Михаил
ВАСЬКОВ
,
заместитель
главного
инженера
по
оперативно
-
техно
логическому
и
ситуационному
управлению
«
Россети
Ленэнерго
»
Артем
ВАНИН
,
научный
сотрудник
кафедры
«
Электро
-
энерге
ти
ческие
системы
»
ФГБОУ
ВО
«
НИУ
«
МЭИ
»
Владимир
ТУЛЬСКИЙ
,
доцент
,
директор
ИЭЭ
ФГБОУ
ВО
«
НИУ
«
МЭИ
»
Исследование
вопроса
компенсации
реактивной
мощности
в
электрических
сетях
«
Россети
Ленэнерго
»
В
статье
рассматривается
вопрос
компенсации
реактивной
мощности
в
распределительных
сетях
.
Распределенное
ре
-
гулирование
режима
непосредственно
у
потребителей
явля
-
ется
необходимым
условием
для
перехода
к
интеллектуаль
-
ному
управлению
электрическими
сетями
.
В
статье
показан
пример
системного
подхода
к
анализу
компенсации
реактив
-
ной
мощности
на
основе
регулярно
собираемых
электросе
-
тевыми
компаниями
данных
в
виде
записей
журналов
кон
-
трольных
замеров
и
баз
измерений
систем
АСКУЭ
.
Р
аспределительные
сети
—
это
самая
протяженная
и
разветвленная
часть
электроэнергетической
системы
.
Они
связывают
конечных
потребителей
с
электрическими
сетями
более
высокого
класса
напряжения
.
Они
могут
быть
выполнены
с
радиальной
,
кольцевой
или
сложнозамкнутой
структурой
.
При
этом
,
как
правило
,
они
работают
в
разомкнутом
режиме
.
Из
-
за
большой
общей
протяженности
и
разветвленности
распределительных
сетей
они
представляют
собой
наименее
наблюдаемую
и
контролируемую
часть
электроэнерге
-
тической
системы
.
Системы
автоматического
контроля
и
учета
электроэнергии
устанавли
-
ваются
на
головных
участках
фидеров
на
питающих
подстанциях
.
Режимные
параметры
в
узлах
распределительной
сети
контролируются
посредством
инструментальных
изме
-
рений
дважды
в
год
—
в
период
зимнего
максимума
и
летнего
минимума
нагрузки
[1].
На
текущий
момент
областные
распределительные
электрические
сети
6–10
кВ
вы
-
полнены
,
как
правило
,
по
кольцевой
схеме
.
Воздушное
исполнение
ЛЭП
преобладает
над
кабельным
,
часто
применяются
однотрансформаторные
распределительные
подстанции
.
В
городах
применяются
схемы
электроснабжения
для
потребителей
второй
и
первой
категории
надежности
,
обеспечивая
сетевое
и
местное
резервирование
потребителей
.
Линии
электропередачи
преимущественно
выполнены
в
кабельном
исполнении
;
все
рас
-
пределительные
подстанции
—
двухтрансформаторные
,
подключенные
по
двухлучевой
схеме
с
двухкратным
или
многократным
резервированием
.
В
последние
несколько
десятилетий
наблюдался
значительный
рост
нагрузки
,
ко
-
торый
сопровождался
изменением
структуры
потребления
электроэнергии
.
В
городах
увеличилась
доля
содержания
электронной
,
компьютерной
и
телекоммуникационной
на
-
грузки
в
общем
потреблении
,
в
областных
сетях
значительную
часть
составляет
электро
-
двигательная
нагрузка
.
Постановление
правительства
РФ
о
недискриминационном
досту
-
пе
к
услугам
по
передаче
электрической
энергии
[2]
также
способствовало
росту
нагрузки
и
изменению
структуры
ее
распределения
.
При
выполнении
требования
о
подключении
новых
потребителей
к
электрическим
сетям
зачастую
не
учитывался
характер
нагрузки
,
28
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3(14),
сентябрь
2019
Управление
сетями
что
привело
к
большой
разнородности
нагрузки
распреде
-
лительных
сетей
.
Увеличение
нагрузки
,
появление
новых
электроприемников
и
смешанное
подключение
потребите
-
лей
к
сети
привело
к
повышению
уровня
потерь
электро
-
энергии
в
сети
и
увеличению
отклонения
напряжения
[3, 4].
