Компенсация реактивной мощности в тяговых, распределительных и осветительных сетях

Колебания напряжения

Колебания напряжения - быстро изменяющиеся отклонения напряжения длительностью от полупериода до нескольких секунд.

Колебания напряжения происходят под воздействием быстро изменяющейся нагрузки сети. Они обусловлены двумя основными показателями: размахом изменения напряжения и дозой фликера. Рассмотрим эти показатели более подробно.

Размах изменения напряжения

Практически, можно сказать, что это есть разность между амплитудными или действующими значениями напряжения до и после одиночного изменения напряжения. В этом случае за одиночное изменение напряжения принимают изменение действующего или амплитудного значения напряжения между двумя смежными уровнями, каждый из которых удерживается некоторое время.

Этот показатель качества регламентирует размах изменения напряжения в основном на входах осветительных установок и определяется в соответствии с номограммой допустимых размахов (по ГОСТ 13109-97).

Доза фликера

Доза фликера - мера восприятия человеком пульсаций светового потока. Наиболее раздражающее действие фликера проявляется при частоте колебаний 8,8Гц и размахах изменения напряжения δUt=29%.

Это есть интегральная характеристика колебаний напряжения, вызывающих у человека раздражение миганиями света, накапливающееся за установленный период времени:

Значения дозы фликера для электрической сети, к которой присоединены осветительные установки, следующие:

- с лампами накаливания, в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение – 0,018;

- с лампами накаливания во всех других помещениях – 0,034;

- в помещениях с люминисцентными лампами – 0,079.

Ответственность и меры компенсации

Согласно ГОСТ, виновниками возникновения колебаний напряжения являются потребители с резкопеременной нагрузкой.

Их компенсация осуществляется путем применения быстродействующих источников реактивной мощности, способных компенсировать изменения реактивной мощности. Для снижения влияния резкопеременой нагрузки на чувствительные ЭП применяют способ разделения, при котором резкопеременную и чувствительную к колебаниям напряжения нагрузки присоединяют к разным трансформаторам. Также для этой цели применяют трансформаторы с расщепленной обмоткой и сдвоенные реакторы.

3.3.3. Несинусоидальность напряжения

Несинусоидальность напряжения - искажение синусоидальной формы кривой напряжения

Электроприёмники с нелинейной вольт­амперной характеристикой потребляют ток, форма кривой которого отличается от синусоидальной.

Протекание такого тока по элементам электрической сети создаёт на них падение напряжения, отличное от синусоидального, это и является причиной искажения синусоидальной формы кривой напряжения.

Например, полупроводниковые преобразователи потребляют ток трапециевидной формы, образно говоря, выхватывают из синусоиды кусочки прямоугольной формы.

Следует отметить, что до 35% электроэнергии преобразуется и потребляется на постоянном напряжении.

Несинусоидальность характеризуется двумя нормируемыми показателями: коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения и коэффициентом n -й гармонической составляющей напряжения.

Рассмотрим эти показатели более подробно.

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения

Прежнее название – коэффициент несинусоидальности кривой напряжения:

*Допускается замена номинального напряжения на действующее значение напряжения основной частоты

Установленные ГОСТом значения для этого показателя:

- в сети до 1 кВ: от 5 - 10; 6- 20 кВ:4 – 8; 35 кВ:3 – 6; 110 кВ и выше:2 – 4.      

• 1-я цифра – нормальное значение, 2-я – максимальное.

Электроприемников 3 категории по уровню надежности электроснабжения. Требования к устройствам АВР.

К потребителям 3-й категории надёжности относятся все те потребители, не попавшие под определение потребителей 1-й и 2-й категорий. Для них допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены повреждённого элемента системы электроснабжения, но не более 1 суток.

1 категория. К ним относят потребители, перерыв в электроснабжении которых влечёт за собой:

- опасность для жизни людей;

- наносит значительный ущерб хозяйственной деятельности;

- вызывает повреждение оборудования и массовый брак продукции;

- приводит к расстройству сложных технологических процессов;

- приводит к нарушению особо важных элементов городского и сельского хозяйства.

