Дослідження методів впровадження засобів компенсації реактивної потужності на базі конденсаторних установок у електричних мережах

Самойлик, Ігор Олександрович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9128

Full metadata record

DC Field	Value	Language
dc.contributor.advisor	Ткаченко, Валентин Федорович	-
dc.contributor.author	Самойлик, Ігор Олександрович	-
dc.date.accessioned	2026-03-26T11:46:32Z	-
dc.date.available	2026-03-26T11:46:32Z	-
dc.date.issued	2023-12	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9128	-
dc.description.abstract	Мета роботи – дослідження методів впровадження засобів компенсації реактивної потужності на базі конденсаторних установок у електричних мережах. Для досягнення вказаної мети вирішуються наступні основні завдання: 1. Проаналізувати особливості і структуру втрат електроенергії у міських та промислових мережах 6 - 10 / 0,4 кВ, а також заходи щодо зниження втрат в розподільних мережах. 2. Визначити доцільність виконання компенсації реактивної потужності на підприємствах у міських та промислових мережах 6 - 10 / 0,4 кВ. 3. Провести доопрацювання алгоритму поетапного розрахунку КРП в розподільних мережах, а також метода впровадження конденсаторних установок. Компенсація реактивної потужності дозволяє підвищити ефективність використання електроенергії в трьох основних напрямках: збільшення пропускної спроможності ліній і трансформаторів, зниження втрат активної енергії, нормалізація напруги. Установка пристроїв, що компенсують реактивну потужність, дозволяє знизити активні втрати за рахунок зниження повного струму. Таким чином, компенсація реактивної потужності може бути в повній мірі названа однією з технологій енергозбереження. Навіть в мережах, де немає проблем з перевантаженням електромережевого обладнання, за рахунок зниження активних втрат заходи щодо компенсації реактивної потужності окупаються за порівняно короткий період часу.Наведені негативні фактори змушують наближати джерела покриття реактивної потужності до місць її споживання. Це розвантажує устаткування від її перетоків, що рівнозначно збільшенню коефіцієнта потужності. Вибір найбільш ефективного варіанту компенсації, необхідної потужності і типу компенсуючого пристрою повинен спиратися на аналіз схеми електричної мережі. У магістерської роботі проведено дослідження методів впровадження засобів компенсації реактивної потужності на базі конденсаторних установок у електричних мережах. Основні результати полягають у наступному: 1. Проведено аналіз структури втрат електроенергії в міських розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ. 2. Розглянуто заходи щодо зниження втрат в розподільних мережах. Показано доцільність виконання компенсації реактивної потужності у розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ. 3. Розглянуто способи виконання компенсації реактивної потужності у розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ. 4. Показано актуальність та доцільність дослідження методів впровадження засобів компенсації реактивної потужності на базі конденсаторних установок у електричних мережах. 5. У результаті узагальнення існуючих підходів запропоновано алгоритм розрахунку розподілу потужності батарей конденсаторів у вузлах навантаження цехової мережі напругою до 1000 В. 6. Запропоновано методику аналізу ефективності встановлення конденсаторних установок в електричних мережах. Аналіз здійснюється з використанням введеної величини відносного зменшення втрат активної потужності за рахунок збільшення потужності конденсаторних установок при різних значеннях потужності конденсаторних установок.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	управління	uk_UA
dc.subject	система електропостачання	uk_UA
dc.subject	компенсація реактивної потужності	uk_UA
dc.subject	розподільчі мережі	uk_UA
dc.title	Дослідження методів впровадження засобів компенсації реактивної потужності на базі конденсаторних установок у електричних мережах	uk_UA
dc.type	Master Thesis	uk_UA
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
МР_Самойлик І.pdf Restricted Access		1.15 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show simple item record

Extracted text

ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТНОМЕР
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ
Кафедра електротехнічних систем

«До захисту допущено»
Зав. кафедри ЕТС

__________ О.О. Ситник
(підпис) (ініціали, прізвище)
«___»___________2023 р.

Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра

на тему:

«Дослідження методів впровадження засобів компенсації реактивної
потужності на базі конденсаторних установок у електричних мережах»

Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу, групи ЕСЕ–022
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Самойлик Ігор Олександрович ______________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)

Науковий к.т.н., доцент Ткаченко В.Ф. ______________
керівник (підпис)
(вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали)

Нормоконтроль к.т.н., доцент Ключка К.М. ______________
(підпис)
(вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали)

Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань.
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)

Черкаси 2023 р.
3

РЕФЕРАТ

Повний обсяг магістерської роботи складає 87 сторінок, 23 ілюстрації,
список використаних джерел, що містить 45 найменувань на 6 сторінках.
Мета роботи – дослідження методів впровадження засобів
компенсації реактивної потужності на базі конденсаторних установок у
електричних мережах.
Для досягнення вказаної мети вирішуються наступні основні
завдання:
1. Проаналізувати особливості і структуру втрат електроенергії у
міських та промислових мережах 6 - 10 / 0,4 кВ, а також заходи щодо
зниження втрат в розподільних мережах.
2. Визначити доцільність виконання компенсації реактивної
потужності на підприємствах у міських та промислових мережах
6 - 10 / 0,4 кВ.
3. Провести доопрацювання алгоритму поетапного розрахунку КРП
в розподільних мережах, а також метода впровадження конденсаторних
установок.
Компенсація реактивної потужності дозволяє підвищити ефективність
використання електроенергії в трьох основних напрямках: збільшення
пропускної спроможності ліній і трансформаторів, зниження втрат активної
енергії, нормалізація напруги.
Установка пристроїв, що компенсують реактивну потужність,
дозволяє знизити активні втрати за рахунок зниження повного струму.
Таким чином, компенсація реактивної потужності може бути в повній
мірі названа однією з технологій енергозбереження. Навіть в мережах, де
немає проблем з перевантаженням електромережевого обладнання, за
рахунок зниження активних втрат заходи щодо компенсації реактивної
потужності окупаються за порівняно короткий період часу.
4

Наведені негативні фактори змушують наближати джерела покриття
реактивної потужності до місць її споживання. Це розвантажує устаткування
від її перетоків, що рівнозначно збільшенню коефіцієнта потужності. Вибір
найбільш ефективного варіанту компенсації, необхідної потужності і типу
компенсуючого пристрою повинен спиратися на аналіз схеми електричної
мережі.
У магістерської роботі проведено дослідження методів впровадження
засобів компенсації реактивної потужності на базі конденсаторних установок
у електричних мережах.
Основні результати полягають у наступному:
1. Проведено аналіз структури втрат електроенергії в міських
розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ.
2. Розглянуто заходи щодо зниження втрат в розподільних мережах.
Показано доцільність виконання компенсації реактивної потужності у
розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ.
3. Розглянуто способи виконання компенсації реактивної
потужності у розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ.
4. Показано актуальність та доцільність дослідження методів
впровадження засобів компенсації реактивної потужності на базі
конденсаторних установок у електричних мережах.
5. У результаті узагальнення існуючих підходів запропоновано
алгоритм розрахунку розподілу потужності батарей конденсаторів у вузлах
навантаження цехової мережі напругою до 1000 В.
6. Запропоновано методику аналізу ефективності встановлення
конденсаторних установок в електричних мережах. Аналіз здійснюється з
використанням введеної величини відносного зменшення втрат активної
потужності за рахунок збільшення потужності конденсаторних установок
при різних значеннях потужності конденсаторних установок.
5

Ключові слова: управління, компенсація реактивної потужності,
розподільчі мережі, система електропостачання, аналіз, метод, модель,
алгоритм.

6

ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ,
СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ…………………………….… 8
ВСТУП……………………………………………………………………. 9
РОЗДІЛ 1
АНАЛІЗ ОСОБЛИВОСТІ РОЗПОДІЛЬНИХ
МЕРЕЖ 6 - 10 / 0,4 кВ…………………………………………………… 11
1.1 Структура втрат електроенергії у міських та
промислових розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ……………. 11
1.2. Структура технологічних втрат електроенергії в
розподільних мережах……………………………………………. 15
1.3 Заходи щодо зниження втрат електроенергії в
розподільних мережах……………………………………………. 19
1.4 Режими роботи в розподільних мережах 6 - 10 / 0,4 кВ…… 27
1.5 Аналіз доцільності виконання компенсації реактивної
потужності на підприємствах…………………………………… 32
Висновки до розділу 1…………………………………………… 40
РОЗДІЛ 2
ОПТИМІЗАЦІЯ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ ЗА
ДОПОМОГОЮ КОНДЕНСАТОРНИХ УСТАНОВОК……………….. 41
2.1 Споживачі без синхронних двигунів………………………… 44
2.2 Споживачі з синхронними двигунами………………………. 47
2.3 Порівняльна ефективність використання конденсаторних
батарей і синхронних двигунів…………………………………... 51

7

2.4 Ємнісна поперечна компенсація реактивної потужності.. 53
2.4.1 Установки поперечної компенсації – схема
заміщення і векторна діаграма 53
2.4.2 Деякі особливості поперечної компенсації………. 57
2.5 Ємнісна поздовжня компенсація реактивної
потужності……………………………………………….. 59
2.5.1. Установки поздовжньої компенсації – схема
заміщення і векторні діаграми …………………………... 59
2.5.2 Специфіка поздовжньої компенсації…………….. 63
2.5.3 Поперечна і поздовжня компенсації – порівняння.. 65
Висновки до розділу 2…………………………………………… 66
РОЗДІЛ 3
ДООПРАЦЮВАННЯ МЕТОДИКИ ВИЗНАЧЕННЯ ПАРАМЕТРІВ
КОНДЕНСАТОРНИХ УСТАНОВОК ДЛЯ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ У ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖАХ……… 67
3.1 Постановка задачі оптимізації розміщення конденсаторних
установок………………………………………………………….. 67
3.2 Розподіл потужності батарей конденсаторів на вузлах
навантаження цехової мережі напругою до 1000 В……………. 68
3.3 Компенсація втрат реактивної потужності трансформаторів
ТП 10/0,4 кВ………………………………………………………. 78
Висновки до розділу 3 …………………………………………… 82
ВИСНОВКИ………………………………………………………………. 83
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ………………………………… 84

8

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ,
СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ

АВР – автоматичне вмикання резерву
АПВ – автоматичне повторне вмикання
БСК – батареї статичних конденсаторів
ГЕС – гідроелектростанція
ЗЗВ – заходи щодо зниження втрат
ЗКП – закрита трансформаторна підстанція
КЛ – кабельна лінія
КРП – компенсація реактивної потужності
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
КУ – конденсаторні установки
ЛЕП – лінія електропередачі
ПЛ – повітряна лінія
ПС – підстанція
РМ – розподільчі мережі
РМ – територіальні мережеві організації
РП – розподільчий пункт
РУ – розподільча установка
СД – синхронний двигун
СЕП ПП – система електропостачання промпідприємства
ТП –трансформаторна підстанція
УКРП – установка компенсації реактивної потужності
УПК – установка поздовжньої компенсації

9

ВСТУП

Актуальність і ступінь розробленості теми дослідження.
Встановлення установок компенсації реактивної потужності в
електричних мережах, зокрема – розподільних, дозволяє значно знизити
втрати електричної енергії, що потребує відповідного визначення
потужностей конденсаторних установок (КУ) і місць їх встановлення. В
існуючих методах розв’язання цієї задачі вважається, що підприємства, на
балансі яких знаходяться мережі, мають можливість установити всі КУ
одночасно відповідно до результатів розрахунків, а проміжні кроки з
впровадження результатів при цьому не розглядаються. В дійсності ряд
факторів (фінансові можливості, наявність необхідного обладнання у
потрібної кількості, вирішення організаційних питань та інше), як правило,
унеможливлює процес встановлення КУ в усіх вузлах розподільних мереж
одночасно, що в свою чергу потребує розподілення їх впровадження в часі
(часової декомпозиції) .
Вказані методи базуються на розв’язанні задачі розрахунку КРП для
всіх розподільних електричних мереж в цілому. Таке розв’язання ускладнено
тому, що окремі підприємства електричних мереж, економічно можуть
впроваджувати КУ незалежно одне від одного. Це зумовлює необхідність
розділення електричної мережі при розрахунку компенсації реактивної
потужності (КРП) – просторової декомпозиції електричної мережі.
Відсутність системи впровадження КУ в розподільні електричні
мережі, яка б враховувала з однієї сторони економічну незалежність окремих
частин розподільних мереж, а з іншої – їх фізичну нероздільність, приводить
до неповного використання КУ для зниження втрат електроенергії.
Таким чином, виникає задача підвищення ефективності використання
компенсувальних установок шляхом розробки та реалізації системи
впровадження установок компенсації реактивної потужності в розподільні
електричні мережі на основі їх декомпозиції.
10

Мета роботи – дослідження методів впровадження засобів компенсації
реактивної потужності на базі конденсаторних установок у електричних
мережах.
Для досягнення мети в рамках роботи вирішувалися наступні
завдання.
1. Проаналізувати особливості і структуру втрат електроенергії у
міських та промислових мережах 6 - 10 / 0,4 кВ, а також заходи щодо
зниження втрат в розподільних мережах
2. Визначити доцільність виконання компенсації реактивної
потужності на підприємствах у міських та промислових мережах
6 - 10 / 0,4 кВ зі споживачами без, а також з синхронними двигунами.
3. Провести доопрацювання алгоритму поетапного розрахунку КРП
в розподільних мережах, а також метода впровадження конденсаторних
установок.
Об'єктами дослідження є міські та промислові електричні мережі.
Предметом дослідження є методи впровадження засобів компенсації
реактивної потужності на базі конденсаторних установок у електричних
мережах.
Елементи наукової новизна містяться у доопрацьованих алгоритму
поетапного розрахунку КРП в електричних мережах, а також методиці
аналізу ефективності встановлення конденсаторних установок в електричних
мережах.
Методологія і методи дослідження. В ході виконання роботи
використовувались методи системного аналізу; методи теоретичних основ
електротехніки; методи математичного моделювання.
Достовірність результатів забезпечена коректним використанням
математичного апарату, відповідністю результатів теоретичного аналізу і
обчислювальних експериментів. Результати досліджень опубліковано у
матеріалах Міжнародної наукової конференції та студентської науково-
практичної конференції ЧДТУ.
11

