Снижение потребления реактивной мощности компенсирующими устройствами
Основные принципы компенсации реактивной мощности:
1. Выбор типа, мощности, места установки и режима работы компенсирующих устройств должен обеспечивать наибольшую экономичность при соблюдении всех технических требований.
2. Компенсирующие устройства выбираются одновременно со всеми элементами питающих и распределительных сетей.
3. Выполнение технических требований должно обеспечивать: допустимые режимы напряжений в питающих и распределительной сетях; допустимые токовые нагрузки всех элементов Сетей; режимы работы источников реактивной
мощности в заданных пределах; необходимый резерв реактивной мощности в узлах сети; статическую устойчивость работы сетей и электроприемников.
4. Критерием экономичности является минимум приведенных затрат, при определении которых следует учитывать: затраты на установку компенсирующих устройств и дополнительного оборудования — коммутационных аппаратов, устройств регулирования и т. п.; снижение стоимости трансформаторных подстанций и стоимости сооружения питающей и распределительной сетей, обусловленное снижением токовых нагрузок; снижение потерь электроэнергии в питающей и распределительной сетях; снижение установленной мощности электростанции, обусловленное уменьшением потерь активной мощности.
5. Источники реактивной мощности: генераторы электростанций и синхронные двигатели, воздушные и кабельные линии электрических сетей; дополнительно устанавливаемые компенсирующие устройства—синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов поперечного включения, вентильные установки специального назначения и др.
6. Наибольший экономический эффект достигается при размещении средств компенсации в непосредственной близости от потребляющих реактивную мощность электроприемников.
Передача реактивной мощности из сети напряжением 6—35 кВ в сеть до 1000 В экономически невыгодна, если требует увеличения числа цеховых трансформаторов. Для электроустановок неольшой мощности, присоединяемых к сетям 6—10 кВ, экономически оправдана компенсация реактивной мощности на стороне низкого напряжения (до 1000 В).
7. Нерегулируемые конденсаторные установки в сетях до 1000 В должны размещаться в цехах у групповых распределительных пунктов, если окружающая среда допускает такую установку. Место установки регулируемых конденсаторных установок в сетях до 1000 В должно определяться с учетом требований регулирования напряжения в сети или регулирования реактивной мощности. Установка конденсаторных батарей на стороне 6—10 кВ цеховых подстанций не рекомендуется.
Индивидуальная компенсация может быть целесообразна лишь у мощных электроприемников с низким cos 
и большим числом включений.
8. Для контроля наибольшей реактивной мощности, передаваемой из сетей системы потребителю в режиме наибольшей активной нагрузки, используются реактивные счетчики с указателями 30-минутного максимума и с реле времени. Для контроля «реактивной энергии», выдаваемой потребителем в сеть энергосистемы в период ночного провала активных нагрузок, используют счетные механизмы реактивных счетчиков со стопором.
9. Мощность компенсирующего устройства QKОМП должна определяться как разность между реактивной мощностью нагрузки предприятия Q и предельной реактивной мощностью QЭ, предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:
QKОМП = Q - QЭ = P(tg- tgЭ ), (13.5)
где Q = P tg — расчетная мощность реактивной нагрузки предприятия в пункте присоединения к питающей энергосистеме; Q, — мощность, соответствующая установленным предприятию условиям получения электроэнергии от энергосистемы; Р — расчетная мощность активной нагрузки предприятия в том же пункте; tg= Q/P — тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности нагрузки предприятия Р; tgЭ = QЭ/P—тангенс угла, отвечающий установленным предприятию условиям получения мощности QЭ, который указывается в технических условиях на присоединение и является оптимальным коэффициентом мощности.
10. Мощность компенсирующих устройств во избежание недокомпенсации в часы максимальной нагрузки и при отсутствии вышеуказанных точных данных рекомендуется принимать по наибольшей, реактивной мощности наиболее загруженной смены
Q=Qcm = Pcm tg .
11. Выполнение мероприятий по повышению коэффициента мощности нагрузки потребителей, не требующих наличия компенсирующих устройств (см. выше), следует учитывать при определении расчетной нагрузки, по которой выбирается мощность компенсирующего устройства.
12. Компенсирующие устройства могут размещаться в сетях напряжением до 1000 В и выше; при этом, их суммарная реактивная мощность должна быть равна общей расчетной мощности компенсирующего устройства.