Вместе
с
тем
в
положении
ПАО
«
Россети
»
о
единой
тех
-
нической
политике
в
электросетевом
комплексе
и
программе
инновационного
развития
ПАО
«
Россети
»
отмечается
необ
-
ходимость
построения
интеллектуальных
активно
-
адаптив
-
ных
электрических
сетей
[4, 5].
В
международном
руководстве
по
модернизации
элек
-
трических
сетей
и
переходу
к
интеллектуальным
электро
-
энергетическим
системам
(
ИЭС
ААС
)
выделяют
следующие
уровни
модернизации
электрических
сетей
[6]:
Уровень
0.
Большинство
операций
выполняется
вруч
-
ную
.
Низкий
уровень
или
полное
отсутствие
автоматизации
.
Уровень
1.
Автоматизация
и
удаленный
контроль
цен
-
тров
питания
.
Построение
осуществляется
на
базе
сети
с
уровнем
0
добавлением
интеллектуальных
устройств
и
средств
связи
для
мониторинга
и
управления
оборудова
-
нием
питающих
подстанций
.
Уровень
2.
Автоматизация
и
удаленный
контроль
обору
-
дования
распределительной
сети
.
Построение
осуществля
-
ется
на
базе
сети
с
уровнем
1
распространением
интеллек
-
туальных
устройств
и
телекоммуникаций
на
отдельные
узлы
распределительной
сети
(
крупные
потребители
,
наиболее
близкие
и
наиболее
удаленные
узлы
).
Уровень
3.
Интеграция
распределенной
генерации
с
се
-
тью
,
управление
генерацией
и
потреблением
электроэнергии
,
широкое
распространение
накопителей
энергии
и
регулирую
-
щих
устройств
,
полная
наблюдаемость
сети
,
двунаправлен
-
ные
потоки
передачи
электроэнергии
и
информации
.
Данный
уровень
представляет
собой
видение
полной
реализации
кон
-
цепции
ИЭС
ААС
в
распределительных
сетях
.
В
настоящее
время
большая
часть
российских
распре
-
делительных
сетей
находится
на
уровне
1
по
приведенной
выше
классификации
.
Мониторинг
и
управление
режимом
на
питающих
центрах
в
том
или
ином
виде
выполняется
.
Осуществляется
автоматический
контроль
и
учет
электро
-
энергии
на
присоединениях
фидеров
распределительной
сети
;
для
регулирования
напряжения
применяется
РПН
с
автоматическим
или
ручным
управлением
.
Следующим
этапом
развития
электрических
сетей
является
внедрение
устройств
управления
режимом
в
узлах
распределительных
сетей
.
В
первую
очередь
это
относится
к
устройствам
ком
-
пенсации
реактивной
мощности
.
Передача
по
электрическим
сетям
реактивной
мощности
увеличивает
потери
активной
мощности
и
сни
-
жает
пропускную
способность
элементов
сети
.
В
приказе
министра
промышленности
и
энер
-
гетики
Российской
Федерации
от
22
февраля
2007
года
№
49 «
Порядок
расчета
значений
соотношения
потребления
активной
и
реак
-
тивной
мощности
для
отдельных
энергопри
-
нимающих
устройств
(
групп
энергопринима
-
ющих
устройств
)
потре
-
бителей
электрической
энергии
,
применяемых
для
определения
обя
-
зательств
сторон
в
дого
-
ворах
об
оказании
услуг
по
передаче
электриче
-
ской
энергии
(
договорах
электроснабжения
)»,
устанавливаются
предельные
значения
коэффициента
реактивной
мощности
(
tg
),
потребля
-
емой
в
часы
наибольших
суточных
нагрузок
электрической
сети
,
для
потребителей
,
присоединенных
к
сетям
напряжени
-
ем
ниже
220
кВ
[7].
Эти
значения
приведены
в
таблице
1.
Оценим
влияние
перетока
реактивной
мощности
на
уровень
потерь
активной
мощности
в
сети
.
Минимальное
значение
потерь
активной
мощности
,
достижимое
без
рекон
-
струкции
сети
и
без
ограничения
потребления
может
быть
достигнуто
при
передаче
по
сети
только
активной
мощности
.
Потери
активной
мощности
определяются
по
формуле
1.