Перерыв электроснабжения таких потребителей допускается только на время автоматического включения резервного питания. Поэтому все потребители 1-й категории надёжности обязательно должны получать питание от 2-х независимых источников питания. При выборе независимых, взаимно резервируемых источников питания, являющихся объектами энергосистемы, следует учитывать вероятность одновременного кратковременного снижения или полного исчезновения напряжения на время действия релейной защиты и автоматики при повреждениях в электрической части энергосистемы.

Для электроснабжения особой группы электроприёмников 1-й категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания

При необходимости допускается резервирование от дизельных электростанций, аккумуляторных батарей, перемычек с пункта АВР.

При невозможности по местным условиям осуществлять питание электроприемников от двух независимых источников, допускается, по согласованию с министерством (ведомством) — заказчиком проектно-сметной документации, осуществлять питание их от одного источника: от разных трансформаторов двухтрансформаторной или от двух близлежащих однотрансформаторных подстанций, подключенных к разным питающим линиям, проложенным по разным трассам, с устройством автоматического ввода резерва (АВР), как правило, на стороне низкого напряжения.

Для электроприемников I категории надежности электроснабжения, имеющих включаемый автоматически технологический резерв (при наличии одного рабочего и одного резервного насосов), устройство АВР не требуется.

В случае питания электроприемников I категории от резервного ввода допускается при необходимости обеспечивать электропитание указанных электроприемников за счет отключения на объекте электроприемников II и III категорий надежности электроснабжения.

   Место размещения устройства АВР (централизовано на вводах установки или децентрализовано у электроприемников I категории надежности электроснабжения) — определяется в зависимости от взаиморасположения и условий прокладки питающих линий до удаленных электроприемников.

2-я категория потребителей характеризуется тем, что перерыв в их электроснабжении сопровождается:

- массовым недоотпуском продукции;

- простоями механизмов, рабочих и служащих;

- нарушением нормальной жизнедеятельности значительного количества людей.

Для этих потребителей перерыв в электроснабжении, включая плановые отключения, не должен превышать 2 часов. Следует отметить, что плановые отключения не допускаются в часы работы ответственных потребителей.

Потребители этой категории надёжности также должны иметь независимый резервный источник питания. Вместе с этим допускается питание потребителей 2-й категории по одной линии электропередачи (ЛЭП) напряжением 6-10 кВ, но расщеплённой не менее, чем на две линии, присоединяемых через самостоятельный разъединитель.

К потребителям 3-й категории надёжности относятся все те потребители, не попавшие под определение потребителей 1-й и 2-й категорий. Для них допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены повреждённого элемента системы электроснабжения, но не более 1 суток.

  2-й фактор – это надёжность элементов электрической сети. Элементом сети, с точки зрения надёжности электроснабжения, называется объект, надёжность которого изучается независимо от надёжности составляющих его частей. Элементом сети могут быть: ВЛ электропередачи, кабельная линия электропередачи, ячейки распределительных устройств, трансформаторы, автоматика, коммутационная аппаратура, релейная защита и т.п.

     Надёжность любого из этих элементов (элементов i-го вида) характеризуется следующими четырьмя показателями надёжности:

- частота отказов;

- частота преднамеренных отключений;

- среднее время восстановления;

- среднее время преднамеренного отключения,

преднамеренных отключений элементов i-го вида.

При исследовании уровня надёжности электроснабжения в различных регионах Российской Федерации большое значение имеет накопление статистического материала наблюдений за изменением показателей надёжности в течение ряда лет. Это позволяет осуществлять построение всевозможных прогностических ситуационных моделей, что имеет большое значение при проектировании развития уровня электроснабжения на перспективу.

Так, например, по исследованиям, проведённым во ВНИПТИМЭСХ [20], к основным причинам аварийных повреждений относятся: атмосферные воздействия (18%); повреждения линейной изоляции (14%); ''схлёст'' проводов (13%); обрыв проводов (11%) и др. Анализ времени устранения повреждений проведен на основе обработки 1707 случаев. Поток отказов ВЛ-10 кВ за 1990-1997 гг. имеет тенденцию к росту, а его оценка показала, что при уровне надёжности а = 0,95, он находится в пределах от 8 до 24 1/г. на 100 км линии.