РОЗДІЛ 1
АНАЛІЗ ОСОБЛИВОСТІ РОЗПОДІЛЬНИХ МЕРЕЖ 6 - 10 / 0,4 кВ

1.1 Структура втрат електроенергії у міських та промислових
розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ

Втрати електроенергії в міських та промислових електричних
мережах, що пов’язані з протіканням реактивної потужності, є
найважливішим показником їх роботи, наочний індикатор стану системи
обліку електроенергії, ефективної роботи енергопостачальної організації
[1-3].
Розподільні мережі 6 - 10 / 0,4 кВ є замикаючою ланкою системи, що
забезпечує споживачів електроенергією. Їх працездатність багато в чому
зумовлює надійність, ефективність і якість роботи в цілому всього
електроенергетичного комплексу.
Проблема зниження втрат енергії в електричних мережах залишається
актуальною і на сьогоднішній день, тому що визначає ефективність роботи
будь-якого електромережевого підприємства, де критерієм такої
ефективності є зниження величини втрат при передачі і розподілу
електроенергії.
Для передачі електричної енергії від місць виробництва до місць
споживання не використовуються інші ресурси, використовується частина
самої енергії, що передається, тому її втрати неминучі, завдання полягає у
визначенні їх економічно обґрунтованого рівня. Зниження втрат
електроенергії – одне із завдань енергозбереження.
Класифікація втрат включає чотири складові.
1. Технічні втрати електроенергії, обумовлені фізичними процесами,
що відбуваються при передачі електроенергії електричними мережами і
виражаються в перетворенні частини електроенергії в тепло в елементах
мереж.
12

2. Витрата електроенергії на власні потреби, необхідний для роботи
технологічного обладнання підстанцій та життєдіяльності обслуговуючого
персоналу.
3. Інструментальні втрати визначаються метрологічними
характеристиками та режимами роботи використовуваних приладів.
4. Комерційні втрати, зумовлені невідповідністю показань лічильників
оплаті за електроенергію споживачами та інші причини у сфері організації
контролю над споживанням енергії (тобто, насамперед, крадіжкою).
5. Втрати навантаження активної потужності ΔP в елементі мережі з
опором R при напрузі U визначаються за формулою:

P2 +Q2
ΔP = ⋅R ,
U2

де Р – активна потужність, Q – реактивна потужність [4].
Навантажувальні втрати електроенергії в розподільних мережах
складають близько 70 %, втрати холостого ходу в трансформаторах – 30 %
від загальної кількості втрат. Таке співвідношення втрат в міських мережах,
обумовлено тим, що по-перше, активна складова опору в лініях
електропередач значно більше, ніж в трансформаторах і по-друге, високим
завантаженням електромережевого обладнання повним струмом
навантаження.
Втрати електроенергії є невід'ємним продуктом при виробництві,
передачі і розподілі електроенергії [5, 6]. Проблема зниження втрат енергії в
електричних мережах всіх класів напруги спостерігалася завжди і була
основною проблемою передачі і розподілу електроенергії.
В умовах ринкової економіки, де величина втрат електроенергії має
особливо важливе значення, оскільки безпосередньо пов'язана з собівартістю
виробництва і передачі, тарифами на електроенергію, енергозбереженням та
іншими характеристиками, що визначають ефективність діяльності, як
13

підприємств електроенергетичної галузі, так і інших галузей промисловості
[7, 8].
Будь-які заходи мають основний або другорядний ефект в зниженні
втрат електроенергії може бути отриманий за рахунок технічного
переозброєння, підвищення пропускної спроможності, реконструкції та
збільшення надійності роботи електричних мереж.
Схеми електропостачання міських мереж 6 - 10 / 0,4 кВ відрізняються
від схем електропостачання промислових підприємств. Сучасна практика
показує, що в основному в міських розподільчих мережах схеми
електропостачання виконуються по радіальному типу з двостороннім
живленням, розімкнутої перемичкою і автоматичним вимикачем резерву
(АВР) [9].
Забудова міст обумовлює необхідність відповідного розвитку
розподільних електричних мереж, які є найважливішим елементом системи
електропостачання будь-якого населеного пункту. Через технічні та
економічні міркування їх електропостачання здійснюється переважно
кабельними лініями.
Сучасні темпи розвитку в сферах економіки, промисловості,
будівництва нових житлових будинків, торгових домів та інфраструктури
міста в цілому зумовило подальший розвиток розподільних електричних
мереж, і при цьому склався ряд особливостей, характерних тільки для
міських мереж. У зв'язку з цим міська розподільні мережі характеризуються
такими особливостями:
- високим завантаженням по струму повітряних і кабельних ліній;
- високим завантаженням по струму трансформаторів;
- несиметричним завантаженням кабельних і повітряних ліній;
- різновіддаленістю споживачів від ТП і РП.
У зв'язку з відносно великою довжиною основна частка
навантажувальних втрат припадає на мережі напругою 6 - 10 / 0,4 кВ [11].
14

Основний ефект в зниженні технічних втрат електроенергії може бути
отриманий за рахунок технічного переоснащення, підвищення пропускної
спроможності в лініях, надійності роботи електричних мереж і
збалансованості їх режимів, тобто за рахунок впровадження вельми
капіталомістких заходів. Ці заходи не тільки капіталомісткі, але і в якій – то
ступеня складні для реалізації і впровадження, і мають досить довгострокові
терміни.
Забудова нових районів обумовлює необхідність відповідного
розвитку розподільних міських електричних мереж, які є найважливішим
елементом системи електропостачання будь-якого населеного пункту.
Однак сучасні темпи розвитку в сферах економіки, промисловості,
будівництва нових житлових будинків, торгових домів та інфраструктури
міста в цілому зумовило подальший розвиток електричних мереж, і при
цьому склався ряд особливостей, характерних тільки для міських мереж.
Міська межа в основному забудовується з урахуванням вигідного
розташування земельних ділянок. До забудов житлових масивів прибудовано
велику кількість універсальних магазинів, підприємств малого та середнього
бізнесу, великі торгові доми, розважальні закладів.
Проектування і подальше будівництва нових ТП, ПЛ, КЛ не встигає за
темпами нововведених будівель в експлуатацію, крім цього щорічний
приріст електроспоживання до існуючої навантаження міста становить в
середньому 4 %.
Рівень втрат від перетоків реактивної потужності в елементах
електричної мережі досягає 30-40 % від втрат активної потужності, які
становлять близько 9-10 %. За даними [13, 14], споживана реактивна
потужність в режимах найбільших навантажень при нормальних умовах
роботи мережі приблизно в два рази перевищує сумарну встановлену
активну потужність генераторів електростанцій.
15

В даний час в містах споживана реактивна потужність становить
близько 60-70 % від максимальної споживаної активної потужності
навантаження і має тенденцію до подальшого зростання.
Таке збільшення індуктивного навантаження пов'язане з появою
побутових і технологічних електроприймачів нового покоління. У
розподільних мережах комунально-побутових споживачів, що містять
переважно однофазне навантаження, що змінюється за індивідуальним
режиму навантаження, пристрої компенсації реактивної потужності КРП на
сьогоднішній момент застосовується вкрай рідко.
Але беручи до уваги, що за останнє десятиліття витрата електроенергії
на 1 м2 міського житлового сектора збільшився втричі, середня статистична
потужність силових трансформаторів мереж міської інфраструктури досягла
325 кВА, а зона використання їх трансформаторної потужності змістилася в
бік збільшення і знаходиться в межах 250-400 кВА, то необхідність
застосування КРП стає очевидною [15].
В даний час сучасні міста має небувале зростання індивідуального
житлового будівництва, що мають значне питоме навантаження в
електричних мережах. І отже частка втрат в міських електричних мережах 6 -
10 / 0,4 кВ збільшилася. Також частка споживання реактивної потужності
становить близько 60-70 % від максимальної споживаної активної
потужності навантаження і має тенденцію подальшого зростання.

1.2. Структура технологічних втрат електроенергії в розподільних
мережах

У загальному випадку технологічні втрати електроенергії, що
виникають при її передачі по мережам (рис. 1.1), складаються з декількох
складових: технічних втрат, зумовлених фізичними процесами, що
відбуваються при передачі електроенергії за елементами мережі, і включають
в себе витрати електроенергії на власні потреби підстанцій, і втрат,
16

зумовлених допустимими похибками системи обліку електроенергії. У свою
чергу, технічні втрати електроенергії складаються з умовно-постійних втрат,
не залежних від величини переданої потужності (навантаження), і
навантажувальних (змінних) втрат, обсяг яких змінюється в залежності від
величини переданої потужності (навантаження) [16].

Рис. 1.1. Структура технологічних втрат електроенергії
при її передачі по розподільчим мережам

Аналіз структури технологічних втрат електроенергії при її передачі
по розподільних мережах 6-10 кВ 22 РМ Черкаської області показує, що в
узагальненій структурі технологічних втрат навантажувальні втрати
становлять всього 21 %. Приблизно стільки ж припадає на втрати, що
зумовлені допустимими похибками системи обліку електроенергії (22 %).
Основну ж частину технологічних втрат електроенергії складають умовно –
постійні втрати (57 %) .
17

На підставі результатів, отриманих в ході аналізу, побудована
структура умовно-постійних втрат електроенергії в РМ, яка приведена на
рис. 1.2.

Рис. 1.2. Структура умовно-постійних втрат у розподільчих мережах

З рис. 1.2 видно, що 73 % всіх умовно-постійних втрат в РМ
становлять втрати холостого ходу трансформаторів. Дана складова втрат
багато в чому визначається реактивною потужністю намагнічування. В
узагальненій структурі технологічних втрат електроенергії на частку втрат
холостого ходу трансформаторів припадає близько 35 %.
В результаті вони роблять значний вплив на загальну величину
технологічних втрат і, як наслідок, на що затверджується тариф на послуги з
передачі електричної енергії для РМ. Тому важливим завданням є визначення
і аналіз чинників, що впливають на втрати холостого ходу трансформаторів, з
метою їх подальшого зниження.
За результатами аналізу була також побудована структура
навантажувальних втрат електроенергії в РМ (рис. 1.3).
18

Рис. 1.3. Структура навантажувальних втрат у розподільчих мережах

Як випливає з рис. 1.3, навантажувальні втрати також суттєво
залежать від реактивної потужності. З діаграми видно, що навантажувальні
втрати від протікання реактивної потужності по елементам мережі складають
41 %, тобто майже половину від загальної величини навантажувальних втрат
електроенергії в РМ.
Таким чином, технологічні втрати електроенергії в розподільчих
мережах в значній мірі визначаються надлишкової реактивної потужністю,
що передається по мережі. Аналіз показує, що в узагальненій структурі
технологічних втрат на частку втрат, що обумовлюються передачею
реактивної потужності, доводиться 47 % (рис. 1.4).
До них відносяться втрати холостого ходу трансформаторів і
навантажувальні втрати від протікання реактивної потужності за елементами
мережі. Технологічні втрати електроенергії, що зумовлені передачею
активної потужності, складають 31 % і включають в себе інші умовно-
постійні втрати, а також навантажувальні втрати від протікання активної
потужності. Ще 22 % припадає на частку втрат, зумовлених допустимими
похибками системи обліку
19

Рис. 1.4. Узагальнена структура технологічних втрат
у розподільчих мережах

Разом з тим, наявність надлишкової реактивної потужності не лише
призводить до збільшення втрат електроенергії в електричних мережах, але і
викликає зниження їх пропускної здатності, а також негативно позначається
на режимі напруги [18, 19].

1.3 Заходи щодо зниження втрат електроенергії в розподільних
мережах

Типовий перелік заходів щодо зниження втрат електроенергії в
електричних мережах досить добре відомий і включений в галузеву
інструкцію.
Існує три обов'язкові умови, при якому дії, що направлені на
зниження втрат, можна вважати заходом щодо зниження втрат [20, 21].
Перше. До заходів щодо зниження втрат (ЗЗВ) відносяться тільки ті
заходи, які знижують втрати в мережі та в обладнанні, що функціонують в
20

нормальних технічних умовах. Приведення умов в технічно допустимі межі
не є ЗЗВ.
Друге. Другою умовою є відсутність негативного впливу заходу на
безпеку персоналу, якість виконання ним своїх обов'язків, надійність
електропостачання та якість електроенергії, що постачається.
Третє. Третьою умовою є виконання конкретної роботи саме з метою
зниження втрат. При визначенні втрат після проведення ЗЗВ сумарний ефект,
визначений таким чином, віднімається з початкового значення втрат, що є
очевидною помилкою. Неприпустимість включення таких робіт в перелік
ЗЗВ можна вважати четвертим умовою.
Як показують розрахунки, основний ефект в зниженні технічних втрат
електроенергії може бути отриманий тільки за рахунок технічного
переозброєння, реконструкції, підвищення пропускної спроможності і
надійності роботи електричних мереж, збалансованості їх режимів, тобто за
рахунок впровадження капіталомістких заходів.
Крім умов, при яких дія, спрямована на зниження втрат, можна
вважати заходом щодо зниження втрат, необхідно відзначити і умови, при
яких ЗЗВ можна включати в нормативний документ, що встановлює звітність
про їх проведення .
Умовою ж включення заходу до переліку звітних ЗЗВ є, по-перше,
наявність способу чіткої кількісної оцінки його впливу на втрати, а по-друге,
хоч якась попередня оцінка його вагомості [22].
Поділ ЗЗВ на організаційні та технічні не дають повного пояснення і
не розкривають всієї суті. І було б правильніше назвати їх «заходами щодо
організації робіт по зниженню втрат електроенергії». В їх число входять:
- випуск організаційно – розпорядчих документів, що встановлюють
відповідальність підрозділів і конкретних осіб за різні ділянки робіт по
зниженню втрат;
- проведення заходів по підвищенню кваліфікації працівників;
- впровадження програмного забезпечення розрахунків втрат;
21

