Энергаз2
Аналитика - Электрические сети

Улучшение параметров качества электроэнергии


27.01.09 10:51
В рыночных условиях продаваемая электрическая энергия должна удовлетворять параметрам качества, определяемым нормативными документами. В свою очередь, потребитель электроэнергии, в составе которого имеется нелинейная нагрузка, отрицательным образом влияет на эти параметры за счет искажения потребляемого тока.

Для решения этой проблемы ООО НПЦ «Энерком-Сервис» (www.enercomserv.ru) предлагает конденсатор неактивной мощности на основе преобразователя напряжения типа «Статком».

Мощность и показатели качества


Полная мощность, определяющая расчетные токи и напряжения сети, состоит из передаваемой в нагрузку активной и сопутствующих неактивных составляющих мощности (реактивной, искажения и несимметрии), которые отрицательно влияют на режимы работы электрической сети и показатели качества электроэнергии.

В частности, реактивный ток дополнительно загружает высоковольтные линии и трансформаторы, приводит к увеличению потерь активной и реактивной мощности, влияет на уровни напряжения у потребителя.

Мощность искажения приводит к несинусоидальности напряжения, которая также оказывает отрицательное влияние на питающую электрическую сеть. Это связано с появлением дополнительных потерь в сетях, электрических машинах и трансформаторах, с сокращением срока службы изоляции кабелей и другого оборудования, с перегрузками конденсаторных батарей, с появлением помех в устройствах автоматики, телемеханики и связи и с появлением резонансных перенапряжений в электрических сетях.

Мощность несимметрии, приводящая к несимметрии напряжения, отрицательно влияет на работу электрооборудования. В синхронных машинах при несимметрии питающего напряжения возникает дополнительный нагрев как статора, так и ротора из-за протекания в них токов обратной последовательности. Кроме того, токи обратной последовательности в статоре машины создают момент, противоположно направленный основному вращающемуся моменту. Поскольку сопротивление обратной последовательности асинхронных электродвигателей в 5–7 раз меньше сопротивления прямой последовательности, то при наличии даже небольшой составляющей напряжения обратной    последовательности возникает значительный дополнительный ток. Совокупность токов прямой и обратной последовательности может вызвать перегрев двигателя, приводящий к сокращению срока его службы.

ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» регламентирует нормально допустимые (н.д.) и предельно допустимые (п.д.) значения следующих показателей качества электроэнергии (ПКЭ): 
  • установившееся отклонение напряжения δUу;
  • размах изменения напряжения δUt;
  • доза фликкера Рt;
  • коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения КU;
  • коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения;
  • коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К2U;
  • коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности К0U;
  • отклонение частоты Δf;
  • длительность провала напряжения Δtп.

Проведенные замеры ПКЭ на шинах ПС Сибири, Урала, Центра и Юга показали существенное превышение допустимых значений коэффициентов гармонических составляющих напряжения, коэффициентов несимметрии  напряжений по обратной последовательности и др.

Причинами искажений являются как элементы энергосистем, так и, в основном, металлургические заводы, железнодорожный транспорт и др. К примеру, показатели качества электроэнергии на шинах 220 и 110 кВ ПС 220 кВ Кирилловская вблизи г. Новороссийска по замерам в июне 2008 г. не соответствовали требованиям ГОСТ 13109-97 по величине установившегося отклонения напряжения δUу, коэффициенту искажения синусоидальности кривой напряжения Кu и коэффициенту n-ой гармонической составляющей Кu(n), в том числе 2–7 гармоник напряжения на шинах 220 кВ и 2–11 гармоник на шинах 110 кВ подстанции. Источником токов высших гармоник является металлургический завод Новоросметалл, который получает электроэнергию по ВЛ-110 кВ от шин 110 кВ ПС Кирилловская.

Как показывает проведенный выше анализ, среди четырех составляющих полной мощности полезную работу совершает только активная мощность. Остальные три составляющие (реактивная, искажения, несимметрии) могут быть исключены с помощью одного устройства – компенсатора неактивной мощности на основе преобразователя напряжения типа «Статком» (рис. 1), который находится на стадии завершения разработки.

Конденсатор неактивной мощности на основе преобразователя напряжения типа Статком
Рис. 1. Конденсатор неактивной мощности на основе преобразователя напряжения типа «Статком».

Пока для компенсации указанных выше составляющих применяют раздельные устройства:
  • фильтры высших гармоник тока;
  • симметрирующие устройства;
  • источники реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности


Степень компенсации реактивной мощности определена приказом Минпромэнерго РФ № 49 от 22.02.07 «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)».


Схема ПС 500 Кв
Схема 1. Схема ПС 500 Кв



Новая схема ПС
Схема 2. Новая схема ПС.

