// Журнал «Промышленная Энергетика», 2013 - № 04, стр. 48-53

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях на основе распределенной энергетики

Некрасов С. А., канд. техн. наук, канд. экон. наук

Объединенный институт высоких температур РАН, Москва

Показано, что развитие распределенной энергетики в России позволит обеспечить требуемые качество и надежность энергоснабжения и снизить сетевые потери путем компенсации реактивной мощности.

В электрической сети в целом должно обеспечиваться равенство генерации и потребления активной (AM) и реактивной (РМ) мощности. Основным нормативным показателем поддержания баланса активной мощности в каждый момент времени является частота переменного тока (общесистемный критерий), а реактивной - уровень напряжения (местный критерий, существенно отличающийся для каждого узла нагрузки и каждой ступени номинального напряжения) [1]. В соответствии с ГОСТ 13109-97 в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения нормально и предельно допустимые значения установившегося снижения напряжения 8 U на выводах приемников электрической энергии не должны превышать соответственно 5 и 10 % номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 721 и ГОСТ 21128 (номинальное напряжение). При пониженных напряжениях вероятность отключения потребителей в случае провалов напряжения значительно возрастает. При снижении напряжения на шинах нагрузки до уровня U < U_кр (критического напряжения статической характеристики узла нагрузки по напряжению) резко повышается потребление РМ, приводящее к увеличению потерь напряжения, дальнейшему снижению напряжения и быстро развивающемуся в течение нескольких    секунд    процессу,    называемому лавиной напряжения. Однако при снижении напряжения потребление мощности не уменьшается [2].

В последние годы как в городах, так и в сельской местности существенно увеличилось потребление РМ, в том числе электроприемниками промышленных предприятий, электрифицированным железнодорожным и городским транспортом, торговыми, спортивными и развлекательными центрами и т. д. Доля РМ при загрузке линий электропередачи в настоящее время оценивается в 20 - 80 % от AM [2]. Например, в ОАО "КАМАЗ" в 2011г. при 303 МВт установленной мощности потребление РМ составило 217 Мвар [3]. Согласно [4] около 60 % всей РМ, связанной с образованием переменных магнитных полей, потребляют асинхронные двигатели (до 60 % их питается от сетей 0,4 кВ) и около 25 % - трансформаторы.

Увеличение числа различных электроприводов, стабилизирующих и преобразовательных устройств, применение полупроводниковых преобразователей приводит к росту потребляемой РМ преимущественно в сетях низкого напряжения, а это в свою очередь влияет на работу других электроприемников, сокращает срок их службы, создает дополнительные потери электроэнергии. Изменение характера коммунально-бытовой нагрузки в результате появления новых типов электроприемников (микроволновых печей, кондиционеров, морозильников, люминесцентных светильников, стиральных и посудомоечных машин, персональных компьютеров и др.), потребляющих из питающей сети наряду с активной значительную реактивную мощность, также привело к росту потребления РМ [5]. В итоге из-за изменения структуры потребления общее потребление РМ (?ПОтр1 приближенно оценивается в 1 квар на 1 кВт суммарного потребления (нагрузки) AM PHarpz [2].

Рост потребления РМ привел к ряду негативных последствий: потребители стали работать с пониженным коэффициентом мощности и повышенным потреблением РМ из электрической сети системы электроснабжения; возросли потоки РМ в системах электроснабжения потребителей электрической энергии (распределительных электрических сетях и системообразующих линиях электропередачи); возникла проблема поддержания (на уровне не ниже минимально допустимого) напряжения на шинах подстанций с присоединенной нагрузкой [6]. По оценкам экспертов, причинами возникновения и развития наиболее крупных аварий и технологических нарушений в энергосистемах и энергообъединениях различных стран, приведших к отключению значительного объема потребителей, являются, в частности, дефицит РМ в энергообъединениях и недостаточный объем установленных источников РМ [7].