- проведення розрахунків за визначенням структури втрат, аналіз
втрат з метою виявлення місць з підвищеними втратами, вибір ЗЗВ з оцінкою
їх ефективності;
- розробка плану ЗЗВ;
- розробка систем стимулювання персоналу до зниження втрат
електроенергії;
- введення системи контролю за проведенням робіт по зниженню
втрат електроенергії та відповідної системи їх обліку та аналізу;
- встановлення умов споживання реактивної енергії споживачами у
відповідності з діючими нормативними документами.
Власне ж заходами щодо зниження втрат є практична дія, що
призводять до реального зниження втрат. Виходячи з особливостей
отримання ефекту ЗЗВ можуть бути розділені на наступні чотири групи:
- заходи щодо поліпшення режимів роботи електричних мереж;
- заходи щодо реконструкції електричних мереж, що здійснюються з
метою зниження втрат;
- заходи щодо вдосконалення системи обліку електроенергії;
- заходи по зниженню розкрадань електроенергії.
Основними з цих заходів, крім включених для системоутворюючих
електричних мереж 10 кВ і вище є:
- широке впровадження компенсуючих пристроїв (керованих
шунтуючих реакторів, статичних компенсаторів реактивної потужності) для
оптимізації потоків реактивної потужності і зниження неприпустимих або
небезпечних рівнів напруги в вузлах мереж;
- будівництво нових ліній електропередачі і підвищення пропускної
здатності існуючих ліній для видачі активної потужності від «замкнених»
електростанцій для ліквідації дефіцитних вузлів і завищених транзитних
перетоків;
22

- розвиток нетрадиційної та відновлюваної енергетики (малих ГЕС,
вітроелектростанцій, приливних, геотермальних ГЕС тощо) для видачі малих
потужностей в віддалені дефіцитні вузли електричних мереж.
Очевидно, на найближчу і віддалену перспективу залишаться
актуальними оптимізація режимів електричних мереж по активної та
реактивної потужності, регулювання напруги в мережах, оптимізація
завантаження трансформаторів, виконання робіт під напругою тощо.
До пріоритетних заходів щодо зниження технічних втрат
електроенергії в розподільних електричних мережах 0,4-10 кВ відносяться:
- використання 10 кВ в якості основної напруги розподільчої мережі;
- скорочення радіусу дії і будівництво ПЛ 0,4 кВ в трифазному
виконанні по всій довжині;
- застосування самоутримних ізольованих і захищених проводів для
ПЛ напругою 0,4-10 кВ;
- використання максимального допустимого перетину дроту в
електричних мережах 0,4-10 кВ з метою адаптації їх пропускної здатності до
зростання навантажень протягом всього терміну служби;
- розробка і впровадження нового більш економічного
електрообладнання, зокрема, розподільних трансформаторів зі зменшеними
активними і реактивними втратами холостого ходу, вбудованих в комплектні
трансформаторні підстанції конденсаторних батарей;
- застосування стовпових трансформаторів малої потужності
6 - 10 / 0,4 кВ для скорочення протяжності мереж 0,4 кВ та втрат
електроенергії в них;
- більш широке використання пристроїв автоматичного регулювання
напруги під навантаженням, вольтододаткових трансформаторів, засобів
місцевого регулювання напруги для підвищення якості електроенергії та
зниження її втрат;
- комплексна автоматизація і телемеханізація електричних мереж,
застосування комутаційних апаратів нового покоління, засобів дистанційного
23

визначення місць пошкодження в електричних мережах для скорочення
тривалості неоптимальні ремонтних і післяаварійних режимів, пошуку і
ліквідації аварій;
- підвищення достовірності вимірювань в електричних мережах на
основі використання нових інформаційних технологій, автоматизації обробки
телеметричної інформації.
На сьогодні найбільш реалізованим заходом щодо зниження втрат
електроенергії є технічний захід. Так як за своїм принципом грунтується
виключно тільки в технічному плані. Технічні заходи ґрунтуються на
впровадження нових технологій, методів та інших заходів дозволяють
знизити втрати електроенергії в мережі. Перевага технічного заходу в тому,
що можна побачити результат вкладених коштів і оцінити тим самим
економічну ефективність [23].
Що стосується організаційних заходів, то в цьому випадку необхідно
розробляти нормативну законодавчу базу. Що часом забирає досить багато
часу і сил. Цей захід завжди було важким і частіше на своєму шляху
зустрічала багато опорів. Так як необхідно пройти всі щаблі за погодженням і
впровадження нових методів у виробництві.
Необхідно створювати нові підходи до вибору заходів щодо зниження
технічних втрат і оцінки їх порівняльної ефективності в умовах сучасної
енергетики, коли рішення по вкладенню коштів приймаються вже не з метою
досягнення максимуму «народногосподарського ефекту», а отримання
максимального прибутку даного підприємства, досягнення запланованих
рівнів рентабельності виробництва , розподілу електроенергії [23].
Проведення заходів щодо зниження втрат є внутрішньою справою
самої мережевої компанії. У їх проведенні мережева організація зацікавлена
в більшій мірі, ніж організація, що вимагає звітності. Всі зовнішні впливи на
мережеву організацію зокрема втрат електроенергії повинні обмежуватися
встановленням нормативу втрат.
24

Стійкість і надійність роботи електромереж є не менш важливим
показником, ніж рівень втрат, проте в цих областях відсутня централізована
система планування і звітності заходів щодо підвищення таких показників. І
в цьому плані технічні заходи найбільш привабливі з точки зору
експлуатації, тому що як дозволяють підвищити стійкість і надійність роботи
електричних мереж. А також знизити частку втрат електроенергії за рахунок
впровадження нових технологій і методів.
Як показує практика, близько 10% всього необхідного зниження втрат
може бути досягнуто за рахунок організаційних заходів. Решта зниження
втрат може бути отримано за допомогою технічних заходів, тобто
додаткових капіталовкладень [18, 23].
Для підвищення економічності роботи електричних мереж
проводяться різного роду заходи щодо зниження втрат електроенергії, як на
стадії експлуатації, так і на стадії проектування. На стадії експлуатації
виконується оптимізація режимів роботи за допомогою різних методів, серед
яких часто застосовується оптимізація усталених режимів по напрузі і
перерозподілу потоків реактивної і активної потужності в неоднорідних
замкнутих мережах.
До технічних заходів щодо зниження втрат електроенергії
відносяться:
- заміна проводів на перевантажених лініях;
- заміна перевантажених, установка і ввід в роботу додаткових
силових трансформаторів;
- заміна недовантажених силових трансформаторів;
- оптимізація завантаження електромереж за рахунок будівництва
ліній і підстанцій;
- встановлення і введення в роботу пристроїв компенсації
реактивної потужності.
25

Одним з найбільш ефективних заходом щодо зниження втрат є
компенсація реактивної потужності в електричних мережах. Економічний
ефект від даного заходу очевидний.
Використання установок компенсації реактивної потужності (УКРП)
дозволяє:
- знизити рівень технічних втрат електроенергії;
- розвантажити лінії електропередачі (ЛЕП), силові трансформатори і
розподільні пристрої;
- поліпшити якість електроенергії в мережі;
- знизити витрати на оплату електроенергії та загальні витрати на
енергоспоживання - підключити додаткову активне навантаження, без
збільшення потужності силового трансформатора і без збільшення перетину
кабелю живлення;
- збільшити термін служби електрообладнання.
Економічний ефект від використання УКРМ виражається в значній
економії енергоресурсів підприємствами, зниженням витрат на ремонти і
аварії, а також збільшення пропускної здатності лінії за рахунок зниження
частки реактивної потужності в мережі.
Електроенергія є єдиним видом продукції, транспортування якої
здійснюється за рахунок витрат певної частини самої продукції, завдання
полягає лише в визначення їх оптимального рівня і підтримку фактичних
втрат на даному рівні.
Найбільш правильно використовувати термін «технологічні витрати
електроенергії на передачу по електричних мережах», але для стислості при
розрахунках застосовують більш звичний термін «втрати електроенергії»
[24].
Рівень технологічних витрат на передачу електроенергії по
електричних мережах енергосистем в першу чергу визначається обсягом
капіталовкладень в розвиток електричний мережі і постійно змінюється зі
зміною схеми енергосистеми і її режимів.
26

Втрати електроенергії поділяють на такі три типу:
- технологічно необхідний витрата енергії при передачі її в умовах
оптимального режиму роботи енергосистеми;
- оптимальні технологічні втрати;
- додаткові технологічні втрати відхилення режиму від
оптимального.
Основні фактори, що впливають на втрати електроенергії:
- завантаження ліній електропередачі;
- обмінний потік потужності;
- ступінь компенсації потоків реактивної потужності;
- ступінь наближення режиму до оптимального;
- рівень автоматизації ведення режиму мережі.
В даний час майже повсюдно спостерігається зростання абсолютних і
відносних втрат електроенергії при одночасному зменшенні відпустки в
мережу. На думку міжнародних експертів, відносні втрати електроенергії при
її передачі і розподілі в електричних мережах більшості країн можна вважати
задовільними, якщо вони не перевищують 4 – 5 %. Втрати електроенергії на
рівні 10 % можна вважати максимально допустимими з точки зору фізики
передачі електроенергії по мережах.
Так як сьогодні цей рівень зріс в 1,5 - 2, а по окремим
електромережним підприємствам - навіть в 3 рази, очевидно, що на тлі змін
господарського механізму в енергетиці, кризи економіки в країні проблема
зниження втрат електроенергії в електричних мережах не тільки не втратила
свою актуальність, а навпаки висунулася в одну з задач забезпечення
фінансової стабільності організацій .
Перехід електричної мережі (ділянок мережі) на більш високий клас
напруги, появою в житловому секторі сучасних багатоповерхових будівель,
питоме споживання на квартиру в яких перевищує 20 кВт, необхідно
розглядати питання електропостачання цих будинків за схемою глибокого
27

введення, зводячи тим самим до мінімуму появу нових кабельних ліній
напругою 0,38 кВ.
При виконанні електричних розрахунків з урахуванням зростання
навантажень необхідно розглядати можливість переведення ділянок мережі
на більш високий клас напруги. Особливо це стосується зон комплексної
масової забудови.
Перевід мережі на більш високий клас напруги повинен розглядатися
одночасно з режимами роботи нейтралі (глухозаземленою або ефективно
заземлена через резистор), з такими режимами роботи нейтралі мають менші
втрати електроенергії за рахунок відсутності додаткового обладнання,
необхідного для компенсації великих ємнісних струмів.
З огляду на все вище сказане, можна зробити наступний висновок, що
найкращим заходом щодо зниження втрат електроенергії в міських
розподільчих мережах є компенсація реактивної потужності. Даний захід
дозволяє істотно знизити втрати електроенергії за рахунок компенсуючих
пристроїв. І дане технічне захід найбільш піддається реалізації в міських
мережах 6 - 10 / 0,4 кВ.

1.4 Режими роботи в розподільних мережах 6 - 10 / 0,4 кВ

Проблеми підвищення надійності і ефективності функціонування
енергетичних систем, а також зменшення втрат електричної енергії є
основними проблемами, що стоять перед сучасною енергетикою [9].
Оптимізація дозволяє вирішити багато проблем за допомогою програмного
модулювання.
Розроблені до теперішнього часу методи оптимізації не повною мірою
відображають реальні умови в електричних мережах, і не враховують деякі
особливості [25]. Можна тільки створити модель і наблизити її до найбільш
реальним умовам. І завдання оптимізації зводиться до планування і до
28

створення найбільш максимально наближеного до реальних умов
моделювання.
Оптимізація енергетичних систем полягає у виборі оптимального
варіанту розвитку системи, що задовольняє критерію економічної
оптимальності. Критерії оптимізації розвитку енергетичних систем
заснований на скорочення витрат, пов'язаних з розвитком системи і її
функціонуванням.
Багато питань, пов'язані з функціонуванням можна вирішувати за
допомогою системного підходу. Системний підхід в пошуку варіанту
повинен відповідати таким вимогам:
1) мати чіткий алгоритм послідовності, що описує порядок дій;
2) рішення повинні передбачати можливості відомості алгоритмів
воєдино;
3) мати повну інформацію про досліджуваному об'єкті.
З точки зору системного підходу до підготовки алгоритмів більш
складним випадком буде при створенні оптимального варіанту, є наявність
неповної і неточної інформації про досліджуваний об'єкт. При цьому
системний підхід є не стільки засобом для вирішення завдань, скільки
методом постановки задач [26, 7].
Під оптимізацією режиму розуміється пошук екстремуму деякої
цільової функції за умови виконання накладень обмежень . Умовно завдання
оптимізації поділяються на економічні, техніко - економічні і технічні.
Відповідно до кількості обмежень, їх нелінійністю, розмірністю розв'язуваної
задачі пошук оптимуму може проводиться з використанням різних методів:
прямим, методом невизначених множників Лагранжа і градієнтним тощо.
Основні завдання, які вирішуються при оптимізації режиму:
1) оптимізація режиму електричної мережі, що призводить до
зменшення сумарних втрат активної потужності в мережі, в результаті
оптимального вибору потужності і місця розміщення компенсуючих
29