Предельные значения коэффициента реактивной мощности (часы 7–23 больших нагрузок)

Для напряжений 220 кВ и выше коэффициент реактивной мощности определяется на основе расчетов режимов работы электрической сети для нормальной и ремонтной схем. В более сложной электрической сети для снижения потерь активной мощности необходимо уменьшать перетоки реактивной мощности (реактивного тока) за счет выравнивания напряжений в узловых точках с помощью устанавливаемых источников реактивной мощности ИРМ.

В системообразующих электрических сетях и межсистемных электрических связях режимы работы по реактивной мощности зависят от согласования характеристик трех основных элементов энергосистемы: станция ЭС, линия электропередачи ЛЭП и потребитель П. Отметим, что передача активной мощности до натурального значения Рнат сопровождается генерацией линией реактивной мощности, а свыше – ее потреблением. Подключение станции к ЛЭП требует от генераторов потребления реактивной мощности, что невозможно осуществить из-за нагревов лобовых частей статоров. Поэтому излишнюю реактивную мощность линий компенсируют реакторами. Номинальный cos  синхронных генераторов средней мощности определяется величиной 0,85, а уменьшение нагрузки   генераторов сопровождается увеличением их напряжений.

В идеальном случае с точки зрения минимальных потерь электроэнергии в системе станция – линия – потребитель необходимо создать такие условия, чтобы генераторы станции работали с номинальным cos  , переток дополнительной по линии реактивной мощности отсутствовал, а потребители работали с cos  = 1 без потребления реактивной мощности.

Рассмотрим эти особенности на примере концентрированной электрической сети, присущей Европейской части России, и на примере электрической сети с длинными линиями Сибири и Дальнего Востока. Для Европейской части электрических сетей ФСК ЕЭС характерны длины линий, например, 500 кВ, не более 300 км. Для реальных загрузок компенсированных ЛЭП до 0,5 Рнат коэффициент мощности cos   линий определится величиной 0,99, что не соответствует номинальному cos генераторов.

Увеличением напряжения на шинах ЭС на 10 % по сравнению с напряжением в конце ЛЭП cos  линии можно снизить до 0,866, приемлемого для генераторов станций. При этом дополнительная реактивная мощность по линии по сравнению с режимом равенства напряжений в начале и конце увеличится до 0,32 Рнат, которая вызовет дополнительные потери на данном участке величиной 2,8 МВт, что делает актуальным применение источников реактивной мощности (ИРМ).

Учитывая возросшую стоимость строительства ВЛ, в рыночных условиях возрастает актуальность максимального использования линий электропередачи путём повышения их пропускной способности за счет применения новых технических средств компенсации реактивной мощности. Переход от нерегулируемых шунтирующих реакторов ШР к управляемым УШР, а далее – к статическим тиристорным компенсаторам СТК дает возможность существенно увеличить передаваемую по линии мощность сверх натурального значения Рнат (табл. 1).

tablitsa1.jpg

Мероприятия по повышению параметров качества электроэнергии

Статические компенсаторы в электрических сетях энергосистем

До настоящего времени основными средствами компенсации реактивной мощности в электрических сетях 110–750 кВ являлись (Схема 1):

  • нерегулируемые масляные ШР,  которые, как правило, устанавливаются на ЛЭП и выполняют несколько функций (компенсация зарядной мощности незагруженных линий, снижение перенапряжений, гашение дуги в паузе ОАПВ). Однако ограниченный коммутационный ресурс выключателей и большая мощность коммутируемой ступени снижает эффективность применения ШР при изменениях передаваемой мощности по ЛЭП;
  • синхронные компенсаторы (СК) мощностью 50, 100 и 160 Мвар, подключаемые к третичным обмоткам автотрансформаторов 220, 330 и 500 кВ. Значительное количество находящихся в эксплуатации СК выработали ресурс и требуют замены. Кроме того, СК имеют ограниченный до 40 % диапазон на потребление реактивной мощности, который недостаточен на ряде ПС, а также высокие эксплуатационные затраты.
Учитывая новейшие достижения в области статических компенсирующих устройств, модернизация схемы компенсации реактивной мощности на ПС состоит в замене СК на СТК, а линейных нерегулируемых ШР на управляемые УШР (Схема. 2). Такой подход обеспечит оптимальные уровни напряжений на шинах ВН, СН и НН подстанций и на линиях в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах энергообъединений.

Как следует из Схемы. 2, СТК состоит из трех основных частей-модулей: конденсаторной батареи КБ, коммутируемой выключателем или тиристорным вентилем, компенсирующих реакторов Р, мощность которых изменяется с высоким быстродействием за счет фазового управления тиристорных вентилей ТК.