Потери, связанные с небалансом РМ, наиболее значимы в распределительных сетях [8]. Оценка потерь реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах показывает, что при каждой трансформации напряжения они составляют приблизительно 10 % от передаваемой через трансформатор полной мощности. Например, в ОАО "Сетевая компания" Татарстана доля ЛЭП, в которых tgcp превышает установленные значения, на напряжении 110 кВ составляет 25% (tgφ>0,5), на напряжении 35 кВ - 50% (tgφ>0,4), на напряжении 6(10) кВ - 52% (tgφ >0,4) [3]. Экономическое значение активных потерь электроэнергии при передаче и потреблении РМ оценивается в [5] на примере сетей 6(10)-0,4 кВ региональных сетевых компаний (РСК) РАО "ЕЭС России". Через сети 6(10) - 0,4 кВ в 2007 г. передано около 50 % электроэнергии (370 млрд. кВт • ч) от общего отпуска электроэнергии в сетях РСК данного холдинга, составившего 742,5 млрд. кВт · ч. Потери электроэнергии в этих сетях равнялись 11,6%. За счет мероприятий по оптимизации балансов РМ в сети и повышения cos φ с 0,85 на 0,01 (1,2%) в целом в электрических сетях 6(10) - 0,4 кВ РСК можно сэкономить 1 млрд. кВт • ч электроэнергии. Это позволит высвободить около 150 тыс. кВт мощности генераторов на электростанциях. Следует также учесть, что для производства 1,1 млрд. кВт ч электроэнергии необходимо около 0,370 млн. т условного топлива. Кроме того, повышенное потребление РМ из сети при низких значениях cos φ требует увеличения сечений проводов и кабелей в электрических сетях с целью уменьшения потерь [5]. При снижении cos φ до 0,7 перерасход цветных металлов (меди и алюминия) составит более 50 % [4].

Суть регулирования напряжения за счет воздействия на потоки РМ по элементам электрической сети заключается в том, что при изменении этой мощности изменяются потери напряжения в реактивных сопротивлениях. В отличие от AM реактивную мощность в узлах сети можно изменять путем установки в них компенсирующих устройств. Наиболее действенными для регулирования напряжения являются устройства (синхронные компенсаторы, статические тиристорные компенсаторы), способные как генерировать, так и поглощать РМ, изменяя свою мощность в зависимости от режима сети, в результате чего появляется возможность регулировать напряжение. Эффективность такого регулирования с помощью поперечных компенсирующих устройств повышается в сетях с относительно большими реактивными сопротивлениями по сравнению с активными, например, в воздушных сетях по сравнению с кабельными. При этом наибольший эффект достигается при установке компенсирующих устройств в наиболее удаленных от центров питания узлах нагрузки [8].

При выборе места расположения компенсирующих устройств следует иметь в виду, что наибольший экономический эффект достигается при их установке в непосредственной близости от потребляющих РМ приемников. Передача РМ из сети 6 - 35 кВ в сеть до 1000 В, как правило, экономически невыгодна, особенно, если это приводит к увеличению числа понижающих трансформаторов. Для электроустановок небольшой мощности, присоединяемых к действующим сетям 6(10) кВ, целесообразна полная компенсация на стороне до 1000 В. Поэтому необходимо обеспечить баланс и резерв РМ не только в целом в энергосистеме, но и в узлах нагрузки. В идеальном случае с точки зрения минимальных потерь электроэнергии в системе "генерация - ЛЭП - потребитель" следует создать   такие   условия,   чтобы   генераторы станции работали с номинальным cos φ, переток дополнительной по линии РМ отсутствовал, а потребители работали с coscp= 1 без потребления РМ [1]. Согласно Методическим указаниям [9] с целью снижения потерь мощности электроэнергии в электрической сети рекомендуется рассматривать целесообразность установки дополнительных компенсирующих устройств главным образом непосредственно у потребителей на напряжении 0,4- 10 кВ.