пристроїв. Дане завдання вирішується шляхом вирішення рівнянь сталого
режиму з використанням градієнтного методу;
2) комплексна оптимізація, тобто знаходження потужностей і місць
розміщення компенсуючих пристроїв, модулів і фаз напруги у всіх вузлах
при обліку технічних обмежень на параметри режиму;
3) вибір оптимального складу обладнання.
Розрахунок оптимального режиму полягає в знаходженні такого
режиму, в якому досягається мінімум цільової функції: F (x, y) = min. В
якості цільової функції оптимізації режиму приймають витрату
електроенергії і її витрати на генерацію і передачу [27].
При вирішенні більш приватної завдання по оптимізації режиму
електричної мережі по напрузі, реактивної потужності і коефіцієнта
трансформації в якості цільової функції приймають мінімум сумарних втрат
активної потужності в мережах: Σ = min. В результаті багаторазових
розрахунків, при якому сумарні втрати активної потужності мінімальні і
витримуються деякі технічні обмеження:
- напруга в кожному вузлу не повинно виходити за технічно
допустимі значення (закон зустрічного регулювання напруги);
- потокорозподіл має відповідати пропускній здатності
електричної мережі;
- потужність компенсуючих пристроїв не повинна виходити за
технічно допустимі значення.
Залежно від своєї постановки, будь-яка із завдань по оптимізації може
вирішуватися різними методами, і навпаки – будь-який метод може
застосовуватися для вирішення багатьох завдань.
Методи оптимізації можуть бути:
- скалярними (оптимізація проводиться за одним критерієм);
- векторними (оптимізація проводиться за багатьма критеріями);
- аналітичними (методи диференціального обчислення, методи
варіаційного числення та ін.);
30

- обчислювальними (заснований на математичному програмуванні,
які можуть бути лінійними).
Завдання оптимізації режиму мережі по реактивній потужності і
напрузі, т. т. завдання зменшення втрат, частіше не може вирішуватися в
повному обсязі через відсутності відповідних засобів регулювання і
управління режимом.
В ряді випадків немає потрібних резервів по реактивної потужності,
відсутні або є в недостатній кількості засоби регулювання напруги,
автоматичні регулятори напруги на трансформаторах, а іноді працюють
ненадійно, і в експлуатаційній практиці їх намагаються не використовувати
при автоматичному управлінні режимом.
Необхідно вести оптимізацію режиму мережі з урахуванням наявних
засобів управління і реактивної потужності. Тому в інженерній практиці
мають велике значення приватні задачі оптимізації режиму мережі по напрузі
і реактивної потужності. Ці приватні завдання повинні і можуть
вирішуватися в автоматизованій системі диспетчерського управління на
різних рівнях тимчасової і територіальної ієрархії диспетчерського
управління.
Рішення кожної з цих приватних завдань оптимізації режиму мережі
по напрузі і потоку реактивної потужності призводить до відносного
мінімуму втрат потужності і є найважливішим і доцільним в відповідних
випадках.
Рівень напруги в мережі живлення - це деякий усереднений його
значення для мережі даному ступені трансформації в цілому або якоїсь її
частини (аж до окремої лінії). Подання про рівень напруги є тим більш
необхідним і доцільним, що його регулювання є одна з найбільш ефективних
заходів зниження втрат активної потужності живильної мережі.
Підвищуючи рівень напруги можна забезпечити зменшення втрат
потужності в мережі. Приймемо, наприклад навантажувальні втрати
потужності в вихідному режимі в відносних одиницях ∆РН =1 .
31

Навантажувальні втрати при підвищенні всіх напруг на ∆U можна оцінити
таким чином [28]:

1 1
∆Р∆u = = (1.1)
2 2
(1+ ∆U) 1+ 2∆U + ∆U

Якщо в останньому виразі в знаменнику знехтувати ∆U2 як малої
величиною і помножити чисельник і знаменник на 1+ 2∆U , то отримаємо:

1 1− 2∆U
∆Р∆u = (1.2)
1+ 2∆U 1+ (2∆U)2

Якщо ще раз знехтувати в знаменнику (2∆U ) то при цьому
навантажувальні втрати можна записати так:

∆Р∆u 1− 2∆U (1.3)

Відносні втрати холостого ходу при одночасному збільшенні всіх
напруг на ∆U на підставі виразу для втрат в поперечної індуктивності,
аналогічного, визначаються наступним чином:

∆РX∆u 1− 2∆U (1.4)

Таким чином, навантажувальні втрати з ростом рівня напруги
зменшуються. При збільшенні всіх напруг на ΔU втрати холостого ходу в
трансформаторах відповідно до збільшуються приблизно на 2Δt.
Зауважимо, що втрати холостого ходу в трансформаторах залежать
від напруги, що підводиться до їх відгалуженням, а не від рівня напруги в
мереж.
32

1.5 Аналіз доцільності виконання компенсації реактивної
потужності на підприємствах

Завантаження системи електропостачання визначається повною
потужністю S = P2 +Q2
, активна складова P якої є корисно спожитою і
назад до джерела живлення не повертається. Реактивна складова Q необхідна
для створення магнітних і електричних полів в елементах електричної
мережі. Практично вона не споживається, а перетікає від джерела живлення
(генератора) до електроприймачів і назад.
Передача значної кількості реактивної потужності по лініях і через
трансформатори мережі електропостачання не вигідна з наступних причин.
1) Виникають додаткові втрати активної потужності у всіх
елементах системи електропостачання, що обумовлені завантаженням їх
реактивною потужністю. При передачі споживачам активної і реактивної
потужності в мережах системи електропостачання з'являються втрати
активної потужності:

2
2  S  S2 P2 +Q2
∆P = 3I R = 3  ⋅R = ⋅R = ⋅R =
 3 ⋅U U2 U2
 ( 1.5)
P2R Q2R
= + = ∆PP + ∆P
U2 Q
U2

У виразі (1.5) перший доданок – втрати активної потужності за
рахунок передачі по електричному колі активної потужності, другий – втрати
активної потужності за рахунок передачі по цьому ж колу реактивної
потужності.
Таким чином, додаткові активні втрати, що пов'язані з
нескомпенсованою реактивної потужністю, пропорційні її квадрату:
33

Q2 ⋅R
ΔPQ = .
U2

2) Виникають додаткові втрати напруги.
Проблема найбільш актуальна в протяжних мережах, виконаних
провідниками малого перерізу. При передачі потужностей P і Q через
елемент мережі з активним R і реактивним X опором втрати напруги ∆U
складуть:

P ⋅R +Q ⋅ X P ⋅R Q ⋅ X
∆U = = + = ∆UP + ∆UQ , (1.6)
U U U

де ∆UP – втрати напруги, обумовлені передачею активної потужності;
∆UQ – втрати напруги, обумовлені передачею реакції-нормативної
потужності.
Вираз (1.6) показує, що втрати напруги в лінії залежать не тільки від
значення переданої активної потужності, а й від значень переданої
реактивної потужності і реактивного опору лінії. При зменшенні переданої
реактивної потужності до нуля напруга в кінці лінії збільшиться на

Q ⋅ X
∆UQ = . (1.7)
U

Додаткові втрати напруги ∆UQ збільшують розмах відхилень напруги
на затискачах електроприймачів від номінального значення при змінах
навантажень і режимів електричної мережі.
Характер навантаження і величина переданої реактивної потужності
позначаються також і на втраті напруги в трансформаторах [11, 12].
34

На рис. 1.5 показана зміна втрат напруги в трансформаторі залежно
від коефіцієнта потужності споживачів.
Один і той же трансформатор при одному і тому ж навантаженні буде
давати різну напругу на вторинних затискачах при зміні сosϕ2 . Чим нижче
коефіцієнт потужності вторинного кола, тим втрати напруги більше.

Рис. 1.5. Залежність втрати напруги в трансформаторі від коефіцієнта
потужності на вторинних затискачах

Поряд з відхиленнями в мережах трапляються провали напруги, які
викликані короткими замиканнями, розрядами блискавок в лінії
електропередачі і шини РУ, що приводять до відключень на час дії АВР або
АПВ, а також пуском і самозапуску групи потужних електродвигунів і
деякими електротехнологічними процесами споживачів, в яких режими
аналогічні режимам коротких замикань (електродугові плавильні печі,
електрозварювання).
Для мінімізації ймовірності відключень споживачів при провалах
напруги в системах електропостачання повинен бути витриманий запас
статичної стійкості навантаження по напрузі:
35

U −Uкр
KU = ⋅100% (1.8)
U

де KU – коефіцієнт статичної стійкості; U – напруга у вузлі в розглянутому
режимі; Uкр – критична напруга в тому ж вузлі, при якому порушується
статична стійкість навантаження.
Через зниженого рівня напруги в сталих режимах роботи мережі (в
тому числі і з-за завантаження реактивною потужністю) ця умова не завжди
витримується.
3) Завантаження реактивною потужністю ліній електропередачі і
трансформаторів зменшує пропускну здатність мереж електропостачання, що
в ряді випадків не дозволяє використовувати повну встановлену потужність
електрообладнання.
4) Виникають додаткові втрати реактивної потужності [27].
Передача реактивної потужності споживача супроводжується її
додатковими втратами ∆Q :
• в лінії
∆Q = 3 ⋅ I 2 ⋅ x0 ⋅ l , (1.9)

де I – струм навантаження;
x0 – погонний індуктивний опір лінії, Ом / км;
l – довжина лінії;
• в трансформаторі

S
∆Q = ном (ixx + u ⋅β2
КЗ ) , (1.10)
100

де ixx – струм холостого ходу трансформатора, %;
uКЗ – напруга коротко замикання трансформатора, %;
36

Sном – номінальна потужність трансформатора;
β – коефіцієнт завантаження трансформатора.
На ці величини повинна бути збільшена потужність компенсуючих
пристроїв навантаження.
З наведеного на рис. 1.6 графіка видно, як при передачі через
трансформатор активної потужності 1000 кВт і завантаженні його
реактивною потужністю, буде зростати необхідна повна потужність.
Низький сosφ системи електропостачання вимагає або збільшення
номінальної потужності трансформаторів, або установки додаткового
обладнання.

Рис. 1.6. Зростання повної потужності трансформатора
в залежності від сosφ

5) Завантаження реактивною потужністю трансформаторів знижує їх
коефіцієнт корисної дії.
6) Недовикористання корисної потужності генераторів електростанцій
і збільшення питомої витрати палива.
Якщо реактивна потужність перевищить номінальне значення, яке
визначається за номінальним коефіцієнтом потужності генератора, то
37

активне навантаження повинне бути знижено. Повний струм навантаження за
умовами нагріву обмоток не повинен перевищувати номінальний струм
генератора.
При коефіцієнті потужності нижче номінального, в результаті
збільшення зсуву фаз в мережі через підсилення поздовжнього поля реакції
якоря (діючого проти основного поля) відбудеться зниження напруги на
клемах статора. Це зажадає більш сильного збудження. Підвищене
збудження при зниженому коефіцієнті потужності призведе до зниження
ККД (рис.1.7 ) і підвищення потужності первинних двигунів.

Рис. 1.7. Залежність коефіцієнта корисної дії генератора
від сosφ і навантаження

Проблеми, які викликає завантаження мереж та електрообладнання
систем електропостачання реактивної потужністю, узагальнені на рис. 1.8.
Наведені негативні фактори змушують наближати джерела покриття
реактивної потужності до місць її споживання. Це розвантажує устаткування
від її перетоків, що рівносильно збільшенню коефіцієнта потужності.
Існує два взаємодоповнюючих один одного шляху зниження
реактивних навантажень мереж і генераторів.
38

Рис.1.8. Наслідки підвищеної передачі і споживання реактивної
потужності

1. Встановлення на підприємстві спеціальних пристроїв, що
компенсують РП - штучна компенсація.
Як власне джерело реактивної потужності в системах
електропостачання промислових підприємств використовуються:
- генератори власних електростанцій та синхронні двигуни;
- повітряні і кабельні лінії електричних мереж;
- додатково встановлюються пристрої, що здійснюють
компенсацію: синхронні компенсатори, батареї конденсаторів високої та
низької напруги, вентильні установки зі спеціальним регулюванням.
39

2. Зниження реактивної потужності самих приймачів електроенергії
- природна компенсація.
До заходів природної компенсації відносяться:
- впорядкування технологічного процесу, що веде до поліпшення
- енергетичного режиму обладнання і вирівнюванню графіка
навантаження (рівномірне розміщення навантажень по фазах, зміщення часу
обідніх перерв, початку та закінчення зміни окремих цехів і дільниць, перевід
енергоємних великих електроприймачів на роботу поза годин максимуму
енергосистеми, висновок в ремонт потужних електроприймачів в години
максимуму енергосистеми);
- створення раціональної схеми електропостачання за рахунок
зменшення кількості ступенів трансформації;
- заміна електрообладнання старих конструкцій на нове з меншими
втратами на перемагнічування;
- заміна малозавантажених трансформаторів і двигунів меншими
за потужністю або їх повне завантаження;
- застосування синхронних двигунів замість асинхронних, коли це
допустимо за умовами технологічного процесу;
- обмеження тривалості холостого ходу двигунів і зварювальних
трансформаторів;
- скорочення тривалості і розосередження в часі пуску великих
електроприймачів;
- поліпшення якості ремонту електродвигунів;
- відключення при малому навантаженні частини силових
трансформаторів.
Частина заходів по природної компенсації реактивної потужності не
вимагає великих матеріальних витрат і повинна проводитися на
підприємствах в першу чергу.
Проблема компенсації реактивної потужності включає в себе цілий
ряд техніко-економічних завдань, до числа яких можна віднести:
40

- організацію заходів для реалізації природної компенсації;
- вибір видів і типів пристроїв, що компенсують;
- розміщення компенсуючих пристроїв в мережах;
- оптимізацію режимів роботи компенсуючих пристроїв.
Вибір найбільш ефективного варіанту компенсації, необхідної
потужності і типу компенсуючого пристрою повинен спиратися на аналіз
схеми мережі електропостачання промислового підприємства.

Висновки до розділу 1

1. Проведено аналіз структури втрат електроенергії в міських
розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ.
2. Розглянуто заходи щодо зниження втрат в розподільних мережах
3. Описані особливості режимів роботи в розподільних мережах
6 - 10 / 0,4 кВ.
4. Здійснено аналіз доцільності виконання компенсації реактивної
потужності у розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ.

