правила функционирования розничных рынков электроэнергии.
В связи с этим обновлен порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (их групп) потребителей электроэнергии.
Такие значения определяются в виде диапазонов допустимых показателей коэффициента реактивной мощности. Они задаются максимальным и минимальным значениями коэффициента реактивной мощности, потребляемой и генерируемой в часы больших и малых суточных нагрузок электросети соответственно. Данные значения рассчитываются отдельно для каждой точки поставки потребителя на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств и (или) иных объектов электроэнергетики такого потребителя со смежными субъектами электроэнергетики или потребителями.
Установлены максимальные значения коэффициента для энергопринимающих устройств в точках поставки с напряжением ниже 220 кВ.
Минимальные значения коэффициента устанавливаются равными 0 (кроме часов малых суточных нагрузок электросети, применяемых в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности).
Приказ Министерства энергетики РФ от 23 июня 2015 г. N 380 «О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии»
Зарегистрировано в Минюсте РФ 22 июля 2015 г.
Регистрационный N 38151
Настоящий приказ вступает в силу по истечении 10 дней после дня его официального опубликования
Компенсация реактивной мощности
Почему «три в одном»?
По нашему мнению существуют следующие аспекты компенсации реактивной мощности (РМ):
РМ как фактор качества электроэнергии;
РМ как фактор энергосбережения;
РМ как фактор экономии денежных ресурсов.
Цель этой статьи: собрать воедино разрозненную информацию о влиянии РМ на потребление электроэнергии с точки зрения энергосбережения, проанализировать это влияние и представить на суд читателей для более полного понимания сути этой проблемы.
Эта статья обращена прежде всего к тем, кто не знает об огромном потенциале РМ как энергосберегающего фактора, либо недооценивает этого влияния.
Основной принцип, который необходимо знать и применять для решения проблем энергосбережения, заключается в том, что даже самые дорогие инвестиции не дадут ожидаемых результатов, если перед этим не провести точного технико-экономического анализа. Как известно, для создания магнитного поля электродвигателя необходим реактивный ток. Поэтому производственные мощности (ЛЭП, генераторы, трансформаторы и т.д.) рассчитаны на эту дополнительную часть тока (см. рис 1.) и передают ее по сетям.
Но при этом передаваемая от энергоснабжающей организации к потребителю РМ должна быть как можно меньше, чтобы не загружать дополнительно трансформаторы, линии этим током. Поэтому требуется компенсировать РМ в месте ее повышенного потребления, т.е. у потребителя. Соотношение активной мощности к полной и есть Cos Fi
Необходимая мощность конденсаторных установок определяется так:
Каждый электроприемник предназначен для работы при номинальных (или близких к ним) параметрах электрической энергии (напряжении, частоте, Cos Fi и т. п.), и для его нормальной работы должно быть обеспечено требуемое качество электроэнергии. Поэтому, если качество электроэнергии не соответствует необходимым параметрам ( а все мы знаем, что это случается сплошь и рядом, то соответственно все электроприемники работают не в номинальном режиме и потребляют больше электроэнергии. Чтобы избежать излишнего потребления электроэнергии, предусматривают мероприятия по компенсации РМ.
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)
| 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 | 75 |
| 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 |
| 0,8 (0,77) | 0,4 (0,93) | 15,9 | 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 |
Табл. 3 Снижение потерь активной мощности Tg Fi (Cos Fi)
Вернемся в недалекое прошлое.
Если в 70-е и 80-е годы прошлого столетия соотношение потребления активной и реактивной мощности составляло 0,7/0,3, то сегодня оно примерно оценивается как 1 кВАр на 1 кВт суммарной активной нагрузки, т.е. 1/1. При этом доля потерь реактивной мощности составляет 30-50% в зависимости от характеристик потребителей, числа ступеней трансформации и протяженности сетей.
За последние годы характер потребления электроэнергии сильно изменился. Это обусловлено увеличением мощности нелинейных потребителей, а также опережающим ростом потребления РМ по отношению к активной из-за уменьшения загрузки силовых трансформаторов. Это является характерной чертой современной электроэнергетики, отрицательно влияющей на качество и потери электроэнергии.
Поэтому основная задача оптимизации электропотребления как на стадии проектирования, так и на стадии эксплуатации системы электроснабжения, состоит в том, чтобы наиболее полно обеспечить компенсацию РМ в сети.
В связи с этим возникает необходимость установки источников РМ не только в электросетях предприятий, но и в энергосистемах, которые обеспечили бы компенсацию избыточной РМ как энергосистемы, так и потребителя. При этом установка компенсирующих устройств непосредственно у потребителей улучшает технико-экономические показатели всей системы электроснабжения, что непосредственно сказывается на экономической эффективности энергопотребления.
Табл.4 Снижение тепловых потерь при компенсации РМ
| Cos Fi до компенсации | Cos Fi после компенсации | Снижение величины тока и полной мощности в % | Снижение величины тепловых потерь в % |
|---|---|---|---|
| 0,5 | 0,9 | 44 | 69 |
| 0,5 | 1 | 50 | 75 |
| 0,6 | 0,9 | 33 | 55 |
| 0,6 | 1 | 40 | 64 |
| 0,7 | 0,9 | 22 | 39 |
| 0,7 | 1 | 30 | 51 |
| 0,8 | 1 | 20 | 36 |
Табл.4 Снижение тепловых потерь при компенсации РМ
С чего начать? Мониторинг параметров электросети
Чтобы понять суть процессов, протекающих в конкретной электросети, нужна достоверная техническая информация. Для этого необходимо проводить мониторинг параметров электросети, снимая и фиксируя специальными приборами одновременно несколько десятков характеристик электросети с интервалом в доли секунды. (Токи, напряжения, активные, реактивные и полные мощности по каждой фазе, cos F, гармонический состав сети и т.д.). Полученную информацию необходимо обрабатывать, анализировать, и только после этого можно будет с уверенностью сказать, что за процессы протекают в вашей электросети, самое главное, где, каким образом и сколько нужно компенсировать реактивной мощности, чтобы электроэнергия, получаемая от поставщика, имела бы необходимые показатели качества, и расходовалась самым экономичным образом на нужды предприятия, без потерь, а вы бы еще и экономили эту самую электроэнергию.
После опубликования Приказа Минпромэнерго от 22 февраля 2007 года № 49, утверждающего «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договоры энергоснабжения)» наконец-то появилась нормативная база для планомерного, экономически оправданного комплекса мер по снижению энергопотребления в масштабах всей страны.
В новых условиях энергосистемам начали подготовку к переходу на новый уровень взаимоотношений с потребителями и новой организации работ по управлению реактивной мощностью. Потребителям же следует подготовиться к наступающим переменам во взаимоотношениях с ЭСО и принять необходимые технические меры для компенсации РМ.
Вот основные:
Заключение
Сегодня, когда промышленное производство восстановило свой до перестроечный уровень потребления электроэнергии, а кое-где и превысило его, необходимо проводить техническое обучение методам компенсации РМ на предприятиях, где объяснять потребителю, что соблюдение режимов компенсации реактивной мощности, позволит ему улучшить надежность своих сетей и увеличить пропускную способность оборудования, снизить потери электрической энергии, в конечном счете — улучшить свои экономические показатели.
По нашему мнению эту работу должны прежде всего проводить местные органы Ростехнадзора совместно с техническими службами местных сетевых компаний. К этой работе могли бы подключиться и профильные ВУЗы, имеющие солидный интеллектуальный багаж, и вооруженные передовыми теоретическими знаниями в этой.