Компенсация РМ позволит снизить максимум потребления только по Москве на 3 - 3,3 ГВт [10]. В [2] описан опыт компенсации РМ в ОАО "Тверской вагоностроительный завод". Суть его заключалась в измерении параметров электрической сети (напряжения, тока, коэффициента мощности) на отходящем присоединении РУ 6 кВ, от которого питается один из цехов предприятия. Сначала измерения проводили при отключенных устройствах компенсации РМ, затем последовательно включали батарею статических конденсаторов (БСК) на напряжении 0,4 и 6 кВ. Измерения показали, что при включении БСК ток в сети снизился на 30%, а коэффициент мощности cos φ повысился с 0,82 до значения, близкого к 1 (т. е. была достигнута полная компенсация РМ), что приводит к разгрузке электросетевого оборудования и уменьшению потерь электроэнергии. Отмечен также рост напряжения в центре питания. Результаты наглядно продемонстрировали эффективность применения устройств компенсации РМ. Потребитель использовал БСК с целью подключения дополнительных мощностей (без замены силовых трансформаторов на ГПП и в цеховых ТП), а также сокращения потерь электрической энергии во внутризаводских сетях, поддерживая при этом необходимый уровень напряжения у токоприемников [2].

В целом неучастие потребителей в компенсации РМ собственными источниками и работа с пониженным коэффициентом мощности приводят к уменьшению технико-экономической эффективности систем электроснабжения, проявившейся в возникновении дефицита РМ в узлах нагрузки и, как следствие, - в снижении напряжения на шинах нагрузок и подстанций распределительных электросетей; ограничении пропускной способности линий электропередачи и трансформаторных подстанций по AM из-за необоснованной их загрузки РМ; существенном росте потерь AM в электрических сетях; увеличении потерь напряжения и снижении запаса статической устойчивости нагрузки по напряжению. Доставка РМ потребителям из энергосистемы по распределительным сетям в условиях сокращения у них объема собственных источников неоправданна. Поэтому без участия потребителей в компенсации собственного потребления РМ невозможно обеспечить технически и экономически обоснованный баланс РМ в энергосистеме. Стоимость производства AM на электростанциях в 10 - 20 раз больше стоимости производства РМ у потребителя, поэтому передача РМ от электростанций к местам ее потребления сопоставима со связанным с этим необходимым покрытием потерь AM, а для удаленных электроприемников менее эффективна, чем использование источников РМ [11].

Если учесть, что в отличие от сетей высокого напряжения часть распределительных сетей выполнена стальными проводами, а это требует учета нелинейности их параметров в зависимости от токов нагрузки, а также особенностей сетей 0,4 кВ - высокого уровня несимметрии фаз, коммерческих потерь, то можно сделать вывод, что оптимизировать баланс РМ следует только на основе введения в распределительные сети активных самонастраивающихся элементов [8].

Согласно [12] норматив уровня компенсации РМ в распределительных электрических сетях составлял 0,6 квар на 1 кВт. Выбор структуры компенсирующих устройств и распределение между объектами суммарных объемов их ввода в указанных объемах должны были определяться при разработке годовых планов развития отраслей и требований по компенсации РМ действующих потребителей, устанавливаемых энергоснабжающими организациями. Степень компенсации РМ была принята в размере cos φ = 0,858 (tg φ = 0,6). В 2007 г. в Российской Федерации требование к минимальному значению коэффициента РМ в точках присоединения потребителя к электрической сети 6(10) -0,4 кВ было значительно ужесточено: для сети 0,4 кВ установлен cos φ = 0,944 (tg φ = 0,35), а для сети 6-20кВ cos φ = 0,93 (tg φ = 0,4) [8].