Наибольшая частота отказов приходится на зимний период года. Это связано с ростом в этот период гололёдно-ветровых нагрузок и увеличением числа обрывов проводов распределительных линий. Характер изменения потока отказов, по данным Зерноградского РЭС, в течение суток свидетельствует о неравномерности их распределения во времени суток. Наименьший уровень аварийных повреждений ВЛ-10 кВ соответствует ночному периоду, наибольший – дневному. Характер их распределения аналогичен типовому графику нагрузок энергосистемы, что свидетельствует об их тесной корреляционной связи. Это обстоятельство позволяет сделать вывод о целесообразности дублирования питания потребителей автономными энергоисточниками на участках ВЛ-0,38 кВ в периоды значительной загрузки энергосистемы. Если рассматривать конкретные элементы электрической сети, то их показатели надёжности определяются путём умножения заранее определённой удельной величины на соответствующие сокращаемые показатели. Около 35% отказов устраняются за первые 0,5 ч. и половина - в течение 6 ч. с момента возникновения аварийного отключения распределительных линий. В интервале 6...24 ч. устраняется 12% повреждений. На основе статистической обработки получены данные о том, что среднее время ликвидации одного отключения t = 3 ± 0, 2 ч. при уровне надёжности, а =0,95. Многолетние (1993-1998 гг.) данные показали [20], что время восстановления ВЛ-10 кВ на одно повреждение имеет тенденцию к увеличению из-за частых аварийных отключений. С учетом же отказов в ВЛ-0,38 кВ продолжительность аварийных перерывов в электроснабжении сельскохозяйственных потребителей еще более возрастает и не отвечает нормативным требованиям его надежности.

Надежность электроснабжения потребителей непосредственно связана с аварийными отключениями распределительных сетей, наибольшее число которых приходится на воздушные линии (ВЛ) напряжением 10 кВ. Ввиду значительной протяженности они определяют в целом этот показатель электроснабжения. Сведения об уровне аварийности ВЛ позволяют не только более эффективно управлять надежностью систем централизованного электроснабжения, но и разрабатывать рекомендации по экономичным способам энергетического резервирования ответственных потребителей.

Например, частоту отказов для ВЛ определяют путём умножения удельной (заранее определённой для одного км длины) частоты отказов на длину рассматриваемого участка линии:.

При определении среднего времени ремонта из-за различных повреждений необходимо учитывать, кроме времени собственно ремонта, так же и время, затрачиваемое ремонтной бригадой на прибытие к месту аварии и отыскание мест повреждения.

При определении частоты отказов коммутационной аппаратуры, релейной защиты и автоматики, следует учитывать, что устройства релейной защиты и коммутационные устройства могут срабатывать и при отсутствии заявок на срабатывание (т.е. когда поступает заявка на срабатывание другого устройства). Такие отказы называют неселективными или ложными срабатываниями (когда заявок на срабатывание нет вообще).

3-й фактор. Оснащённость сети средствами управления.

Надёжность работы распределительной сети в значительной мере определяется возможностями управления ею в режимах, наступающих после возникновения многофазного устойчивого повреждения. При этом, используемые средства для управления сетью в этом режиме и называются средствами управления. К ним можно отнести [21]: коммутационную аппаратуру, релейную защиту, автоматику, телемеханику, устройства обработки информации и осуществления управляющих воздействий в коммутационной сети.

Все устройства управления можно классифицировать по их функциональному назначению на следующие три типа:

- устройства выделения повреждения;

- устройства обнаружения повреждения;

- устройства обработки информации и принятия решений по управлению послеаварийным режимом.

К первой группе средств управления можно отнести коммутационные аппараты, обеспечивающие разделение линии (сети) на локальные участки, а также устройства АВР (со всеми связями), обеспечивающие восстановление питания отключившихся нагрузок.

