Баланс реактивной мощности

Общее потребление реактивной мощности в ЭЭС складывается из двух компонентов – реактивной нагрузки потребителей и потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах электрических сетей. В современных условиях для сетей с номинальным напряжением 35 кВ и выше общее потребление реактивной мощности приближенно оценивается в размере 1 квар на 1 кВт суммарной активной нагрузки . При этом доля потерь реактивной мощности в общем потреблении составляет 30–50% в зависимости от характеристик потребителей, числа ступеней трансформации и протяжённости сетей.

Располагаемая реактивная мощность генераторов электростанций составляет 0,5–0,75 квар на 1 кВт установленной мощности, т.е. недостаточна для покрытия общей потребности ЭЭС в реактивной мощности. В связи с этим возникает необходимость установки в ЭЭС дополнительных источников реактивной мощности (ИРМ), которые обеспечивают компенсацию избыточной реактивной нагрузки системы, поэтому их часто называют «компенсирующими устройствами». Установка ИРМ непосредственно у потребителей улучшает технико-экономические показатели системы электроснабжения, так как при этом уменьшаются потоки реактивной мощности во всех элементах сети от источников питания до потребителей, что приводит, в свою очередь, к снижению годовых потерь электроэнергии и, следовательно, к уменьшению затрат на их возмещение.

В электрических сетях 35 кВ и выше передача реактивной мощности частично определяет степень падения напряжения в элементах сети и тем самым оказывает влияние на условия регулирования напряжения. Кроме того, в сетях 220 кВ и выше с достаточно протяженными и сильно загруженными линиями обеспечение баланса реактивной мощности является одним из важных условий гарантии статической устойчивости ЭЭС в нормальных и послеаварийных режимах. Поэтому анализ условий обеспечения баланса реактивной мощности является важной задачей как в эксплуатации, так и при проектировании ЭЭС.

В последнем случае баланс реактивной мощности составляется в два этапа. На первом (предварительном) этапе общее потребление реактивной мощности определяется исходя по приближённой оценке её потерь в сетях при прохождении абсолютного годового максимума нагрузки. Сопоставление потребной и располагаемой реактивных мощностей позволяет выявить минимально необходимую по условиям баланса потребность в дополнительных источниках реактивной мощности и осуществить их расстановку в узлах системы, прежде всего исходя из технических соображений.

Вместе с тем удовлетворение лишь условий баланса реактивной мощности не отвечает критерию максимальной экономической эффективности функционирования системы. Экономически целесообразная мощность компенсирующих устройств, как правило, превышает их мощность, необходимую по техническим ограничениям. В современных условиях считается целесообразным доведение компенсации реактивной мощности в среднем по ЕЭС до 0,4 квар на 1 кВт суммарной активной нагрузки. Таким образом, на втором этапе должна решаться задача оптимизации баланса реактивной мощности.

Рассмотрим составляющие приходной и расходной частей баланса, которые определяются на первом этапе. Эти составляющие схематически показаны на рис. 2.

Рис. 2. Составляющие баланса реактивной мощности

Общее выражение для условия баланса реактивной мощности аналогично условию для активных мощностей:

.

Расходная часть. Суммарная реактивная нагрузка ЭЭС включает в себя расчетную нагрузку потребителей и потери в сетях , т.е.

.

Расчётная реактивная нагрузка потребителей, приведённая к той же ступени напряжения, что и активная нагрузка, определяется по усредненным значениям в соответствии с выражением

,

где значение берётся в соответствии с учётом компенсирующих устройств, установленных у потребителей, а также потерь в сетях предшествующих ступеней напряжения. Для шин напряжением 6–10 кВ понижающих подстанций это значение принимается равным 0,4 (), для шин 35, 11О и 220 кВ – соответственно 0,5; 0,55 и 0,6 ().

Потери реактивной мощности в сетях включают две компоненты:

,

где – суммарные потери в трансформаторном оборудовании подстанций сети; – суммарные потери в линиях электропередачи.

В электрических сетях с основным типом подстанций являются подстанции с двухобмоточными трансформаторами, для которых при числе параллельно включенных трансформаторов и коэффициенте аварийной перегрузки 1,4 потери реактивной мощности приближенно оцениваются в размере 10% от полной мощности нагрузки подстанции , т.е.

.

Потери реактивной мощности в подстанциях с автотрансформаторами зависят от класса напряжения, соотношения нагрузок на шинах СН (среднего напряжения) и НН (низкого напряжения) и коэффициента загрузки обмотки ВН (высокого напряжения). Для их приближенного определения служат графические зависимости. Вместе с тем для подстанций с автотрансформаторами 220/110 кВ с некоторым запасом можно использовать ту же оценку, что и для подстанций с двухобмоточными трансформаторами.