Однако эти значения можно достичь преимущественно в электросетях среднего и высокого напряжений (35-110 кВ). В низковольтных сетях напряжением 0,4 кВ повышение cos φ до приемлемого уровня известными способами экономически нередко оказывается неоправданным, поэтому не всегда осуществляется [6]. В частности, после отмены в 2001 г. Правил пользования электрической и тепловой энергией у потребителя электрической энергии понизился экономический стимул участвовать в поддержании коэффициента мощности и компенсации РМ на шинах нагрузок, что привело к ряду указанных выше негативных последствий как в сфере надежности энергосистемы, так и в экономических вопросах. Например, средняя загрузка электродвигателя (отношение мощности, потребляемой рабочим органом, к номинальной мощности) в отечественной промышленности составляет 0,3 - 0,4, а в европейской 0,5 - 0,6. Завышение мощности двигателя приводит к снижению его КПД и cos φ значительно ниже номинального. С уменьшением степени загрузки двигателя возрастает доля потребляемой РМ на создание магнитного поля системы по сравнению с AM. При снижении нагрузки двигателя до 50 % и менее его эффективность начинает быстро уменьшаться [13].

Несмотря на принятый в 2006 г. приказ РАО "ЕЭС России" [14] вопрос компенсации РМ, особенно в распределительных сетях, остается нерешенным. В этой связи для повышения качества электроснабжения на территории Российской Федерации предлагается обеспечивать компенсацию реактивной мощности на основе распределенной генерации. При этом для определения первоочередных узлов компенсации следует выбирать точки распределительных сетей, где наблюдаются максимальные потери, а для выявления необходимых объемов генерации РМ - мощность объектов распределенной генерации (ОРТ), позволяющих обеспечить компенсацию реактивной мощности на участках распределительной сети, к которым они подключены.

Поскольку в сетях энергосистем существует несколько ступеней трансформации, количество трансформаторов и их мощность в несколько раз превышают число и установленную мощность генераторов. Следует заметить, что на каждый установленный 1 кВт генераторной мощности традиционной "большой" энергетики в российских условиях приходится 7 - 8 кВ • А трансформаторной мощности, а на вновь вводимый - до 12 - 15 кВ·А. Поэтому под распределенной генерацией будем понимать параллельное с сетью производство электроэнергии для электроснабжения потребителей, расположенных на расстоянии, на котором можно обеспечить ее передачу без трансформации уровня напряжения, тем самым снизив потребление из сети. Объекты распределенной генерации - это источники электроэнергии, подключенные к шинам распределительной подстанции (в том числе на стороне нагрузки) и оснащенные автоматикой для обеспечения синхронной работы с энергосистемой, отключения от нее и поддержания автономной работы [15].

Одним из универсальных технологических решений, на основе которого можно достичь гибкого управления режимами распределительных сетей, является создание распределенной генерации на основе синхронных генераторов (СГ) новых ОРГ с возможностью управления токами возбуждения. Регулирование токов возбуждения СГ, установленных в непосредственной близости от конечного потребителя, позволит обеспечить компенсацию РМ в распределительных сетях. Получение РМ связано исключительно с уровнем возбуждения синхронной машины. Увеличение тока возбуждения приводит к повышению генерирования РМ, а снижение тока - к противоположному результату. Компенсация реактивной мощности на основе автоматического регулирования возбуждения синхронных двигателей теоретически обоснована и практически используется в приложении к оптимизации электроснабжения металлургических комбинатов [16], но регулирование токов возбуждения синхронных машин в распределительных сетях населенных пунктов - это новая задача.

В наиболее сложных сетях создание распределенной генерации целесообразно на основе асинхронизированных генераторов (АСГ) - нового класса электрических машин, обладающих рядом преимуществ по сравнению с синхронными машинами. Благодаря им обеспечивается более надежная, устойчивая и экономичная работа электроэнергетической системы в целом. В асинхронизированных генераторах и компенсаторах (АСК) ротор имеет две ортогональные обмотки возбуждения, которые питаются от двухканальной статической реверсивной системы возбуждения. Управление возбуждением осуществляется по специальному "асинхронизированному" закону (векторное управление), в результате этого такие машины устойчиво работают в режимах как выдачи, так и глубокого потребления РМ, что несвойственно синхронным машинам по условиям статической и динамической устойчивости. Специальные алгоритмы управления режимами обеспечивают высокую живучесть АСГ и АСК. Основные их свойства и преимущества [7] приведены в таблице.