Вторая группа устройств отвечает за информативную обеспеченность положения коммутационного аппарата в сети на питающую подстанцию или прямо диспетчеру сети района.

Роль третьей группы могут выполнять цифровые аналогово-вычислительные комплексы, осуществляющие выработку и реализацию выполнения решения на основе полученной информации, то есть автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) районом электрических сетей. Следует отметить, что в настоящее время эту функцию, в основном, выполняют диспетчеры сетей.

 

АВР

В соответствии с ПУЭ раздел 3.3.30 автоматический ввод резерва (АВР) нужно всегда предусматривать, если отключение рабочего источника приводит к полному прекращению электроснабжения или ограничению мощности потребителей.

В сетях на напряжение 6-35 кВ питание потребителей в основном осуществляется по одностороннему питанию при наличии нескольких источников по так называемому радиально-секционированному принципу, то есть электроснабжение потребителей в этом случае осуществляется по рабочей цепи (одиночный трансформатор, одиночная линия или секция шин), а при ее отключении — по резервной.

Преимущество одностороннего питания заключается в снижении токов к. з., удешевлении схем электроснабжения и оборудования, упрощении релейной защиты. Поэтому оно широко используется в распределительных сетях 6—35 кВ. А применение автоматического ввода резерва устраняет главный недостаток такого питания – меньшую надежность электроснабжения потребителей.

Итак, несмотря на большое разнообразие устройств АВР, все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1. Устройства АВР должны приходить в действие при потере питания от основного источника по любой причине, включая к. з. на шинах потребителя. Исключение составляет тот случай, когда нагрузка отключается действием устройств автоматической частотной разгрузки — АЧР и необходим запрет действия устройств АВР.

2. Включение резервного источника питания должно осуществляться только после отключения выключателя на вводе от рабочего источника питания. Выполнив — это требование мы исключаем:

· неуспешное включение резервного источника на повреждение, самоустраняющееся после снятия напряжения;

· включение резервного источника на к. з. в неотключившемся рабочем источнике;

· возможное несинхронное включение двух источников питания.

3. После отключения рабочего ввода, устройства АВР должны сразу включать резервный источник питания, для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей.

4. Действие устройств АВР должно быть однократным, во избежания многократного включения резервного источника на неустранившееся к. з.

5. При осуществлении АВР необходимо предусматривать ускорение действия релейной защиты резервного источника при его включении на неустранившееся к.з., что особенно важно в том случае, когда имеется неявный резерв.

6. При выполнении АВР должны обеспечиваться нормальные условия самозапуска электродвигателей.

Если же самозапуск не обеспечивается или недопустимо затягивается, то необходимо предусматривать автоматическую разгрузку за счет отключения неответственных потребителей с последующим их АПВ.

Вот в принципе и все требования, которые Вы должны учитывать при разработке схем АВР на напряжение 6-35 кВ. Также советую Вам, перед началом разработки схемы АВР ознакомится с ПУЭ разделами 3.3.30-3.3.42.

 

 

Компенсация реактивной мощности в тяговых, распределительных и осветительных сетях

Реактивная мощность - часть полной мощности, затрачиваемая на электромагнитные процессы в нагрузке имеющей емкостную и индуктивную составляющие. Не выполняет полезной работы, вызывает дополнительный нагрев проводников и требует применения источника энергии повышенной мощности.

 Реактивная мощность, протекая по линиях и трансформаторах, создает в них дополнительные потери активной мощности, которые можно определить по формуле:

- в линиях:

∆Рл = S ²/ U ²* R = (P ²+ Q ²)/ U ²* R =[ P ²+(Р* tg j)²]/ U ²* R;

 

- в трансформаторах:

∆РТ = S ²Т/ U ²* R Т = (P ²Т+ Q ²Т)/ U ²* R Т =[ P ²Т+(РТ* tg j)²]/ U ²* R Т,

где:

S, P, Q – соответственно полная, активная и реактивная мощности, протекающие по элементам электроснабжения;