S
2
P
2
P
=
I
2
R
=
—
R
=
—
R
. (1)
U
2
U
2
cos
2
Считая
для
упрощенной
оценки
уровень
напряжения
по
-
стоянным
,
получим
:
P
2
P
=
—
R /
cos
2
=
P
cos
= 1
/
cos
2
. (2)
U
2
Таким
образом
,
фактический
уровень
потерь
в
электри
-
ческой
сети
при
протекании
реактивной
мощности
превыша
-
ет
уровень
потерь
при
cos
= 1
в
1/
cos
2
раз
.
Значения
дан
-
ной
величины
приведены
в
таблице
2
в
зависимости
от
tg
.
Она
позволяет
оценить
максимальный
потенциал
снижения
потерь
активной
мощности
в
зависимости
от
зафиксирован
-
ного
коэффициента
мощности
.
Экономический
эффект
от
компенсации
реактивной
мощности
зависит
от
уровня
по
-
терь
активной
мощности
в
сети
,
текущего
tg
и
стоимости
электроэнергии
.
Чем
выше
значения
всех
перечисленных
параметров
,
тем
эффективней
мероприятия
по
компенсации
реактивной
мощности
.
Системное
исследование
необходимости
компенсации
реактивной
мощности
было
проведено
в
электрических
се
-
тях
компании
«
Россети
Ленэнерго
».
Для
этого
были
проана
-
лизированы
журналы
контрольных
замеров
зимнего
и
лет
-
него
контрольных
периодов
.
Табл
. 1.
Предельные
значения
коэффициента
реактивной
мощности
Положение
точки
присоединения
к
элек
-
трической
сети
tg
напряжением
110
кВ
0,5
напряжением
35
кВ
(60
кВ
)
0,4
напряжением
6–20
кВ
0,4
напряжением
0,4
кВ
0,35
Табл
. 2.
Увеличение
потерь
активной
мощности
при
передаче
реактивной
мощности
через
элементы
электрической
сети
tg
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1/
cos
2
1
1,01 1,04 1,09 1,16 1,25 1,36 1,49 1,64 1,81
2
29
Журнал
контрольных
замеров
содержит
более
16 500
за
-
писей
,
представленных
в
различных
форматах
.
Для
авто
-
матической
обработки
таблицы
были
переведены
в
общий
формат
и
отфильтрованы
.
На
рисунках
1
и
2
показаны
распределения
коэффициен
-
тов
мощности
(
tg
)
для
режимов
наибольшей
и
наименьшей
нагрузки
в
записях
журналов
летних
и
зимних
контрольных
замеров
соответственно
.
В
качестве
граничного
значения
был
взят
предельно
допустимый
уровень
tg
для
110
кВ
,
равный
0,5 [7].
Для
летнего
периода
превышение
значе
-
ния
tg
= 0,5
в
режиме
наименьших
нагрузок
наблюдалось
в
60%
случаев
,
в
режиме
наибольших
нагрузок
—
в
20%
случаев
.
В
зимний
период
относительное
потребление
реак
-
тивной
мощности
ниже
,
превышение
tg
значения
0,5
в
ре
-
жиме
наименьших
нагрузок
наблюдалось
в
40%
случаев
,
в
режиме
наибольших
нагрузок
—
в
7%
случаев
.
В
ряде
слу
-
чаев
наблюдается
обратный
переток
реактивной
мощности
из
сети
в
сторону
питающей
подстанции
,
что
в
большинстве
случаев
вызвано
установкой
неуправляемых
компенсирую
-
щих
устройств
избыточной
мощности
или
неправильной
на
-
стройкой
управляемых
компенсирующих
устройств
.
Данные
результаты
первичной
оценки
режимов
в
«
Рос
-
сети
Ленэнерго
»
показывают
наличие
проблемы
высокой
загруженности
сетевых
элементов
по
реактивной
мощности
и
необходимости
дальнейшего
исследования
этого
вопроса
.
Большая
часть
питающих
подстанций
на
сегодняшний
момент
оборудована
автоматическими
системами
контроля
и
учета
электроэнергии
,
что
позволяет
получить
подробное
представление
о
характере
потребления
реактивной
мощ
-
ности
нагрузкой
фидера
.
Далее
приведены
примеры
не
-
скольких
месячных
графиков
активной
и
реактивной
мощно
-
сти
нагрузок
с
высоким
tg
,
полученных
из
системы
АСКУЭ
.
На
рисунке
3
показаны
графики
активной
и
реактивной
мощности
научно
-
исследовательского
центра
.