Свойства	Преимущества
Электромагнитный момент и РМ не зависят от углового положения ротора	Возможность без нарушения условий статической устойчивости работать на протяженную линию электропередачи
	Возможность без потери устойчивости работать в режимах глубокого потребления РМ
Независимое и раздельное регулирование электромагнитного момента и РМ	Эффективное демпфирование колебаний активной и реактивной мощности (напряжения)
	Повышенное быстродействие регулирования РМ (напряжения)
Система возбуждения управляет не только значением напряжения, но и его фазой и частотой (в заданном диапазоне)	Более точная и безударная синхронизация с сетью при включении на параллельную работу
	Повышение уровней статической и динамической устойчивости энергосистемы за счет создания эффекта "мощных шин" в заданном узле энергосистемы
Форсировка и расфорсировка возбуждения по двум взаимно перпендикулярным обмоткам ротора, т. е. векторное управление динамическими процессами	Повышенные пределы динамической устойчивости генератора (компенсатора)
	Улучшение качества протекания переходных процессов в энергосистеме
Возможность неограниченно длительных асинхронных режимов без возбуждения при нагрузке, близкой к номинальной	Повышенная надежность и живучесть агрегата (энергоблока), снабженного асинхронизированным генератором, компенсатором (снижается вероятность отключения энергоблока из-за аварий в системах возбуждения и управления)
	Возможность длительной работы в энергосистеме при возникновении асинхронного хода
	Существенное повышение ремонтопригодности и облегчение технического обслуживания систем возбуждения и управления без отключения энергоблока    „ „
Возможность двух- и трехкратной перегрузки по РМ без потери устойчивости	Улучшение характера протекания аварийных процессов и послеаварийных режимов в энергосистемах
	Исключение явления лавины напряжения в энергосистеме

Основные достоинства АСГ по сравнению с синхронным и асинхронным генераторами:

способность генерировать напряжение постоянной частоты при переменной частоте вращения;

принципиально большие, чем у синхронных генераторов, пределы устойчивости;

возможность экономично регулировать РМ при параллельной работе с сетью (особенно эффективны АСГ там, где по условиям эксплуатации требуется регулирование частоты вращения в сравнительно ограниченных пределах выше и ниже синхронной [17]).

При обеспечении компенсации РМ на основе  ее  генерации  на источниках,   максимально приближенных к потребителю, нельзя принимать решения по оптимизации только электроснабжения независимо от задач комплексного энергоснабжения. Из-за отсутствия системного подхода к оптимизации энергоснабжения на протяжении четверти века снижается доля комбинированной выработки теплоты и электроэнергии в Российской Федерации, в итоге коэффициент использования теплоты топлива на ТЭС уменьшился с 57 до 52 %. Это свидетельствует о серьезном снижении выработки электроэнергии ТЭС на тепловом потреблении и понижении их тепловой эффективности [18].

Для повышения эффективности использования топлива целесообразно утилизировать попутную тепловую энергию при генерации электроэнергии с целью теплоснабжения населенных пунктов. Для этого необходимо осуществлять генерацию в существующих котельных, используя сформированную теплоту десятков тысяч систем централизованного теплоснабжения. С целью круглогодичного применения попутной тепловой энергии следует осуществлять надстройку существующих котельных когенерационными установками на основе газотурбинных, газопоршневых агрегатов в объеме летнего потребления теплоты, которое не превышает 20 % пиковой тепловой нагрузки в отопительный период.