- U – уровень   напряжения, на котором происходит электропередача;

- R - активное сопротивление системы электроснабжения;

4.2. Снижениеперетоков реактивной энергии в линиях и трансформаторах можно достичь компенсацией реактивной мощности (энергии) непосредственно у потребителей. При этом снижаются потери как активной, так и реактивной мощности и энергии в элементах систем электроснабжения. Это подтверждается расчетными формулами:

∆W =[ P н² +(Q н - Q ку)²]/ U ²ном* R ∑,* t;

 

∆ Q н =[ P н² +(Q н - Q ку)²]/ U ²ном*Х∑,* t;

где:

- ∆W, ∆ Q н – потери активной и реактивной энергии в элементах системы электроснабжения (кВт.час., квар.час) за расчетное время t;

- P н, Q н – активная и реактивная мощности, потребляемые нагрузкой, кВт, квар;

- Q ку – мощность, генерируемая устройством компенсации реактивной мощности, квар;

U ном – номинальное напряжение сети, кВ;

- R ∑, Х∑ - суммарное активное и реактивное сопротивление системы электроснабжения, Ом;

- t – время, в течении которого производится расчет, час.

4.3. В системах тягового электроснабжения размещение компенсирующих устройств в основном осуществляют на постах секционирования (в середине фидерных зон), или на тяговых подстанциях.

 Выбор мощности компенсирующих устройств производят выходя из анализа суточных графиков потребления реактивной мощности, не допуская перекомпенсации реактивной мощности (генерации в энергосистему), так как в этом случае возможны штрафные санкции со стороны энергосистемы, которые могут свести на нет экономический эффект от применения компенсирующих устройств.

Эффективность применения компенсирующих устройств оценивается исходя из факторов:

- стоимости снижения потерь активной энергии в сетях за счет снижения перетоков реактивной энергии;

- снижения стоимости оплаты за потребленную реактивную энергию за счет снижения величины ее потребления;

- увеличение оплаты за генерированную в энергосистему реактивную электроэнергию, в случае ее наличия.

Наиболее целесообразными на данное время есть применение регулируемых компенсирующие устройства, включаемых непосредственно на шины потребителя. Если речь идет о тяге поездов, то включение компенсирующих устройств необходимо производить на шины тягового электроснабжения тяговых подстанций, или постов секционирования (при тяге переменного тока 25 кВ). Применение низковольтных компенсирующих устройств с включением их через трансформаторы всегда невыгодно из-за высоких потерь активной энергии в этих трансформаторах.

Средства и способы компенсации реактивной мощности

Конденсаторы и конденсаторные установки

Наиболее распространенными техническими средствами, применяемыми для компенсации реактивной мощности, являются статические конденсаторы. Они представляют собой электрические емкости и вызывают в электрических сетях опережающий по отношению к напряжению ток. В настоящее время наиболее широко применяются конденсаторы типов КМПС (косинусный, с пропиткой конденсаторным маслом, с пленочным диэлектриком, самовосста- навливающийся) и КСШК (косинусный, с синтетической жидкостью, для шун- тирующих батарей с комбинированным диэлектриком).

В эксплуатации находятся конденсаторы других типов, ранее выпускаемые промышленностью (КМ, КС и др.). Конденсаторы для электроустановок переменного тока частотой 50 Гц выпускаются на напряжения 220, 380, 660, 1200, 6300 и 10500 В. Конденсаторы до 1000 В изготавливаются как в однофазном, так и в трехфазном (соединение секций треугольником) исполнении, а конденсаторы на напряжения выше 1000 В – только в однофазном.

Однофазные конденсаторы допускают соединение их в трехфазных установках как в звезду, так и в треугольник. Группы конденсаторов включаются в конденсаторные батареи. Конденсаторные батареи в электрических сетях напряжением 35–220 кВ включаются по схеме звезды. Мощность конденсаторов до

1000 В – от 12,5 до 50 кВАр, выше 1000 В – от 25 до 100 кВАр. Конденсаторные установки имеют несколько секций общей мощностью до 1125 кВАр.