Перечисленные принципы компенсации реактивной мощности положены в основу «Инструкции по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях (1981 г.).
Основные положения инструкции:
1. При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в сетях напряжением 6—20 кВ и ниже, исходными данными являются:
а) экономически обоснованное значение реактивной мощности QЭ1, которую можно передать из энергосистемы в режиме ее наибольшей активной нагрузки в сеть потребителя;
б) экономически обоснованное значение реактивной мощности QЭ2, которую можно передать в сеть потребителя из энергосистемы в режиме ее наименьшей реактивной нагрузки;
в) значение реактивной мощности Qa, которую можно передать из энергосистемы в послеаварийных режимах в сеть потребителя.
2. В соответствии с Прейскурантом № 09-01 определяются скидки и надбавки к тарифам за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей: !
а) для потребителей, с присоединенной мощностью трансформаторов и высоковольтных двигателей 750 кВ-А и выше — на основании задаваемых энергоснабжающей организацией значений QЭ1
и QЭ2;
б) для потребителей с присоединенной мощностью менее
750 кВ-А—на основании задаваемой энергоснабжающей организацией мощности компенсирующего устройства Qkoмп.э, которое должно быть установлено у потребителя, и графика его работы.
3. Для выполнения задаваемых энергоснабжающей организацией условий потребления реактивной мощности потребитель должен снизить ее потребление в режиме наибольших нагрузок энергосистемы на
Q = QФ1 - QЭ1, (13.6)
где QФ1 — фактическая нагрузка потребителя в режиме наибольших нагрузок энергосистемы.
Если QФ1 < QЭ1, то допустимо увеличение потребления реактивной мощности за счет присоединения новых электроприемников. Для компенсации реактивных нагрузок элементов энергосистем (потери реактивной мощности в линиях и трансформаторах) могут потребоваться дополнительные источники реактивной мощности, которые должны устанавливаться в сетях энергоснабжающей организации;
4. Системным называется расчет, определяющий оптимальные взаимоувязанные значения величин, перечисленных в п. 1 и 2, во всех узлах сети при учете эффекта от компенсации реактивной мощности как в сетях энергосистемы, так и потребителей электроэнергии.
5. В соответствии с Прейскурантом № 09-01 значения QЭ1, и QЭ2 должны задаваться потребителю для каждого квартала года. Эти значения определяют, исходя из фактических нагрузок 
и 
(i—номер квартала) и предварительно определенного значения QЭ1 для квартала максимальной годовой активной нагрузки системы (как правило, для четвертого квартала — 
). При этом предполагается, что для обеспечения потребления реактивной мощности, не превышающего значения , потребитель должен установить дополнительно компенсирующие устройства мощностью
QК.Д = 
- , (13.7)
которая может использоваться в любое время года. Если > , то QKД принимается равным нулю.
6. На шинах 6—20 кВ понизительной подстанции 220—35/6—20 или 6—20/0,4—0,69 кВ значение определяют как меньшее из указанных значений:
= - 0,7
; 
= a
, (13.8)
где , — фактические значения активной и реактивной нагрузки на шинах 6—20 кВ понизительной подстанции или электростанции в режиме наибольшей активной нагрузки энергосистемы на прошедший год; — дополнительная реактивная мощность установленных у потребителя синхронных машин; а — счетный коэффициент (табл. 13.1).
Таблица 13.1
| Район объединенных энергосистем | Значение коэффициента а при высшем напряжении понизительной подстанции | ||
| 35 кВ | 110—150 кВ | 220 кВ и выше | |
| Северо-Запад, Центр, Средняя Волга, Юг, Северный Казахстан Средняя Азия Сибирь Урал Северный Кавказ, Закавказье Дальний Восток | 0,23 0,30 0,24 0,27 0,22 0,20 | 0,28 0,35 0,29 0,31 0,26 0,25 | 0,37 0,47 0,40 0,42 0,34 0,32 |
7. Для потребителей с присоединенной" мощностью менее 750 кВ-А расчетное значение необходимой мощности компенсирующего устройства
QКОМП. Э = (0,2+0,5
a.cв))Snp, (13.9)
где a.cв — доля установленной мощности асинхронных двига телей и сварочных трансформаторов в составе низковольтной нагрузки; Snp — присоединенная мощность потребителя.
13.4. Технико-экономические расчёты при выборе компенсирующих