41

РОЗДІЛ 2
ОПТИМІЗАЦІЯ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
ЗА ДОПОМОГОЮ КОНДЕНСАТОРНИХ УСТАНОВОК

У розподільчих мережах промислових підприємствах більшість
електроприймачів поряд з активною потужністю споживає також і реактивну.
До основних промисловим споживачам реактивної потужності відносяться
асинхронні двигуни, силові трансформатори, перетворюючі установки тощо.
Разом з тим наявність значних перетоків реактивної потужності в
електричних мережах збільшує втрати електроенергії, знижує пропускну
здатність електричних мереж, а також здійснює істотний вплив на режими
напруги [1, 16].
Для зниження перетоків реактивної потужності в електричних
мережах повинна здійснюватися компенсація реактивної потужності. З цієї
точки зору, компенсація реактивної потужності може розглядатися як
ефективний напрямок енергозбереження на промислових підприємствах.
Технічні заходи щодо компенсації реактивної потужності полягають в
установці компенсуючих пристроїв у відповідних точках системи
електропостачання промислового підприємства.
Найбільшого поширення в якості пристроїв, що компенсують РП, у
промислових електричних мережах отримали конденсаторні установки.
Широке застосування конденсаторних установок обумовлено малими
питомими втратами активної потужності, простотою їх монтажу і
експлуатації, можливістю розміщення конденсаторних установок в будь-якій
точці електричної мережі тощо.
За допомогою конденсаторних установок на промислових
підприємствах можуть здійснюватися такі способи компенсації реактивної
потужності: індивідуальна, групова, централізована і комбінована [29].
Кожен з перерахованих способів компенсації має свої переваги і недоліки.
42

Здійснення індивідуальної компенсації дозволяє знизити втрати
електроенергії в найбільшою мірою, оскільки в даному випадку
конденсаторні установки підключаються безпосередньо до затискачів
електроприймачів, і вся електрична мережа розвантажується від реактивної
потужності.
Разом з тим цей спосіб компенсації має істотні недоліки, а саме –
неповне використання конденсаторів, тому що одночасно з відключенням
електроприймачів відключаються і конденсаторні установки.
При груповій компенсації конденсаторні установки підключаються до
розподільних пунктів електричної мережі.
Використання встановленої потужності конденсаторних установок
збільшується, але при цьому електрична мережа до електроприймачів не
розвантажується від реактивної потужності.
При централізованій компенсації конденсаторні установки
підключаються до шин 0,4 кВ або 6 (10) кВ трансформаторної підстанції.
В даному випадку використання встановленої потужності
конденсаторних установок виявляється найбільш повним, однак, при цьому
всі елементи електричної мережі, що відходять від підстанції, не
розвантажуються від реактивної потужності.
При комбінованій компенсації поєднуються централізована або
групова компенсація з індивідуальною.
Таким чином, вибір місць установки компенсуючих пристроїв в
загальному випадку є оптимізаційної завданням, тобто необхідно вибрати
такий варіант, який забезпечує максимальний ефект (наприклад,
економічний) при дотриманні всіх технічних умов нормальної роботи
електричних мереж та електрообладнання.
На промислових підприємствах компенсація реактивної потужності
виконується, виходячи з балансу реактивної потужності в даному вузлі
електричної мережі.
43

Сумарна реактивна потужність, що генерується для будь-якого
режиму роботи енергосистеми завжди дорівнює сумарній споживаної
реактивної потужності.
Баланс реактивної потужності у вузлу електричної мережі
виражається:

Qг +Qку =Qп +∆Q−Qлін +Qр , (2.1)

де Qг – реактивна потужність, яка може бути отримана в даному вузлу від
генераторів;
Qку – потужність компенсуючих установок в вузлу;
Qп – реактивна потужність, що споживана навантаженнями даного вузла;
∆Q – втрати реактивної потужності в елементах електричної мережі вузла;
Qлін – реактивна потужність, що генерується ємністю протяжних ліній
електропередачі, що відносяться до даного вузла;
Qр – резерв реактивної потужності у вузлі.
Для промислових підприємств Qлін = 0 , а резерв Qр =1,1⋅Qп , тоді

Qку =Qр =1,1⋅Qп − (Qг −∆Q) . (2.2)

Значення Qг − ∆Q =Qе визначається енергосистемою і задається
споживачеві.
Для електроустановок малої потужності потрібна повна компенсація
реактивної потужності, тобто Qку =Qп .
Як видно з наведених співвідношень, розрахунок компенсації
реактивної потужності повинен проводитися, виходячи з значень
реактивного навантаження відповідно до графіка реактивних навантажень.

44

2.1 Споживачі без синхронних двигунів

На промислових підприємствах велика частина реактивного
навантаження зосереджена на стороні 0,38 кВ. Компенсуючі ж пристрої
можуть бути підключені:
- тільки до шин 6/10 кВ;
- частина до шин 6/10 кВ, а частина на стороні 0,38 кВ;
- тільки на стороні 0,38 кВ.
Потужність компенсуючих пристроїв визначається з виразу (2.2 ). Її
розподіл здійснюється техніко-економічним порівнянням перерахованих
варіантів [30-32].
Конденсаторна батарея поперечного включення встановлюється
спеціально для цілей компенсації реактивної потужності або для
регулювання напруги. Вартість її установки повинна повністю враховуватися
при визначенні розрахункових витрат.
У розрахунках слід враховувати, що питомі витрати на установку
конденсаторних батарей на стороні 6/10 кВ нижче, ніж на стороні 0,4 кВ, але
необхідні витрати на осередок 6/10 кВ для підключення конденсаторної
батареї. Потужність Qку з боку 6/10 кВ повинна бути передана через
трансформатори на бік 0,4 кВ.
Якщо трансформатори завантажені повністю (β = 1), то постає
питання про заміну трансформаторів на велику потужність або про
збільшення їх кількості і про доцільність таких варіантів.
У вартості конденсаторної батареї виділяється постійна частина З0 ,
яка не залежить від потужності, що генерується, і змінна частина,
пропорційна потужності батареї:

ЗБК = З0 + З1 ⋅QБК , (2.3)

де З1 – питомі витрати на одиницю потужності, що генерується.
45

Постійна складова визначається вартістю ввідного пристрою:
комутуючого і захисного апаратів, трансформаторів струму, амперметрів,
розрядних опорів тощо. Вартість цього обладнання не залежить (в певних
межах) від потужності конденсаторної батареї.
Для конденсаторної батареї з регулюванням потужності слід
додатково враховувати вартість регулятора.
Для конденсаторних батарей без регулюючих пристроїв

З0 = Е ⋅К0 , (2.4)

при наявності регулюючих пристроїв

З′0 = Е ⋅К0 + Е1 ⋅Кр , (2.5 )

де К0 – вартість ввідного пристрою; Кр – вартість регулюючого пристрою;
Е = 0,223 – коефіцієнт, що враховує сумарні щорічні відрахування від
вартості ввідного пристрою; Е1 = 0,27 – то ж від вартості регулюючого
пристрою.
Змінна складова вартості конденсаторних батарей пропорційна їх
потужності [30-32]. Вона визначається вартістю конденсаторів з
запобіжниками, матеріалу і монтажу шафи, в якому встановлені
конденсатори. Для регульованих конденсаторних батарей враховується
вартість контактора або вимикача для включення і відключення секцій
батареї при регулюванні її потужності.
Потужність, що генерується конденсаторної батареєю, залежить від
напруги мережі. З урахуванням цього і втрат потужності в конденсаторах

2
 U
З = Е ⋅З БК 
1 пит.БК   +С0 ⋅ ∆РБК , (2.6)
 Uном 
46

де Зпит.БК – питомі витрати на установку конденсаторної батареї;
UБК – фактичне напруга на конденсаторної батареї;
∆РБК – питомі втрати активної потужності в конденсаторної батареї;
Uном – номінальна напруга мережі;
С0 – питома вартість втрат активної потужності в мережі і конденсаторної
батареї (задається енергосистемою).
Розділивши чисельник і знаменник дробу в співвідношенні (2.6) на
величину номінальної напруги мережі, отримаємо

2
 
UБК
З = Е ⋅З  
1 пит.БК +С0 ⋅ ∆РБК , (2.7 )
 
 U 

де U – відносна величина напруги мережі;
UБК – відношення номінальної напруги конденсаторів до номінальної
напруги мережі.
Конденсатори, що приєднуються до мережі 0,38 кВ, виготовляються на
номінальну напругу, рівне номінальній напрузі мережі. Конденсатори, що
приєднуються до мереж 6/10 кВ, виготовляються на напругу на 5 %
перевищує номінальну напругу мережі. Ставлення номінальних напруг
конденсаторів і мережі для напруги 0,38 кВ становить UБК =1, а для напруги
6/10 кВ - UБК =1,05 .
Таким чином, витрати на установку конденсаторних батарей
визначаються:
2
 
UБК
ЗБК = З0 + Е ⋅З  
пит.БК ⋅QБК +С0 ⋅ ∆РБК ⋅QБК (2.8)
 
 U 


47

Застосування для компенсації реактивної потужності комплектних
конденсаторних установок спрощує розрахунок. У цьому випадку
враховуються капітальні витрати на їх придбання та експлуатаційні витрати.

2.2 Споживачі з синхронними двигунами

При наявності на підприємстві синхронних двигунів (СД) великої
потужності вони повинні бути використані для компенсації реактивної
потужності в першу чергу. Реактивна потужність, що генерується ними,
витрачається на компенсацію реактивного навантаження на шинах 6/10 кВ і
передається на сторону 0,4 кВ. Якщо встановлені трансформатори не можуть
передати реактивну потужність, що генерується синхронними двигунами, то
розглядається доцільність установки додаткового трансформатора.
Синхронні двигуни, що випускаються промисловістю, розраховані на
роботу з випереджаючим номінальним cosϕном = 0,9 . При номінальному
активному навантаженні Pном , напрузі(0,95−1,05) ⋅Uном , номінальному
випереджаючому cosφ і номінальному значенні струму збудження
синхронних двигунів, можуть генерувати реактивну потужність [29, 33] яка
вважається номінальною реактивної потужністю синхронного двигуна.

P
Q ном
ном = tgϕном (2.9)
η

де η – номінальний ККД,
tgϕном = 0,484, що відповідає cosϕном = 0,9 .
Для оціночних розрахунків, приймаючи в середньому η = 0,96,
номінальну реактивну потужність СД можна визначити

Qном ≈ 0,5Pном . (2.10)
48

При недовантаження двигуна по активної потужності β = P / Pном ,
можливе його перевантаження по реактивній потужності:α =Q / Qном >1
(рис. 2.1). Найбільше допустиме перевантаження по реактивній потужності
залежить також від напруги на затискачах двигуна: при зниженні напруги
максимальна реактивна потужність збільшується, а при підвищенні
знижується (рис. 2.2).

Рис. 2.1. Залежність реактивної потужності від коефіцієнта завантаження
для синхронного двигуна СДН-18-71-12 при різних значеннях напруги на
його затисках
49

Рис. 2.2. Залежність реактивної потужності від напруги на затискачах
для синхронного двигуна СДН-18-71-12 при різних коефіцієнтах
завантаження

Середні значення коефіцієнта навантаження по реактивної потужності
залежать від зміни активного навантаження і напруги живлення синхронних
двигунів.
Генерація реактивної потужності при випереджальному cosφ
супроводжується додатковими втратами активної потужності ∆P (рис. 2.3),
які з достатньою для практичних розрахунків точністю можуть бути
визначені за співвідношенням

2 Q Q2
∆P =D1α +D α =D 1 2
2 1 +D2 , (2.11)
Q 2
ном Qном

Q
де α = 1 – коефіцієнт завантаження по реактивної потужності;
Qном
D1 і D2 – параметри синхронного двигуна, величина яких залежить від
типу двигуна, його потужності і частоти обертання (довідкові дані [33, 35]).
50

Рис. 2.3. Залежність втрат активної потужності на генерацію реактивної
потужності від коефіцієнта завантаження α для двигуна СДН-15-64-6

Ці параметри залишаються практично незмінними при зміні
коефіцієнта завантаження двигуна по активної потужності в межах 0,5-1,0 і
зміні напруги мережі від 0,95 до 1,1 номінального. Для оціночних
розрахунків втрати активної потужності при генерації Qном можна
розраховувати через ККД електродвигуна:

1  Р 
∆P ≈ ном
 − Рном  . (2.12)
6  η 

Ставлення втрат активної потужності до номінальної реактивної
потужності, що генерується електродвигуном, тобто питомі втрати,
характеризує економічність синхронного двигуна як засобу компенсації
реактивної потужності. Це відношення зростає при зниженні потужності
двигуна і його частоти обертання.
Потужність конденсаторних батарей на стороні 0,38 кВ буде
визначатися різницею між заданої загальної компенсує потужністю і
потужністю, переданої з боку 6/10 кВ.
51

Витрати на компенсацію реактивної потужності в даному випадку
визначаться як сума витрат на генерацію реактивної потужності на стороні
6/10 кВ (вартість втрат активної потужності в синхронних двигунах) і витрат
на установку конденсаторних батарей на стороні 0,38 кВ.
Найбільша реактивна потужність, яка може бути передана зі стоорони
6/10 кВ в мережу 0,38 кВ при N трансформаторах однакової потужності,
розраховується за співвідношенням [29]:

2
Q1 = (N ⋅β ⋅Sном ) −Р (2.13)

де Р – сумарне активне навантаження на стороні 0,38кВ;
Sном – номінальна потужність трансформаторів;
N і β – кількість трансформаторів і їх коефіцієнт завантаження.