Для
данной
на
-
грузки
характерна
большая
постоянная
составляющая
потре
-
бления
как
активной
,
так
и
реактивной
мощности
.
Несмотря
на
выраженную
суточную
и
недельную
цикличность
графиков
нагрузки
,
потребление
активной
и
реактивной
мощности
не
опускается
ниже
70
кВт
и
60
квар
соответственно
.
Снижение
потребления
активной
и
реактивной
мощности
до
нуля
22
ав
-
густа
связано
с
непродолжительным
аварийным
отключени
-
ем
и
не
должно
учитываться
при
анализе
нормальных
режи
-
мов
работы
.
В
этом
случае
для
нормализации
tg
достаточно
установки
нерегулируемого
компенсирующего
устройства
.
На
рисунке
4
показаны
графики
активной
и
реактивной
мощности
смешанной
городской
нагрузки
,
которая
характе
-
Рис
. 1.
Распределение
значений
tg
φ
в
записях
журнала
летних
кон
-
трольных
замеров
по
подстанциям
35–110
кВ
«
Россети
Лен
энерго
»
Рис
. 2.
Распределение
значений
tg
φ
в
записях
журнала
зимних
кон
-
трольных
замеров
по
подстанциям
35–110
кВ
«
Россети
Лен
энерго
»
Рис
. 3.
Графики
активной
и
реактивной
мощности
,
ПС
110
кВ
№
29 («
Сосновская
»),
ф
. 236 (
научно
-
исследовательский
центр
)
Рис
. 4.
Графики
активной
и
реактивной
мощности
городской
ПС
110
кВ
«
Выборг
-
районная
» (
ПС
№
26)
30
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3(14),
сентябрь
2019
Управление
сетями
ризуется
базовой
частью
с
высоким
потреблением
реактив
-
ной
мощности
и
изменяющейся
составляющей
,
характерной
для
коммунально
-
бытовой
нагрузки
,
потребляющей
преиму
-
щественно
активную
мощность
.
В
данном
случае
для
норма
-
лизации
tg
также
достаточно
установки
нерегулируемого
компенсирующего
устройства
.
На
рисунке
5
показаны
графики
активной
и
реактивной
мощности
птицефабрики
.
Нагрузка
носит
явно
резко
изме
-
няющийся
характер
с
суточной
периодичностью
.
Базовая
часть
графика
меньше
изменяющейся
составляющей
,
что
свидетельствует
о
необходимости
применения
компенсиру
-
ющих
устройств
с
возможностью
суточного
регулирования
величины
выдаваемой
реактивной
мощности
.
На
рисунке
6
показаны
графики
активной
и
реактивной
мощности
рудоперерабатывающего
предприятия
.
Нагрузка
изменяется
случайным
образом
в
большом
диапазоне
,
при
этом
наблюдается
суточная
периодичность
.
Базовая
часть
графика
значительно
меньше
изменяющейся
составляю
-
щей
,
что
свидетельствует
о
необходимости
применения
компенсирующих
устройств
с
возможностью
многократного
суточного
регулирования
величины
выдаваемой
реактивной
мощности
.
Показанные
примеры
свидетельствуют
о
наличии
на
-
грузок
с
высоким
потреблением
реактивной
мощности
и
не
-
обходимости
установки
в
сети
компенсирующих
устройств
.
Различающийся
характер
потребления
реактивной
мощ
-
ности
требует
применения
различных
устройств
.
Для
этого
целесообразно
выполнять
автоматическую
обработку
баз
данных
АСКУЭ
с
целью
выявления
узлов
потребления
боль
-
шого
количества
реактивной
мощности
,
классификации
гра
-
фиков
потребления
по
типам
нагрузки
,
вычисления
базовой
и
изменяющейся
части
,
определения
закона
распределения
нагрузки
и
регулярности
ее
изменения
.
Тем
не
менее
,
решение
о
целесообразности
компенсации
реактивной
мощности
зависит
не
только
от
характеристик
на
-
грузки
,
но
и
от
параметров
электрической
сети
,
к
которой
эта
нагрузка
присоединена
.
Чем
выше
эквивалентное
сопротив
-
ление
сети
в
точке
присоединения
нагрузки
,
тем
выше
эффек
-
тивность
применения
компенсирующих
устройств
.