Напряжение в середине ЛЭП

Модульное построение СТК позволяет осуществить их внедрение поэтапно. В слабозагруженных сетях на первом этапе достаточно включить в работу реакторную часть СТК в виде отдельных вакуумно-реакторных групп ВРГ, коммутируемых вакуумными выключателями   с высоким ресурсом. По мере роста загрузки линий, когда от источника реактивной мощности требуется ее генерация, дополнительно к реакторным группам подключаются конденсаторные батареи, а для быстродействующего регулирования мощности реакторов – тиристорные вентили, что образует полную схему СТК. Такое решение опробовано на ПС 330 кВ Новосокольники, Старо-Русская, Великорецкая и Советск МЭС Северо-Запада и ПС 500 кВ Амурская МЭС Востока, а также ПС 500 кВ Балашовская МЭС Центра.

Выполненные МЭС Северо-Запада сетевые испытания показали:
  • включение или отключение одной  группы реакторов приводит к изменению напряжения на шинах 330 кВ ПС «Ново-сокольники» до 1,1 % (3,9 кВ), на шинах 110 кВ – до 1,8 % (2,1 кВ) на шинах 10 кВ – до практически номинального значения 10,5 кВ вместо 11,4 кВ без реакторов;
  • включение или отключение двух групп  реакторов удваивает эффект до 7,8 кВ на шинах 330 кВ;
  • эффективность регулирования напряжения на шинах 330 кВ возрастает на 30 % при соответствующей координации положения устройств РПН АТ. При этом достигается полное (до 60 Мвар двумя группами реакторов) потребление реактивной мощности из сети 330 кВ, не менее 60 % которой загружала генераторы ПскГРЭС;
  • при включенных реакторах на ПС «Новосокольники» и на ПС Псковской ГРЭС обеспечивается режим работы турбогенераторов ГРЭС по реактивной мощности близкий к нулевому значению (ночью прием до 10–15 Мвар, днем выдача 10–12 Мвар), а напряжение на шинах 330 кВ не выше 355 кВ при допустимом 363 кВ;
  • применение двух групп реакторов  обеспечивает ступенчатость регулирования напряжения с достаточно малой дискретностью (0, 30, 60 Мвар), что совместно с генераторами ПскГРЭС обеспечивает плавное регулирование потоков реактивной мощности и поддержание стабильного напряжения при достаточно глубоких изменениях загрузки сети по активной мощности;
  • достижение проектной эффективности нового типа сухих компенсирующих реакторов типа РКОС – 9900/10, подключаемых к обмотке НН автотрансформаторов.

Монтаж и эксплуатация реакторов показали:
  • установка РКОС проводится с минимальным объемом трудовых, финансовых и временных затрат. Пофазный монтаж реакторов при их весе около 3 т, диаметре 2,2 м и высоте 2,2 м с изоляторами выполнен на бетонных стойках на высоте 2,5 м без установки ограждений;
  • отсутствует вспомогательное хозяйство, свойственное для масляных реакторов (маслосборные сооружения, система охлаждения, система пожаротушения и т.д.);
  • конструкция реакторов является  малообслуживаемой;
  • потери х.х. (при отключенном положении реакторов) равны нулю;
  • обеспечивая функции регулирования реактивной мощности, вакуумно-реакторные группы более чем в два раза дешевле управляемых шунтирующих реакторов с учетом общих капвложений.
Неоспоримым преимуществом сухих реакторов является достаточно простая возможность их переноса на другой объект при кардинальном изменении положения с потреблением реактивной мощности в регионе (рост потребления, загрузка сети и т.п.).

Проведенный ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» мониторинг уровней напряжения на шинах 500 кВ ПС Балашовская в процессе включения групп 4х45 Мвар ступенчатоуправляемого шунтирующего реактора показал, что снижение напряжения при включении каждой группы составило около 3 кВ, а при включении всех групп – 12 кВ. После ввода в работу данного устройства в начале января 2007 г. до настоящего времени не зафиксировано случаев превышения наибольшего рабочего напряжения на шинах 500 кВ подстанции. Кроме того, ввод в работу сухих реакторов 4х45 Мвар дал возможность на настоящий момент отказаться от применения мероприятия, связанного с выводом в резерв ВЛ 500 кВ Балашовская – Восточная для нормализации уровней напряжения, что существенно повысило надежность параллельной работы Волгоградской энергосистемы и ОЭС Юга в составе ЕЭС России.