2.3 Порівняльна ефективність використання конденсаторних
батарей і синхронних двигунів

Незважаючи на те, що при використанні для генерації реактивної
потужності встановлених на підприємстві СД не потрібні додаткові витрати
на обладнання, для деяких типів СД таке рішення виявляється менш
доцільним, ніж установка додаткової конденсаторної батареї, внаслідок
великих втрат активної потужності в самому двигуні [29].
Для синхронних двигунів витрати відповідають повному
використанню їх реактивної потужності. З рис. 2.2 випливає, що
використовувати компенсуючі можливості СД низької напруги, а також
високої напруги з частотою обертання 250 об / хв менш вигідно, ніж
встановлювати додаткові конденсаторні батареї. Це ж відноситься і до
синхронних двигунів з частотою обертання 500 об / хв потужністю менше 2
52

Мвар, а також до СД з частотою обертання 750 об / хв і потужністю менше
0,7 Мвар для Uном = 6 кВ і потужністю менш 1, 5 Мвар для Uном = 10 кВ.
Однак це не означає, що перераховані СД не повинні
використовуватися для компенсації реактивної потужності [33]. Витрати на
вироблення реактивної потужності для зазначених синхронних двигунів
6/10 кВ виявляються менше, ніж для конденсаторних батарей, якщо
використовувати їх потужність не більше ніж на 70-80 %, а для синхронних
двигунів 0,38 кВ – на 40-60 %. Вибір ступеня використання СД для
компенсації реактивної потужності необхідно проводити з урахуванням
конкретних умов (схеми мережі, типу СД, режиму їх роботи).
При спільному використанні конденсаторних батарей і синхронних
двигунів в умовах експлуатації необхідно узгоджувати закони їх
регулювання. Так як питомі втрати в конденсаторних батареях менше, ніж в
синхронних двигунах, то послідовність регулювання реактивної потужності
слід встановлювати такий, щоб при необхідності зниження сумарної
потужності, що генерується, в першу чергу знижувалася реактивна
потужність СД.
При зниженні її до допустимого рівня повинен спрацьовувати
регулятор потужності конденсаторних батарей. Така послідовність роботи
досягається установкою на регуляторі конденсаторних батарей більшого в
порівнянні з регулятором СД часу затримки спрацьовування на відключення
секцій і меншого на включення.
Встановлення на регуляторі СД меншою зони нечутливості по
реактивному струму дозволяє також здійснювати з її допомогою
регулювання всередині діапазону, відповідного потужності секції
конденсаторної батареї. Тому наявність у вузлі СД при вирішенні проектної
задачі дозволяє вибрати більш дешеві конденсаторні батареї – з меншими
регулюючими можливостями.

53

2.4 Ємнісна поперечна компенсація реактивної потужності

Основне призначення поперечної компенсації – підвищення
коефіцієнта потужності.
Розміщення конденсаторів в основному прийнято виконувати за
принципом найбільшого зниження втрат потужності в електричних мережах.
Важливе значення при цьому має підвищення рівня напруги, що
супроводжує установку конденсаторів. У ряді випадків розміщення
конденсаторів може бути підпорядковане саме цій умові.

2.4.1 Установки поперечної компенсації – схема заміщення і
векторна діаграма
Для розрахунків і аналізу поперечної компенсації як джерела
реактивної потужності розглянемо коло змінного струму з паралельним
включенням приймачів електроенергії та батареї конденсаторів (рис. 2.4 а).
Для вузла А схеми заміщення струм в лінії ІЛ визначається за першим
законом Кірхгофа:
ІЛ = ІП+ ІБК ( 2.14)

де ІЛ , ІП , ІБК – відповідно вектори струму в лінії, в галузі навантаження і в
конденсаторної батареї.
Побудова векторної діаграми і складання векторів струму за
виразом (2.14) дані на рис. 2.4 б. Векторна діаграма побудована для лінії з
навантаженням в кінці при наявності поперечної компенсації ХБК (активним
опором батареї можна знехтувати).
Через включення ємності паралельно навантаженню кут ϕ1 зменшився
до ϕ2 , струм навантаження приймача – від І1 до І2 , тобто сталася
розвантаження лінії по струму на величину ∆І = І1 − І2 . На цю ж величину
54

струму розвантажилися і генератори енергосистеми завдяки генерації
конденсаторною батареєю потужності QБК в місці установки
електроприймачів.
Мережа та генератори розвантажилися і внаслідок зменшення втрат на
∆Рк і ∆Qк , так як потік реактивної потужності знизився на QБК [33]:

2 2
Q  Q 
∆Рк =
БК
  ⋅R ; ∆Q = БК
к   ⋅X (2.15)
 U   U 

де R і X – еквівалентні опори кола енергосистема – споживач.
Для проектованої мережі зниження струму на ∆I дозволяє зменшити
переріз провідників ліній на ∆F :

∆I
∆F = (2.16 )
Je

де Je – економічна густина струму в лінії.
Відповідно знижується встановлена потужність трансформаторів.
Зменшуються втрати напруги в мережі за рахунок зменшення потоку
реактивної потужності на QБК до значення

P ⋅R + (Q −Q ) ⋅X
∆U = БК . (2.17)
U

З діаграми (рис. 2.4 б) видно, що якщо потужність БК занадто велика,
струм ДРП буде більше індуктивного навантаження споживача ІС > ІпL . Тоді
кут ϕ2 < 0 φ2 < 0 і коефіцієнт потужності перейде через значення cosϕ=1 в
ємнісний квадрант.
55

Виходить перекомпенсація: ємнісний струм піде від споживача до
джерела, струм в лінії Іл буде збільшуватися в міру зростання ємності. Звідси
випливає, що підвищення ємності С і залежних величин струму лінії Іл і ϕ2
доцільно лише в певних межах, які не виходять за значення ϕ2 ≥ 0 і cosϕ≤1.

Рис. 2.4. Поперечна ємнісна компенсація:
а – схема заміщення; б – векторна діаграма кола

З векторної діаграми можна визначити ємність С і реактивну
потужність QБК конденсатора, необхідну для підвищення коефіцієнта
потужності cosϕ1 до значення cosϕ2 , що перевищує природне значення
cosϕп споживача до включення поперечної компенсації.
56

Якщо навантаження споживача має ємнісний характер, то для
компенсації надлишкової ємнісної складової струму ІСК (для наближення
коефіцієнта потужності до одиниці) застосовується індуктивність, що
включається паралельно навантаженню.
Такі випадки мають місце при наявності на підприємствах протяжних
кабельних ліній високої напруги в періоди зниженої навантаження мережі, а
також при збереженні в роботі всієї потужності конденсаторів в годинник
мінімуму навантаження підприємств [36].
Вплив поперечної компенсації позначається не тільки на струмовому
навантаженню всіх елементів системи електропостачання, але і на втрати
напруги в мережі, на співвідношенні напруг на початку і в кінці
електропередачі.
На рис. 2.5 приведена векторна діаграма напруг в кінці лінії для двох
випадків: при відсутності поперечної компенсації (суцільними лініями) і при
наявності компенсації, що підвищує коефіцієнт потужності до cosϕ=1.

Рис. 2.5. Напруга на початку і в кінці лінії при поперечної компенсації

57

Поперечна ємнісна компенсація виконується комплектними
конденсаторними установками, які встановлюються в певних місцях схеми
електропостачання.

2.4.2 Деякі особливості поперечної компенсації
Схема включення конденсаторної установки в навантажувальне коло
на рис. 2.6.

Рис. 2.6. Схема включення ємності в навантажувальне коло при
поперечної компенсації

Потужність однофазного конденсатора при синусоїдальної формі
напруги, прикладеної до його затискачів, визначається за співвідношенням:

Q = U2ωС . (2.18)

Потужність трифазного конденсатора, з’єднаного трикутником,
визначається по цій же формулі. В цьому випадку U – лінійна напруга, а С –
сума ємностей всіх трьох фаз конденсатора.
Потужність трифазного конденсатора, з’єднаного зіркою, за однакової
кількості ємностей всіх трьох фаз визначається за співвідношенням

1
Q = ⋅U2ωС (2.19)
3

де С – сума ємностей всіх трьох фаз.
58

При прийнятих позначеннях коефіцієнт реактивної потужності до
компенсації tgϕ1 =Q / P , а після компенсації tgϕ2 = (Q −QБК ) / P .
Так як tgϕ2 < tgϕ1 , то cosϕ2 > cosϕ1.
До компенсації втрати потужності в мережі складають

2 S2 P2 +Q2
∆P1 = 3I R = R = R ,
U2 U2

а після компенсації
P2 + (Q −Q )2
∆P = БК
2 R .
U2

Зменшення втрат потужності після компенсації складе

P2 +Q2 (Q −Q )2 (2Q −Q )Q
∆P1 − ∆P2 = R − БК R = БК БК R (2.20)
U2 U2 U2

Повне навантаження до компенсації S1 = P / cosϕ1, а після компенсації
S2 = P / cosϕ2 , тобто
S1 cosϕ
= 1 .
S2 cosϕ2

Так як cosϕ2 > cosϕ1 , то S2 < S1. Повне навантаження після
компенсації зменшується обернено пропорційно значенням коефіцієнтів
потужності після компенсації.
Таким чином, застосування поперечної компенсації дозволяє зменшити
втрати потужності при збереженні величини переданої потужності або в
межах тих же втрат, збільшуючи пропускну здатність мережі, підвищити
передану потужність.
59

При поперечної компенсації рівень напруги в мережі підвищується на
постійну величину в залежності від потужності встановлених конденсаторів і
реактивного опору елементів установки.

2.5 Ємнісна поздовжня компенсація реактивної потужності

2.5.1. Установки поздовжньої компенсації - схема заміщення і
векторні діаграми
При поздовжньої компенсації конденсатори включаються в мережу
послідовно. Через них проходить повний струм лінії.
Схема установки поздовжньої компенсації (УПК) лінії з зазначенням
складу її устаткування показана на рис. 2.7. Схема заміщення УПК, в якій
послідовно з опорами лінії R і XL включено ємнісний опір XC , наведена на
рис. 2.8 а.

Рис. 2.7. Схема установки поздовжньої ємнісної компенсації
60

Рис. 2.8. Схема заміщення і векторні діаграми пристрою поздовжньої
компенсації

Діючі значення струму і напруги на ділянках послідовного кола
визначаються виразами:

U U
I = = ; UR = I ⋅R ; UL = I ⋅ xL ; UC = I ⋅ xC ;
Z R2 + x2

x
x = xL + xC ; xL = ω⋅L ; xC =1/ ωC ; ϕ = artg .
R

Залежно від співвідношення між індуктивним і ємнісним опорами
векторна діаграма R, L, С – кола має три види:
x − x
- при індуктивному характері кола, коли xL > xC , ϕ = artg L C ,
R
струм I відстає від напруги U (рис. 2.8 б);
- при ємнісному характер кола, коли xL < xC , кут φ < 0, струм I
випереджає напругe U (рис. 2.8 в);
61

- при рівності xL = xC , кут φ = 0, струм I збігається по фазі з
напругою U, а падіння напруги в індуктивності I ⋅ xL і в ємності I ⋅ xC рівні і
компенсуються, так як взаємно протилежні за напрямком (рис. 2.8 г ).
Останній випадок називається резонансом напруг, характеризується
максимальним значенням струму в колі при U = const:

U U
I = = . (2.21)
R2 2
+ (x R
L − xC )

У системах електропостачання, де активний опір невеликий в
порівнянні з індуктивним опором трансформаторів, при резонансі напруг в
режимі короткого замикання може бути дуже великим струм КЗ і
неприпустимі підвищення напруги на індуктивності і ємності: при R → 0 ,
I → ∞, UC = UL →∞ .
Тому в установках поздовжньої компенсації ємність вибирається з
розрахунку [35], щоб напруга на конденсаторах UC = I ⋅ xC становило 5–
20 % номінальної напруги мережі. При цьому ємність УПК компенсує лише
2
частина втрат реактивної потужності, що дорівнює Q = U ωС тобто УПК
практично не є джерелом потужності.
Опір RC (рис. 2.7), що перевищує опір конденсаторів приблизно на
порядок, обмежує резонансні явища в установках поздовжньої компенсації.
Головне призначення поздовжньої компенсації - часткова компенсація
індуктивного опору ділянок електричного кола для зменшення втрати
напруги в них. Вплив УПК на співвідношення напруг на початку U1 і в кінці
U2 ділянки мережі ілюструє векторна діаграма на рис. 2.9.
62

Рис. 2.9. Вплив поздовжньої компенсації на співвідношення напруг на
початку і в кінці лінії:
а – схема включення ємності в навантажувальне коло; б – векторна діаграма

При наявності в ланцюзі тільки опорів R л і хл напруга U2 в кінці
лінії менше напруги U1 в її початку на величину падінь напруги на
активному I2 ⋅RЛ і індуктивному I2 ⋅ хЛ опорі (суцільні лінії на рис. 2.9 б),
при цьому U1 > U2 , ϕ1 > ϕ2 .
Якщо включити послідовно ємність xC , то з'явиться ще одна складова
падіння напруги I2 ⋅ хС . Її напрямок на діаграмі протилежно індуктивної
складової I2 ⋅ хЛ (пунктирні лінії на рис. 2.9 б). Підбором xC можна знизити
різницю напруг U1 і U2 . Найбільш істотний вплив УПК має на напругу U2
при низькому cosϕ2 .
Компенсація індуктивного опору кола ємністю призводить до
підвищення струмів КЗ у всіх елементах трансформаторної підстанції.
Причому це особливо небезпечно для самих конденсаторів УПК, так як
63

напруга на них при наскрізних струмах короткого замикання∆UC = IКЗ ⋅ xC
зростає пропорційно кратності струму КЗ ( IКЗ / Iном ).
Перевагою УПК є здатність стабілізації напруги при різко змінному
навантаженні [29, 33, 36]. Якщо, наприклад, при xL = xC струм I2 різко
збільшиться, то зміниться лише величина I2 ⋅RЛ (рис. 2.9), що несуттєво при
малому значенні опору RЛ . Збільшення падіння напруги в індуктивності
I2 ⋅RЛ компенсується збільшенням падіння напруги в ємності (−I2 ⋅ хС ).
Напруга U ′
2 при цьому мало відрізняється від U1.