Включение
в
состав
электрической
сети
средств
компен
-
сации
реактивной
мощности
(
СКРМ
)
способствует
разгрузке
сети
по
реактивной
мощности
и
более
полному
использова
-
нию
ее
пропускной
способности
для
загрузки
активной
мощ
-
ностью
,
уменьшению
капиталовложений
в
линии
и
трансфор
-
маторы
за
счет
меньших
сечений
и
мощности
,
уменьшению
потерь
активной
,
реактивной
мощности
и
электроэнергии
,
влияющим
на
качество
электрической
энергии
.
Средний
уровень
потерь
электроэнергии
только
в
рас
-
пределительных
сетях
составляет
более
10%,
достигая
в
ряде
случаев
20–25%.
Данные
показатели
характерны
для
многих
российских
распределительных
сетей
,
включая
«
Россети
Ленэнерго
» [8–11].
При
этом
в
энергетической
стратегии
России
до
2030
года
заявлено
требование
сниже
-
ния
уровня
потерь
до
8% [12].
Сегодня
на
рынках
электроэнергии
практически
во
всех
странах
мира
растут
объемы
потребления
и
,
как
следствие
,
возрастают
пиковые
нагрузки
,
что
при
отсутствии
мероприя
-
тий
по
модернизации
и
развитию
электросетевого
комплекса
будет
приводить
к
значительному
росту
потерь
.
В
[13]
отмечается
,
что
в
электроэнергетической
отрасли
России
за
последнее
десятилетие
наблюдается
недостаточ
-
ный
уровень
надежности
электроснабжения
потребителей
,
высокий
уровень
относительных
потерь
электроэнергии
в
электрических
сетях
,
а
качество
электрической
энергии
не
соответствует
эволюционирующим
требованиям
секторов
экономики
.
В
более
чем
половине
случаев
основными
на
-
Рис
. 5.
Графики
активной
и
реактивной
мощности
птицефабри
-
ки
ПС
110
кВ
«
Первомайская
» (
ПС
№
375)
ф
. 375-03
Рис
. 6.
Графики
активной
и
реактивной
мощности
рудоперера
-
батывающего
предприятия
ПС
35
кВ
«
Пруды
».
Ввод
6
кВ
Т
1
31
рушениями
,
влияющими
на
работу
потребителей
,
являются
снижения
напряжения
вследствие
дефицита
реактивной
мощности
.
При
этом
в
настоящее
время
в
мире
,
в
том
числе
в
России
,
фиксируется
рост
требований
к
качеству
электро
-
энергетических
услуг
,
прежде
всего
,
в
части
надежности
.
Это
происходит
по
следующим
причинам
.
Во
-
первых
,
это
быстрое
распространение
сложных
про
-
изводств
и
систем
,
требующих
постоянства
технологических
процессов
(
включая
сложные
химические
,
биотехнологиче
-
ские
и
полупроводниковые
производства
,
дата
-
центры
,
кор
-
поративные
системы
управления
и
т
.
д
.).
Во
-
вторых
, —
рост
качества
жизни
населения
в
развитых
странах
,
ведущий
также
к
повышению
требований
к
качеству
электроснабжения
как
на
стороне
индивидуальных
потреби
-
телей
(
в
том
числе
в
силу
большого
распространения
быто
-
вых
и
электронных
приборов
,
чувствительных
к
перепадам
напряжения
и
силы
тока
,
перерывам
в
электроснабжении
),
так
и
коммерческого
сектора
(
торговые
центры
и
в
целом
тре
-
тичный
сектор
экономики
) [5].
К
основным
эффектам
от
установки
компенсирующих
устройств
относят
:
–
увеличение
пропускной
способности
сети
;
–
повышение
качества
электрической
энергии
;
–
снижение
активных
потерь
в
линиях
электропередачи
и
сетевых
трансформаторах
;
–
отложенную
реконструкцию
сети
.
Увеличение
пропускной
способности
Использование
СКРМ
обеспечивает
разгрузку
существу
-
ющих
электрических
сетей
по
реактивной
мощности
,
что
позволяет
увеличить
пропускную
способность
элементов
электрической
сети
по
активной
мощности
.
Для
сетей
,
рабо
-
тающих
на
пределе
передаваемой
активной
мощности
,
это
позволяет
рассмотреть
вопрос
об
отказе
или
переносе
сро
-
ков
строительства
новых
или
реконструкции
существующих
линий
электропередачи
и
повышении
установленной
мощ
-
ности
трансформаторного
оборудования
подстанций
с
целью
увеличения
пропускной
способности
электрических
сетей
.