Мощность нагрузки i -й подстанции на пути от источника питания проходит не через одну, а через несколько трансформаций. Если считать, что на каждой из них теряются 10% от полной мощности этой нагрузки, то можно оценить суммарные потери реактивной мощности в подстанциях сетей следующим образом:

,

где – число трансформаций нагрузки i -й подстанции на пути от источника питания до её шин НН. Вторая составляющая суммарных потерь реактивной мощности – потери в линиях электропередачи – также зависит от полных мощностей, которые протекают в продольных ветвях их схем замещения. Для одноцепной линии длиной , включённой между узлами i и j, потери реактивной мощности составляют

,

где – удельное реактивное сопротивление; – удельные потери реактивной мощности.

В свою очередь зарядная мощность такой линии

,

где – удельная ёмкостная проводимость; – удельная зарядная мощность.

Соотношение между и зависит от значения отношения передаваемой активной мощности к натуральной (). Значение разности между зарядной мощностью и потерями, отнесённое к зарядной мощности, определяется через Р, следующим образом:

.

Зависимость представлена на рис. 3. При известном значении потери реактивной мощности в линии находятся по выражению

с использованием усредненных значений для линий соответствующего класса напряжения: 110 кВ – 30 квар/км, 220 кВ – 120 квар/км, 330 кВ – 375 квар/км, 500 кВ – 900 квар/км.

Для определения общих потерь реактивной мощности в линиях в той части сети, которая не представлена эквивалентными нагрузками, необходимо просуммировать результаты их определения для отдельных линий по алгоритму, рассмотренному выше.

Рис. 3. Приближенное соотношение между избытком (дефицитом) реактивной мощности в линии и передаваемой по ней активной мощностью

Последняя составляющая расходной части баланса – экспортируемая реактивная мощность – находится в соответствии с определенной при составлении баланса активной мощностью и с учётом коэффициента мощности , который для межсистемных связей 35–220 кВ принимается равным 0,9–0,95, а для линий более высоких напряжений 0,95–1,0. При этом

.

Таким образом, суммарная потребная реактивная мощность в соответствии с рис. 2.

.

Приходная часть. Возможности выдачи реактивной мощности генераторами электростанций при составлении баланса учитываются в соответствии с их номинальными коэффициентами мощности , которые для агрегатов ГЭС и ТЭЦ составляют 0,8–0,85, а для агрегатов КЭС и АЭС 0,85–0,9. При этом установленная реактивная мощность генераторов системы определяется как

,

где символы i, j, k, n имеют тот же смысл, что и в формуле для .

Значения неиспользуемой и резервной мощностей вычисляются по найденным при составлении баланса активных мощностей значениям , и номинальным коэффициентам мощности соответствующих генераторов. При этом располагаемая реактивная мощность электростанций системы

Реактивная мощность, необходимая для работы установок собственных нужд электростанций, оценивается в соответствии с коэффициентом мощности , чему соответствует , т.е.

.

Выдаваемая генераторами в сеть реактивная мощность

.

В отличие от баланса активной мощности полная располагаемая реактивная мощность содержит дополнительно две составляющие – суммарную зарядную мощность линий и мощность установленных ИРМ , которые учитывались при определении :

.

Импортируемая мощность оценивается аналогично экспортируемой, а зарядная мощность – по усредненным значениям . В результате сопоставления и определяется необходимость установки дополнительных ИРМ, мощность которых

.

Баланс электроэнергии

Баланс электроэнергии ЭЭС составляется:

- для проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности;

- для определения потребности ЭЭС в энергоресурсах (топливе различных видов);

- для определения обменных потоков энергии между ЭЭС.

Расходная часть баланса складывается из суммарного электропотребления данной ЭЭС (с учётом собственных нужд электростанций и потерь в сетях), расхода энергии на заряд гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и других аккумулирующих электростанций (с учётом их использования в режимах разряда и КПД) и планируемой передачи электроэнергии в другие ЭЭС.

Приходная часть баланса включает в себя выработку электроэнергии всеми электростанциями ЭЭС и планируемое получение энергии из других ЭЭС. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднемноголетнему значению.

Для ЭЭС с большим удельным весом ГЭС (30% и более) производится проверка баланса также и для условий гарантированной в условиях маловодного года 95%-ной обеспеченности выработки.

Распределение годовой выработки электроэнергии между ТЭС производится, исходя из их экономичности, обеспеченности энергоресурсами, стоимости различных видов топлива и маневренных характеристик оборудования. Обычно для этого находится распределение суточной выработки между электростанциями для характерных суток различных сезонов – зимы, лета и периода паводка – и оценивается длительность сезонов. Для приближенных расчётов выработка электроэнергии отдельными типами электростанций может оцениваться по годовым числам часов использования их установленной мощности.

Баланс считается удовлетворительным, если число часов использования среднегодовой располагаемой мощности ТЭС в среднем не превышает 6500. При получающихся малых числах часов использования необходимо предусматривать мероприятия по разгрузке электростанций или по передаче избытков электроэнергии в другие ЭЭС.