В результате круглогодичной утилизации попутной теплоты при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии коэффициент использования теплоты топлива может достичь 85%, что в 1,5 раза выше, чем на самых современных парогазовых и паротурбинных с суперсверхкритическими параметрами пара установках, работающих в конденсационном режиме. Поскольку численность людей в малонаселенных пунктах на протяжении двух десятилетий уменьшается наиболее быстрыми темпами (что является одной из причин снижения в них потребления теплоты), увеличение расхода газа на выработку электроэнергии в пределах 20 % сегодняшнего пикового теплового потребления возможно без увеличения пропускной способности существующих систем газораспределения.

Итак, формирование максимально приближенной к потребителю распределенной энергетики, позволяющей снизить потери в сетях за счет компенсации реактивной мощности - один из путей повышения надежности и качества энергоснабжения российской глубинки.

Список литературы

1. Кочкин В. Реактивная мощность в электрических сетях. Технологии управляемой компенсации (http: //www.tatenergo.ru/download^_statia_rm_es.pdf).

2. Паули В. К. Реактивная мощность - состояние, проблемы, задачи. - Новое в российской энергетике, 2006, № 1.

3. Губаев Д. Ф. Управление реактивной мощностью - эффективное средство повышения надежности и экономичности работы энергосистемы и потре¬бителей электрической энергии Республики Татарстан (http: //www.tatenergo.ru/download/rp_up_rp_ presentation.pdf)

4. Справочник по электропотреблению в промышлен¬ности / Под ред. Г. П. Минина и Ю. В. Копытова. - М.: Энергия, 1978.

5. http: //www.tatenergo.ru/download/rp_kompen.pdf.

6. Паули В. К. Технический контроллинг - в аспектах показателей надежности электроэнергетических систем. - Новое в российской энергетике, 2006, № 6.

7. Асинхронизированные турбогенераторы и компенсаторы как средство повышения живучести Московской энергосистемы / С. А. Аршунин, В. Е. Зина-ков, И. А. Кади-оглы и др. - Электрические станции, 2007, № 11.

8. Герасименко А. А., Кинев Е. С, Чупак Т. М. Электроэнергетические системы и сети. - Красноярск: ИПК СФУ, 2008.

9. Методические указания по проектированию развития энергосистем (приказ Минэнерго № 281 от 30.06.2003).

10. Тихоненко Ю. Ф. Энергосбережение в Москве. - Новости теплоснабжения, 2007, № 3.

11. Готман В. И. Критерии оценки экономической эффективности компенсации реактивной мощности в электроснабжении. - Электричество, 2009, № 12.

12. Нормативы уровня компенсации реактивной мощности в электрических сетях министерств и ведомств на период до 2000 г. (утверждены Министерством энергетики и электрификации СССР 28.05.1987).

13. Оценка потенциала энергосбережения в ЯН АО / И. А. Башмаков, К. Б. Борисов, М. Г. Дзедзичек и др. - Вопросы энергетики и энергосбережения, 2011, №4.

14. "О повышении устойчивости и технико-экономической эффективности распределительных электрических сетей и систем электроснабжения потребителей за счет управления потоками РМ и нормализации уровней напряжения" (приказ РАО "ЕЭС России" № 893 от 11.12.2006).

15. Грачёв И. Д., Некрасов С. А. О подходах к развитию распределенной энергетики в Российской Федерации. - Промышленная энергетика, 2012, № 12.

16. Корнилов Г. П. Повышение эффективности электротехнических комплексов предприятий черной металлургии за счет регулируемых компенсирующих устройств: Дисс. на соиск. учен, степени доктора техн. наук. Магнитогорск, 2010.

17. Семенов В. В. Автономная система электроснабжения на основе асинхронизированного синхронного генератора: Дисс. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. Уфа, 2008.

18. Кожуховский И. С, Басов В. П. Формирование рыночных механизмов развития когенерации в России. - М.: УРАН ИНП, 2011.