При
этом
возникает
дополнительная
экономия
затрат
на
стро
-
ительство
и
эксплуатацию
новых
линий
электропередачи
,
а
также
дополнительная
выручка
за
предоставляемые
транс
-
портные
услуги
по
передаче
электроэнергии
.
Повышение
качества
электрической
энергии
Работа
СКРМ
влияет
на
значения
таких
показателей
ка
-
чества
электроэнергии
,
как
установившееся
отклонение
на
-
пряжения
,
размах
изменения
напряжения
,
несимметрия
и
ис
-
кажения
синусоидальности
кривой
напряжения
,
длительность
провалов
напряжения
.
У
потребителей
производственного
профиля
обеспечение
нормативных
значений
показателей
качества
электроэнергии
снижает
брак
продукции
,
увеличивает
производительность
технологического
оборудования
и
снижает
частоту
его
от
-
ключения
.
Кроме
того
,
снижается
вероятность
нарушения
нормальной
работы
систем
управления
и
технологической
автоматики
,
а
также
скорость
износа
технологического
обо
-
рудования
.
У
потребителей
непроизводственной
сферы
обеспечение
качества
электроэнергии
может
сопровождаться
уменьшени
-
ем
претензий
по
компенсациям
экологического
и
материаль
-
ного
ущерба
.
В
электрических
сетях
технический
эффект
от
обеспече
-
ния
качества
электроэнергии
может
выражаться
в
снижении
потерь
мощности
в
электросетевом
оборудовании
.
Кроме
это
-
го
можно
ожидать
снижения
вероятности
перегрузки
и
пере
-
возбуждения
трансформаторного
оборудования
разных
клас
-
сов
напряжения
,
которые
могут
возникать
при
значительных
отклонениях
показателей
качества
электроэнергии
от
норма
-
тивных
значений
.
При
обеспечении
качества
электроэнергии
снижаются
темпы
износа
изоляции
элементов
электрической
сети
с
со
-
ответствующим
продлением
срока
их
службы
и
межремонт
-
ных
периодов
,
снижается
вероятность
нарушения
работы
релейных
защит
и
сбоев
в
действии
локальной
и
системной
автоматики
.
Экономический
эффект
в
электрических
сетях
от
обеспе
-
чения
качества
электроэнергии
может
выражаться
в
сниже
-
нии
затрат
на
выплату
ущербов
,
реновации
,
планово
-
пред
-
упредительные
и
восстановительный
ремонты
.
Снижение
активных
потерь
в
линиях
электропередачи
и
сетевых
трансформаторах
Разгрузка
линий
электропередачи
и
сетевых
трансфор
-
маторов
от
реактивной
мощности
приводит
к
снижению
в
них
действующего
тока
и
,
соответственно
,
активных
потерь
.
Эко
-
номический
эффект
рассчитывается
из
стоимости
сэконом
-
ленной
электроэнергии
.
Отложенная
реконструкция
сети
Экономический
эффект
от
применения
СКРМ
носит
си
-
стемный
характер
и
проявляется
одновременно
как
у
потре
-
бителя
электроэнергии
,
так
и
в
электрических
сетях
.
Систем
-
ный
эффект
заключается
в
следующем
:
–
в
снижении
ущерба
от
упущенной
коммерческой
выго
-
ды
и
уменьшении
размеров
штрафных
платежей
по
договорным
обязательствам
у
всех
участников
рынка
электроэнергии
,
–
в
экономии
затрат
на
реновацию
,
планово
-
предупре
-
дительные
и
восстановительные
ремонты
всех
видов
оборудования
,
–
в
сокращении
ущербов
от
безвозвратных
потерь
средств
производства
.
В
определенных
случаях
СКРМ
являются
альтернативой
сооружению
дополнительных
линий
электропередачи
и
заме
-
не
трансформаторного
оборудования
при
выполнении
задан
-
ных
требований
по
надежности
.
32
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3(14),
сентябрь
2019
Управление
сетями
Существует
множество
различных
типов
средств
компен
-
сации
реактивной
мощности
:
батареи
статических
конденса
-
торов
(
БСК
),
синхронные
компенсаторы
(
СК
),
управляемые
шунтирующие
реакторы
(
УШР
),
статические
тиристорные
компенсаторы
(
СТК
),
статические
компенсаторы
реактивной
мощности
(
СТАТКОМ
).