Выводы:
  • применение в качестве источников  реактивной мощности статических тиристорных компенсаторов позволяет осуществить их поэтапный ввод с учетом увеличения нагрузок электрических сетей;
  • в слабозагруженных электрических  сетях на первом этапе предлагается использовать сухие компенсирующие реакторы, коммутируемые вакуумными выключателями, которые в последующем по мере роста нагрузок могут быть дополнены до схемы СТК конденсаторными батареями и тиристорными вентилями.

Конденсаторные батареи в электрических сетях МоЭСК


Противоположная картина складывается в электрических сетях 500, 220 и 110кВ Московского региона.

tablitsa3.jpg

Проведенный анализ режимов работы по реактивной мощности выявил, что ежегодный 4%-ый рост активной и реактивной нагрузки требует установки дополнительных компенсирующих устройств, особенно в распределительных сетях 110–220 кВ, начиная с 2006 г. Наиболее проблемным является западный район Московского региона из-за уменьшения напряжения ниже 90 кВ. Общая дополнительная мощность компенсирующих устройств КУ на 2010 г. для восстановления номинальных напряжений в распределительных сетях составит 1500–2000 Мвар, из них 30 % – регулируемая часть. В течение 2006–2008 гг. в электрических сетях МОЭСК введено в работу 17 конденсаторных батарей типа БСК-110 кВ, 25–50 Мвар, что позволило существенно улучшить качество напряжения Московского региона.

 В качестве регулирующих устройств предполагается применение статических тиристорных компенсаторов (СТК). В соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» № 488 от 19.09.2003 г. «О программе создания управляемых линий и оборудования для них» на ПС 500 кВ «Ново-Анжерская» МЭС Сибири введен в 2004 г. в опытно-промышленную эксплуатацию пилотный образец СТК 100 Мвар, предназначенный для замены выработавшего ресурс синхронного компенсатора. Компенсатор разработан, изготовлен и введен в работу НПЦ «Энерком-Сервис» совместно с ВНИИЭ при участии заводов «Трансформатор», «КВАР» и института «Томскэнергосетьпроект». После периода опытно-промышленной эксплуатации и полномасштабных системных испытаний СТК приказом ОАО «ФСК ЕЭС» № 146 от 18.05.2006 принят в промышленную эксплуатацию. СТК аттестован ОАО «ФСК ЕЭС».

СТК предназначен для:
  • плавного и быстродействующего  регулирования напряжения и реактивной мощности с целью повышения пропускной способности и устойчивости электропередачи;
  • уменьшения потерь в линиях электро передачи.

Кроме Московского региона планируется внедрение СТК на ПС 330–500 кВ МЭС Юга и МЭС Сибири.

Приведенное выше в качестве примеров оборудование для улучшения параметров качества напряжения изготавливается на производственных площадях НПЦ «Энерком-Сервис» и проходит предварительные испытания на стендах, аккредитованных Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии. Следует отметить, что к настоящему времени введены также в работу БСК-110 кВ на ПС 110 кВ ОАО «Рязаньэнерго» и ПС 220 кВ МЭС Юга в Краснодарском крае. Начаты работы по изготовлению БСК 110 кВ для Тюменского региона МЭС Западная Сибирь. Все поставляемое оборудование аттестовано ОАО «ФСК ЕЭС».

Кроме того, НПЦ «Энерком-Сервис» изготавливает и поставляет средства повышения показателей качества в электрических сетях промпредприятий, в том числе металлургических заводов. За 16 лет существования компании на более чем 100 предприятий России, Азербайджана, Молдавии, Китая поставлены:
  • фильтрокомпенсирующие установки 0,4–110 кВ;
  • конденсаторные батареи 6–10 кВ;
  • СТК для дуговых электрических печей и прокатных станов;
  • активные фильтры.
Таким образом, НПЦ «ЭнеркомСервис» совместно с ОАО ВНИИЭ разработал, создал отечественную производственную базу, изготавливает и поставляет «под ключ» все виды оборудования, необходимые для улучшения параметров качества напряжения в электрических сетях энергосистем и промпредприятий и повышения пропускной способности линий электропередачи.

На наш взгляд, оснащение энергетических сетевых объектов новейшими средствами улучшения показателей качества электроэнергии с целью обеспечения энергобезопасности и независимости от инофирм должно осуществляться отечественным производителем оборудования.

Валерий Кочкин, д.т.н., Председатель совета директоров ООО НПЦ «Энерком-Сервис»,
Елена Дударева, директор ООО НПЦ «Энерком-Сервис»

ООО НПЦ «Энерком-Сервис»,
115201, г. Москва, Каширское шоссе, 22, к. 3,
Тел.: (499) 613-83-63, 613-68-54,
www.enercomserv.ru







О проекте Размещение рекламы на портале Баннеры и логотипы "Energyland.info"
Яндекс цитирования         Яндекс.Метрика