2.5.2 Специфіка поздовжньої компенсації
Схема включення ємності в навантажувальне коло при поздовжньої
компенсації наведена на рис. 2.9 а.
Потужність конденсатора визначається за співвідношенням:

2
QК = U ωС (2.22)
Так як при поздовжньої компенсації струм конденсатора Ік дорівнює
повному струму навантаження лінії І2 , що проходить через нього (рис.
2.11 а), то
І2
QК = . (2.23)
ωС

Таким чином, потужність конденсаторів при поздовжньої компенсації
є величиною змінною і залежить від мінливого у часі струму навантаження
лінії.
Зменшення втрати напруги становить

P ⋅R +Q ⋅X P ⋅R +Q(Х −Х ) Q ⋅Х
∆U1 − ∆U = − БК
2 = БК . (2.24)
U U U
64

З виразу (2.24) випливає, що рівень напруги підвищується не на
постійну величину, як при поперечної компенсації, а на величину, що
змінюється пропорційно зміні реактивного навантаження лінії (при
незмінному значенні ХБК для встановлених конденсаторів).
Підбором потужності конденсаторів можна домогтися рівності
напруги на живильному і приймальному кінці лінії.
Якщо підбором опорів домогтися рівності напруги на живильному і
приймальному кінцях лінії (∆U2 ), то при будь-якій зміні навантаження ніякої
зміни напруги на приймальному кінці лінії не буде – напруга збережеться
стабільною.
Ступінь стійкості системи при всіх інших рівних умовах обернено
пропорційна величині реактивного опору системи. Так як при поздовжньої
компенсації зменшується реактивне опір лінії, а отже, і системи, то стійкість
останньої підвищується. Поздовжня компенсація, яка поряд з підвищенням
стійкості системи підвищує рівень і зменшує коливання напруги, може
дозволити складності, пов'язані з великою протяжністю ліній
електропередачі.
До недоліків застосування поздовжньої компенсації відносяться
наступні:
- в схему системи вводиться новий елемент (складається з
великої кількості конденсаторів), який повинен бути не менш надійний в
експлуатації, ніж інші елементи мережі;
- умови роботи конденсаторів для поздовжньої компенсації
важчі, ніж при поперечної компенсації: при виникненні короткого замикання
за конденсаторами напруга на їх затискачах підвищується, це вимагає
влаштування їх захисту, зокрема, шунтування конденсаторної батареї
розрядниками;
- шунтування установки поздовжньої компенсації виводить її зі
схеми в той момент, коли в ній найбільше за умовами стійкості має потреби
система електропостачання.
65

Цінною властивістю поздовжньої компенсації є стабілізація напруги
при різкозмінному навантаженні.

2.5.3 Поперечна і поздовжня компенсації – порівняння
Поперечна компенсація набула поширення для підвищення
коефіцієнта потужності промислових підприємств [29]. Це стало можливим
завдяки простоті пристрою, захисту, управління, обслуговування та
експлуатації, можливості дроблення потужності конденсаторних батарей,
встановлення їх в будь-якому місці мережевих пристроїв, де це економічно
доцільно з урахуванням технічних і експлуатаційних умов.
При поперечної компенсації рівень напруги підвищується, але
коливання напруги при зміні навантаження зберігаються, як і до компенсації.
У години мінімуму навантаження системи напруга на затискачах
конденсаторів може виявитися вище номінальної. Відхилення напруги
зростає при збігу мінімуму навантаження підприємства з мінімумом
навантаження системи.
У таких ситуаціях необхідно вживати заходів до її зниження. Одним із
заходів є регулювання потужності приєднаних до мережі конденсаторів
автоматично або діями експлуатаційного персоналу шляхом відключення
конденсаторної батареї повністю або частково за заздалегідь розробленим
графіком.
Повторно-короткочасні і ударні навантаження викликають коливання
напруги на шинах джерел живлення, а отже, і у інших приймачів з
безударним навантаженням. Живлення таких навантажень по окремих лініях
і навіть від окремих трансформаторів не завжди виявляються економічно
доцільними.
Поздовжня компенсація, підвищуючи напругу у приймального кінця,
забезпечує коливання напруги в менших межах. Її доцільно використовувати
при короткочасних і різко змінюються навантаженнях.
66

При поздовжньої компенсації номінальна потужність конденсаторів
використовується неповністю, так як змінюється пропорційно квадрату
струму , що проходить по лінії. Включення послідовно в мережу ємності
знижує реактивний опір кола (мережі і трансформатора, що її живить), що
призводить до збільшення струмів короткого замикання.
В установках напругою до 1000 В ця обставина має особливе значення,
так як не завжди вдається підібрати апаратуру, що відключає з достатньою
стійкістю до струмів короткого замикання. Через це нерідко доводиться
вдаватися до обмеження одиничної потужності встановлюваних
трансформаторів.
Властивості поперечної і поздовжньої ємнісній компенсації
розмежовують їх область застосування в системах електропостачання [29 -
36]. Поздовжня компенсація застосовується як спосіб регулювання і
стабілізації напруги в електричних мережах з різкозмінним навантаженнями.
Поперечна компенсація застосовується для підвищення cosϕ і для
регулювання напруги в системах електропостачання промислових
підприємств.

Висновки до розділу 2

1. Розглянуто способи виконання компенсації реактивної
потужності у розподільчих мережах 6-10/0,4 кВ.
2. Проаналізована поперечна та повздовжня компенсація реактивної
потужності. Проведено порівняння поперечної і поздовжньої компенсації.
3. Сформульовано доцільність розробки методів і алгоритмів
зниження впливу реактивної потужності у розподільчих мережах 6-10/0,4 кВ.

67

РОЗДІЛ 3

ДООПРАЦЮВАННЯ МЕТОДИКИ ВИЗНАЧЕННЯ ПАРАМЕТРІВ
КОНДЕНСАТОРНИХ УСТАНОВОК ДЛЯ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ У ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖАХ

3.1 Постановка задачі оптимізації розміщення конденсаторних
установок

Постановка задачі оптимізації розміщення КУ в мережах може
розглядатися в різних варіантах. В одному з варіантів сумарна потужність КУ
задається апріорно, наприклад, з умови балансу реактивних потужностей.
Тоді завдання полягає в тому, щоб оптимально розподілити цю потужність
по вузлах мережі.
При постановці завдання за іншим варіантом цільова функція являє
собою наведені витрати і при оптимальному розміщенні КУ знаходиться їх
сумарна потужність, відповідна мінімуму цільової функції [36-39].
Незалежно від підходу, що використовується, завдання оптимізації
розміщення КУ в електричних мережах є за своєю суттю
багатокритеріальним. При цьому цілі і критерії оптимізації можна розділити
наступним чином.
1. Режимні:
– підвищення економічних показників (зниження втрат електроенергії
в мережі, зменшення капіталовкладень в мережу);
– підвищення технічних показників за рахунок зміни напруг в вузлах
мережі.
2. Технологічні:
– зниження технологічних складнощів (концентрація КУ в меншій
кількості вузлів мережі, підвищення ступеня використання КУ, спрощення
систем управління потужностями КУ та ін.).
68

На сьогоднішній день відсутні досконалі вичерпні методи розрахунку
впровадження конденсаторних установок в розподільні електричні мережі,
що визначають послідовності встановлення КУ та їх потужності [38 - 43]. Це
потребує розробки основних теоретичних та методичних положень такого
впровадження.

3.2 Розподіл потужності батарей конденсаторів на вузлах
навантаження цехової мережі напругою до 1000 В

Розглянемо розподіл потужності батарей конденсаторів на прикладі
цехової мережі напругою до 1000 В типового промислового підприємства.
На рис. 3.1 показана однолінійна схема мережі підприємства з
можливими місцями установки компенсуючих пристроїв. Межа балансової
приналежності може бути в точках 1-4 у залежності від реальної ситуації.
Якщо пристрої компенсації встановлені на межі балансової належності,
то втрати активної енергії в мережі споживача не скорочуються, а пропускна
спроможність мережі не збільшується. Єдиний позитивний ефект для нього -
часткова нормалізація напруги.
При перенесенні місця установки компенсуючих пристроїв від межі
балансової належності ближче до споживача з'являються ділянки мережі,
розвантажені від потоків реактивної потужності. На цих ділянках
знижуються втрати активної потужності. В результаті знижується термін
окупності компенсуючих пристроїв і підвищується ефективність
використання електроенергії. Споживачу доцільно встановлювати
компенсуючі пристрої якнайдалі від межі балансового розділу.

69

Рис. 3.1. Однолінійна схема мережі підприємства

Вибір місця приєднання конденсаторних батарей спирається на аналіз
схеми електропостачання. При цьому розглядається декілька способів
компенсації реактивної потужності: централізована, групова, індивідуальна
(рис. 3.2) та комбінована – централізована у поєднанні з груповою чи
індивідуальною.
При великій кількості споживачів індивідуальна компенсація може
виявитися менш ефективною, ніж групова. Індивідуальна компенсація
доцільна у великих електроприймачів із відносно низьким коефіцієнтом
потужності та великим числом годин роботи на рік.

70

Рис. 3.2. Способи компенсації реактивної потужності:
а – централізована за високої напруги; б – централізована за низької напруги;
в – групова; г – індивідуальна; штриховою лінією показані ділянки мережі,
розвантажені від потоків реактивної потужності споживачів

Групова компенсація в порівнянні з індивідуальною має трохи
більший термін окупності, але завдяки застосуванню установок з
автоматичним регулюванням реактивної потужності не вимагає щоденного
обслуговування (ручного включення та відключення) і є кращим варіантом
компенсації.
Розглянемо розподіл потужності батарей конденсаторів на вузлах
навантаження цехової мережі напругою до 1000 В. Для кожної цехової
трансформаторної підстанції розглядається можливість розподілу раніше
знайденої потужності конденсаторів до 1000 В у її мережі.
71

Критерій доцільності такого розподілу - додаткове зниження наведених
витрат з урахуванням технічних можливостей підключення окремих батарей.
Технічні дані конденсаторних батарей приймаються відповідно до даних
заводу-виробника. Отриману величину потужності батарей рекомендується
округлювати до найближчої стандартної потужності комплектних
конденсаторних установок.
Можливі місця встановлення конденсаторних батарей показано на
рис. 3.1 та 3.2. При живленні від одного трансформатора двох і більше
магістральних шинопроводів до кожного з них приєднується тільки по одній
батареї до 1000 В.
Загальна розрахункова потужність батарей розподіляється між
шинопроводами пропорційно до їх сумарного реактивного навантаження. На
одиночному магістральному шинопроводі слід передбачати встановлення не
більше двох близьких за потужністю конденсаторних установок.
Розподіл сумарної потужності конденсаторних батарей проводиться з
урахуванням реактивної потужності, що передається з боку 6/10 кВ,
реактивних навантажень розподільчих шаф 0,38 кВ, структури мережі
(радіальна або магістральна) та активних опорів живильних ліній.
Для кожної цехової трансформаторної підстанції розглядається
можливість розподілу раніше знайденої потужності конденсаторів до 1000 В
у її мережі. Критерій доцільності такого розподілу - додаткове зниження
приведених витрат з урахуванням технічних можливостей підключення
окремих батарей [36-38].
Технічні дані конденсаторних батарей приймаються відповідно до
даних заводу-виготовлювача. Отриману величину потужності батарей
рекомендується округляти до найближчої стандартної потужності
комплектних конденсаторних установок.
При живленні від одного трансформатора двох і більше шинопроводи
до кожного з них приєднується тільки по одній батареї до 1000 В.
72

Загальна розрахункова потужність батарей розподіляється між
шинопроводами пропорційно їх сумарної реактивної навантаженні. На
одиночному магістральному шинопроводі слід передбачати установку не
більше двох близьких по потужності конденсаторних установок.
Розподіл сумарної потужності конденсаторних батарей здійснюється з
урахуванням реактивної потужності, що передається з боку 6/10 кВ,
реактивних навантажень розподільних шаф 0,38 кВ, структури мережі
(радіальна або магістральна) і активних опорів ліній живлення.
Радіальна мережа. У цьому випадку, як правило, від шин 0,4 кВ
трансформаторної підстанції відходять n радіальних ліній з опорами
r1, r2, rn , що живлять n силових шаф з реактивними розрахунковими
n
навантаженнями Qp1, Qp2, , Qpn , , причому Qp =∑Qpi і QБК ≤Qp .
1
Розрахункові значення потужності конденсаторних батарей, що
встановлюються на збірках QБКі з урахуванням переданої потужності з боку
6/10 кВ, визначаються за співвідношенням :

QБКі =Qpi −Qi , ( 3.1)

де Qi – потужність, передана через трансформатор в i-ту радіальну лінію, і
округлюються до найближчого стандартного значення.
Розподіл потужності, переданої через трансформатор, по лініях
радіальної мережі проводиться за виразом:

Q ⋅ r
Q ек
i = , (3.2)
ri

де Qi – шукана потужність i-ой лінії, що передається з боку 6/10 кВ;
73

Q – сумарна потужність розподіляється, отримана в результаті техніко-
економічного розрахунку і передана з боку 6/10 кВ на сторону0,4 кВ;
ri – опір радіальної лінії довжиною li і перетином si , живить вузол
приєднання навантажень;
rек – еквівалентний опір мережі напругою до 1000 В, визначається за
формулою:
1
rек = (3.3)
1 1 1
+ +
r1 r2 rn

де r1, r2, rn – опір ділянок радіальної мережі.
У випадку, якщо сумарна потужність конденсаторних батарей QБК ,
що встановлюються, більша за суму реактивних навантажень усіх
n n
розподільчих пунктів ∑Qpi тобто (QБК >∑Qpi ) і до шин 0,38 кВ також
1 1
підключено реактивне навантаження, тоді до кожного розподільчого пункту
необхідно підключити конденсаторну батарею, потужність якої близька або
дорівнює потужності реактивного навантаження цього РП.
При цьому всі лінії живлення РП розвантажуються від передачі
реактивної потужності з боку 6/10 кВ. Надмірна потужність батарей
приєднується безпосередньо до шин 0,38 В.
Магістральна мережа. Навантаження та конденсаторні установки
приєднуються до відгалужень від магістрального шинопроводу 0,4 кВ.
Відгалуження мають більшу довжину. У цьому випадку розміщення
конденсаторних батарей проводиться з урахуванням опорів відгалужень.
Еквівалентний опір мережі кожної точки відгалуження визначається,
починаючи з кінця шинопроводу, за формулою паралельного з'єднання
опорів
74

R
r 1 ⋅R2
ек = .
R1 +R2

Розподіл потужностей до i відгалуження проводиться за
формулою (3.2).
Якщо відгалуження від магістралі до навантажень невеликий довжини
і втратами у яких можна знехтувати, то конденсаторні батареї слід вибирати
за потужністю близькими навантаженням на відгалуженнях і розміщувати їх,
починаючи з найбільш віддаленого розподільчого пункту.
Живлення магістралі в точці, що знаходиться між її кінцями. У
цьому випадку спочатку необхідно визначити еквівалентний опір кожного
плеча магістралі, потім, розглядаючи їх як радіальні, розподілити
конденсатори між цими плечима, далі слід виконати розподіл на кожному
плечі, як для магістральної лінії, що живиться з одного з її кінців.
Для шинопроводу з рівномірно розподіленим навантаженням
(рис. 3.3) конденсаторна батарея підключається в одній точці шинопроводу.