В
распределительных
сетях
для
компенсации
реактивной
мощности
применяются
БСК
—
комплектные
устройства
,
со
-
стоящие
из
параллельно
и
последовательно
включенных
кон
-
денсаторов
,
коммутационной
и
защитной
аппаратуры
.
Конденсаторы
выпускаются
в
однофазном
и
трехфазном
исполнениях
на
номинальное
напряжение
0,22–220
кВ
.
Ба
-
тареи
конденсаторов
бывают
регулируемые
(
управляемые
)
и
нерегулируемые
.
В
нерегулируемых
батареях
число
кон
-
денсаторов
неизменно
,
а
величина
реактивной
мощности
за
-
висит
от
квадрата
напряжения
(
и
емкости
батареи
).
В
регулируемых
батареях
включение
и
отключение
части
конденсаторов
производится
с
помощью
конденсаторно
-
ти
-
ристорного
блока
,
либо
при
помощи
иных
коммутационных
аппаратов
,
регулирование
является
ступенчатым
.
Заявленный
срок
эксплуатации
БСК
: 10–30
лет
(
срок
эксплуатации
10, 15, 20
лет
—
для
БСК
с
конденсаторами
типов
КМ
1,
КМ
2,
КСО
,
КС
1,
КС
2,
КСК
1,
КСК
2
в
зависимости
от
серии
;
срок
эксплуатации
25–30
лет
—
для
современных
конденсаторов
и
конденсаторных
установок
с
твердым
ди
-
элек
три
ком
).
Применяются
БСК
в
сетях
различных
классов
напряжения
для
генерации
реактивной
мощности
в
узлах
сети
и
,
как
след
-
ствие
,
повышения
напряжения
на
шинах
подстанций
.
В
рас
-
пределительных
сетях
используются
для
снижения
токовой
загрузки
основного
электрооборудования
,
а
также
снижения
потерь
активной
энергии
.
К
достоинствам
БСК
относятся
:
–
возможность
применения
в
широком
диапазоне
классов
напряжения
;
–
малые
потери
активной
мощности
;
простота
обслужива
-
ния
(
ввиду
отсутствия
вращающихся
частей
);
–
простота
конструкции
,
легкость
в
эксплуатации
и
при
монтаже
;
–
возможность
установки
в
сухом
помещении
,
а
также
на
открытом
воздухе
(
БСК
наружной
установки
);
–
относительно
низкая
стоимость
(
наименьшая
удельная
стоимость
за
1
квар
установленной
мощности
по
сравне
-
нию
с
другими
СКРМ
).
К
недостаткам
БСК
относятся
:
–
зависимость
генерируемой
мощности
от
напряжения
—
отрицательный
регулирующий
эффект
;
–
чувствительность
к
качеству
электроэнергии
;
–
невозможность
потребления
реактивной
мощности
;
–
ступенчатое
регулирование
генерируемой
реактивной
мощности
;
–
невозможность
плавного
регулирования
.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Вопрос
компенсации
реактивной
мощности
является
актуаль
-
ным
для
российских
распределительных
сетей
,
в
частности
,
находящихся
в
эксплуатации
компании
«
Россети
Ленэнерго
».
Размещение
управляемых
устройств
компенсации
реактив
-
ной
мощности
позволяет
снизить
потери
активной
мощности
в
сети
,
уменьшить
колебания
напряжения
,
разгрузить
сетевые
элементы
и
в
ряде
случаев
отложить
необходимость
рекон
-
струкции
сети
.
Системно
собираемой
информации
о
режимах
работы
электрической
сети
в
большинстве
случаев
достаточно
для
выявления
участков
сети
,
где
требуется
компенсация
ре
-
активной
мощности
.
Для
этого
целесообразно
выполнять
авто
-
матическую
обработку
баз
данных
АСКУЭ
с
целью
выявления
узлов
потребления
большого
количества
реактивной
мощно
-
сти
,
классификации
графиков
потребления
по
типам
нагрузки
,
вычисления
базовой
и
изменяющейся
части
,
определения
за
-
кона
распределения
нагрузки
и
регулярности
ее
изменения
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Карташев
И
.
И
.,
Тульский
В
.
Н
.,
Шамонов
Р
.
Г
.,
Шаров
Ю
.
В
.,
Воробьев
А
.
Ю
.
Управление
ка
-
чеством
электроэнергии
.
Изд
. 2-
е
,
перерабо
-
танное
и
дополненное
.
М
.:
Издательский
дом
МЭИ
, 2008. 354
с
.
2.
Постановление
Правительства
РФ
от
27
де
-
кабря
2004
№
861 «
Об
утверждении
правил
недискриминационного
доступа
к
услугам
по
передаче
электрической
энергии
и
оказания
этих
услуг
,
правил
недискриминационного
до
-
ступа
к
услугам
по
оперативно
-
диспетчерско
-
му
управлению
в
электроэнергетике
и
оказа
-
ния
этих
услуг
,
правил
недискриминационного
доступа
к
услугам
администратора
торговой
системы
оптового
рынка
и
оказания
этих
ус
-
луг
и
правил
технологического
присоедине
-
ния
энергопринимающих
устройств
(
энергети
-
ческих
установок
)
юридических
и
физических
лиц
к
электрическим
сетям
».
3.
Смоловик
С
.
В
.,
Халилов
Ф
.
Х
.
Анализ
техни
-
ческого
состояния
электрических
сетей
0,38–110
кВ
Российской
Федерации
//
Труды
Кольского
научного
центра
РАН
, 2011,
№
5.
С
. 24–28.
4.
Положение
ПАО
«
Россети
»
о
единой
техни
-
ческой
политике
в
электросетевом
комплексе
(
Утв
.
Советом
директоров
ПАО
«
Россети
»
(
протокол
от
22.02.2017
№
252).
5.
Программа
инновационного
развития
ПАО
«
Россети
»
на
период
2016–2020
гг
.
с
перспек
-
тивой
до
2025
г
.
6. Madrigal M., Uluski R. Practical Guidance for
De
fi
ning a Smart Grid Modernization Strategy:
The Case of Distribution. World Bank Studies,
Washington, 2015, 145 p.
7.
Приказ
министра
промышленности
и
энерге
-
тики
Российской
Федерации
от
22
февраля
2007
года
№
49 «
Порядок
расчета
значений
соотношения
потребления
активной
и
реак
-
тивной
мощности
для
отдельных
энергопри
-
нимающих
устройств
(
групп
энергопринимаю
-
щих
устройств
)
потребителей
электрической
энергии
,
применяемых
для
определения
обязательств
сторон
в
договорах
об
оказании
услуг
по
передаче
электрической
энергии
(
до
-
говорах
электроснабжения
)».
8.
Воротницкий
В
.
Э
.,
Кутовой
Г
.
П
.,
Овсейчук
В
.
А
.
Снижение
потерь
электроэнергии
в
электри
-
ческих
сетях
России
—
стратегический
путь
повышения
их
энергетической
эффективно
-
сти
//
Новости
ЭлектроТехники
, 2015,
№
3(93).
9.
Воротницкий
В
.
Э
.,
Кутовой
Г
.
П
.,
Овсейчук
В
.
А
.
Снижение
потерь
электроэнергии
в
электри
-
ческих
сетях
России
—
стратегический
путь
повышения
их
энергетической
эффективно
-
сти
//
Новости
ЭлектроТехники
, 2015,
№
4(94).
10.
Годовой
отчет
за
2017
год
ПАО
«
Ленэнерго
».
11.
Годовой
отчет
за
2017
год
ПАО
«
МОЭСК
».
12.
Распоряжение
Правительства
РФ
от
13.11.2009
№
1715-
р
«
Об
энергетической
стратегии
России
на
период
до
2030
года
».
13.
Кононенко
В
.
Ю
.,
Мурачев
А
.
С
.,
Смоленцев
Д
.
О
.
Задачи
научно
-
технической
политики
в
области
качества
электроэнергии
на
совре
-
менном
этапе
формирования
цифровой
эко
-
номики
РФ
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
, 2018,
№
2(47).
С
. 28–31.
33
Оригинал статьи: Исследование вопроса компенсации реактивной мощности в электрических сетях «Россети Ленэнерго»
В статье рассматривается вопрос компенсации реактивной мощности в распределительных сетях. Распределенное регулирование режима непосредственно у потребителей является необходимым условием для перехода к интеллектуальному управлению электрическими сетями. В статье показан пример системного подхода к анализу компенсации реактивной мощности на основе регулярно собираемых электросетевыми компаниями данных в виде записей журналов контрольных замеров и баз измерений систем АСКУЭ.