Рис. 3.3. Шинопровід з рівномірно розподіленим навантаженням

75

Оптимальна відстань точки приєднання батареї до шинопроводу від
трансформатора знаходиться за формулою [36, 37]:

 Q 
Lопт = L0 + 1−
БК
 ⋅L , (3.4)
 2Q 

де QБК – потужність конденсаторної батареї;
Q – сумарна реактивна навантаження шинопровода;
L0 – довжина частини шинопроводу без відгалужень;
L – довжина розподільчої частини шинопроводу.
На одиночному магістральному шинопроводі слід передбачати
установку не більше двох близьких за потужністю конденсаторних
установок. Якщо основні реактивні навантаження приєднані в другій його
половині, слід встановлювати тільки одну батарею напругою до 1000 В.
Точка її підключення визначається умовою:

Q
Q ≥ БК
h ≥Qh+1 , (3.5)
2

де Qh ,Qh+1 – найбільші реактивні навантаження шинопровода перед вузлом
h і після нього (рис. 3.4)
76

Рис. 3.4. Схема підключення низьковольтних конденсаторних батарей до
магістральних шинопроводів:
а – одна конденсаторна батарея; б – дві конденсаторні батареї;
в – два магістральних шинопровода з установкою по одній конденсаторної
батареї

Представлений підхід [44, 45] до розрахунку розподілу потужності
батарей конденсаторів на вузлах навантаження цехової мережі напругою до
1000 В можна представити у вигляді запропонованого алгоритму (рис.3.5).

77

Рис. 3.5. Блок-схема алгоритму розрахунку розподілу потужності
батарей конденсаторів на вузлах навантаження
цехової мережі напругою до 1000 В

78

3.3 Компенсація втрат реактивної потужності трансформаторів ТП
10/0,4 кВ

Завдання оптимізації розміщення КУ являє собою характерну
системну задачу, що передбачає охоплення електричних мереж всіх рівнів
напруги, а також взаємозв'язок процесів КРП з цілим рядом суміжних
завдань, до числа яких відносяться регулювання напруги, підвищення якості
електроенергії, забезпечення надійності роботи електромережевого
комплексу.
Однак незважаючи на те, що найбільш комплексний підхід до
вирішення даного завдання полягає в спільному розгляді електричних мереж
з різними номінальними напругами від електростанцій до окремих
електроприймачів, очевидно, такий підхід практично здійснити неможливо.
Тому неминуче поділ усіх електричних мереж на підсистеми і роздільне
рішення для них задачі оптимізації розміщення.
Оцінимо ефект від встановлення конденсаторних установок для
компенсації втрат реактивної потужності у типових цехових
трансформаторах 10/0,4 кВ.
Схему заміщення відповідної електричної мережі представимо у
вигляді розрахункової схеми, що зображена на рис. 3.5. На вказаної схемі R –
це еквівалентний опір, через який мережа підключена до вузла, Q –
реактивне навантаження мережі, ∆Q – втрата реактивної потужності у
трансформаторах підстанції 10/0,4 кВ.

79

Рис. 3.5. Розрахункова схема електричної мережі мережі
для визначення компенсації втрат реактивної потужності
в трансформаторах підстанції 10/0,4 кВ

При наявності засобів компенсації у вигляді конденсаторних установок
величиною Q зниження втрат активної потужності δP (Qk ) у електричної
k
мережі визначається за співвідношенням

R
δP(Qk ) = (2QQ −Q2 ) (3.6)
2 k k
U
н

Графік функції δP (Qk ) , що відповідає виразу (3.6) наведено на
рис. 3.6.

80

Рис.3.6. Графік функції δP (Qk ) втрат активної потужності

Для наступного аналізу ефективності встановлення конденсаторних
установок введемо величину σ , яка відповідає питому зниженню втрат
активної потужності δP (Qk ) за рахунок установлення батарей потужністю
Q =1квар . Відповідно
k
δP(Q )
σ = k
, Вт / квар (3.7)
Q
k

З графіка рис. 3.6 випливає, що у різних зонах зміни Q
k при різних
значеннях величини Q
k при Ця величина має різне значення в різних зонах
зміни Qk (рис. 3.6).
З цього рисунка видно, що

δP (Q ) δP (Q )
1 k > 2 k (3.8)
Q Q
k k

або σ1 >σ2 .
81

З використання формул (3.6) та (3.7) визначимо величини σ1 та σ2 :
R Q R
σ = (2Q −Q ) ; σ k
2 = (тому що у цьому випадку
1 Q ≈Q ).
k
U2 k
U2
н н
Тоді співвідношення σ1 / σ2 буде мати вигляд

R
(2Q −Q
k )
σ U2 2Q
1 = н = −1. (3.9)
σ2 Q R
k Q
k
U2
н

Визначимо величину σ1 / σ2 для трансформатора, використавши
основні його параметри:
- струм холостого ходу;
- номінальну потужність трансформатора S ,
T
S
- коефіцієнт завантаження трансформатора k = (де S – повне
З
S
T
навантаження;
Q
- sinϕ = .
S
Величина Q запишеться у вигляді:
k

I I S I
Q = ∆Q = хх ⋅S = хх ⋅ = хх Q
⋅ , (3.10)
k T
100 100 kЗ 100 sinϕ⋅kЗ

Тоді отримаємо

σ1 200 ⋅sinϕ⋅k
= З −1 (3.11)
σ2 Iхх

82

Для типових електричних мереж, як правило, k = 0,7 , струм
З
холостого ходу трансформаторів у діапазоні повних потужностей (100–630)
σ
кВ ⋅А дорівнює I = 2% та sinϕ= 0,45 . У цьому випадку 1 , що
хх
σ2
розраховано з використанням наведених значень буде:

σ1 200 ⋅200 ⋅0,7
= −1≈ 32 (3.12)
σ2 0,02

Отже, введена нами величина σ1 питомого зниження втрат активної
потужності δP (Qk ) для інтервалу {Q; Q−∆Q} перевищує величину σ2
аналогічного зниження у інтервалі {∆Q; 0} у 32 рази.
Таким чином, проведені розрахунки показують, що збільшення
величини зниження втрат активної потужності δP (Qk ) при незначних
номінальних потужностях КУ істотно вище, ніж при великих у перерахунку
на один квар встановленої потужності.

Висновки до розділу 3

У результаті досліджень, проведених у розділі 3, отримано наступні
результати.
1. У результаті узагальнення існуючих підходів запропоновано
алгоритм розрахунку розподілу потужності батарей конденсаторів у вузлах
навантаження цехової мережі напругою до 1000 В.
2. Запропоновано методику аналізу ефективності встановлення
конденсаторних установок в електричних мережах. Аналіз здійснюється з
використанням введеної величини відносного зменшення втрат активної
потужності за рахунок збільшення потужності конденсаторних установок
при різних значеннях потужності конденсаторних установок.
83

ВИСНОВКИ

1. Проведено аналіз структури втрат електроенергії в міських
розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ.
2. Розглянуто заходи щодо зниження втрат в розподільних мережах
показано доцільність виконання компенсації реактивної потужності у
розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ.
3. Розглянуто способи виконання компенсації реактивної
потужності у розподільчих мережах 6 - 10 / 0,4 кВ.
4. Показано актуальність та доцільність дослідження методів
впровадження засобів компенсації реактивної потужності на базі
конденсаторних установок у електричних мережах.
5. У результаті узагальнення існуючих підходів запропоновано
алгоритм розрахунку розподілу потужності батарей конденсаторів у вузлах
навантаження цехової мережі напругою до 1000 В.
6. Запропоновано методику аналізу ефективності встановлення
конденсаторних установок в електричних мережах. Аналіз здійснюється з
використанням введеної величини відносного зменшення втрат активної
потужності за рахунок збільшення потужності конденсаторних установок
при різних значеннях потужності конденсаторних установок.
Результати досліджень опубліковано у «Матеріалах II Міжнародної
наукової конференції «Наукові орієнтири: теорія та практика досліджень»
м. Суми, 3 листопада, 2023 р. Секція ХI. Енергетика та енергетичне
машинобудування» та у «Збірнику тез доповідей студентської науково-
практичної конференції ЧДТУ: 18–20 квіт. 2023 р.».

84

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Концепція компенсації реактивної потужності в електричних
мережах споживачів та енергопостачальних компаній / [Б. С. Рогальський, О.
М. Нанака, А. В. Праховник і ін.] // Энергетика и электрификация. – 2005. –
№ 6. – С. 23–30.
2. Омельчук А. О. Щодо балансу реактивної потужності в мережах
живлення в нових нормативних перетоків реактивної потужності в Україні. /
А. О. Омельчук, А. М. Скрипник, В. С. Трондюк // Науковий вісник НУБіП
України. Серія «Техніка та енергетика АПК». – 2011. – № 161. – С. 111–119.
3. Метод впровадження конденсаторних установок в районні
електричні мережі / [А. А. Чаленко, А. О. Демов, О. Д. Демов, Хінді Айман
Тахер] // Энергетика и электрификация. – 2003. – № 2. – С. 35–39.
4. Лежнюк П. Д. Оцінка чутливості втрат потужності в електричних
мережах: моногр. / Лежнюк П. Д., Лесько В. О., 2010. – 120 с.
5. Козирський В.В. Основи електропостачання: підруч. /
Козирський В.В., Волошин С.М., – К.: Компринт, 2021. – 497с.
6. Василега П. О. Електропостачання : підручник / П. О. Василега.
– Суми : Сумський державний університет, 2019. – 521 с.
7. Бурбело М. Й. Стимулювання зменшення втрат в мережах :
монографія / М. Й. Бурбело, Л. М. Мельничук. – Вінниця : УНІВЕРСУМ,
2008.
8. Економічно доцільні обсяги реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації і споживача.
Методика визначення // Промислова електроенергетика та електротехніка.
Промелектро. – 2005. – № 2. – С. 24–29.
9. Норми технологічного проектування енергетичних систем і
електричних мереж 35 кв і вище. Наказ Міністерства енергетики та вугільної
промисловості України 04.08.2014 № 543.
https://zakon.rada.gov.ua/rada/show/v0543732-14#Text.
85

10. А.С. Завербний. Стратегічне планування розвитку української
енергетики: проблеми та перспективи реалізації. Національний університет
"Львівська політехніка". Lviv Polytechnic National University Institutional
Repository http://ena.lp.edu.ua. 397–403.
11. Сулейманов В.М., Кацадзе Т.Л. Електричні системи та мережі.
Частина 1. https://ela.kpi.ua/handle/123456789/39768/
12. Шкрабець Ф.П. Класифікація і структура втрат електроенергії /
Ф.П. Шкрабець, Ю.В. Куваєв, Д.В. Ципленков, П.Ю. Красовський // Вісник
Кременчуцького державного політехнічного університету. – Вип. 3(32). –
2005. – С.122–124.
13. Pavlo Krasovskiy. Operating dynamics of parameters and technical
losses in the components of power supply systems / P. Krasovskiy, D. Tsyplenkov,
O. Nesterova // Energy Efficiency Improvement of Geotechnical Systems. –
London: Taylor & Francis Group, UK, 2013. – P. 113–119.
14. Економічно доцільні обсяги реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації і споживача.
Методика визначення // Промислова електроенергетика та електротехніка.
Промелектро. – 2005. – № 2. – С. 24–29.
15. Бурбело М. Й., Мельничук Л. М. Стимулювання зменшення
втрат в електричних мережах: Монографія. – Вінниця: УНІВЕРСУМ –
Вінниця, 2008. – 110 с.
16. Економічно доцільні обсяги реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації і споживача.
Методика визначення // Промислова електроенергетика та електротехніка.
Промелектро. – 2005. – № 2. – С. 24–29.
17. Рогальський Б.С. Управління енергозбереженням на
промислових підприємствах // Вимірювальна та обчислювальна техніка в
технологічних процесах. – 2000. – №3. – С. 169-172.

86

18. Системи стимулювання енергозбереження і управління ним на
промислових підприємствах / Рогальський Б.С., Бірюков О.О., Мельничук
Л.М., Войтюк Ю.П. // Матеріали доповідей VII Міжнародної конференції
КУСС. – Вінниця – 2003.– С. 159-162.
19. Мельничук Л. Методологія обліку втрат електричної енергії //
Тези доповідей VIIІ Міжнародної конференції КУСС – Вінниця – 2005.– С.
150.
20. Kalambe S, Agnihotri G. Loss minimization techniques used in
distribution network: bibliographical survey. Renewable and sustainable energy
reviews. 2014;29:184‐200.2.
21. Клюєв О.В. Конспект лекцій з дисципліни «Електричні системи
і мережі» для студентів за напрямом 6.050701 “Електротехніка та
електротехнології”/ Укл.: к.т.н., доцент Клюєв О.В. – Дніпродзержинськ:
ДДТУ, 2013, 193 стор.
22. Маляренко В.А. Економія електроенергії і зниження втрат в
електричних мережах./ Щербак І.Є., Колотило І.Д. Энергосбережение .
Энергетика. Энергоаудит. №08 (102) . 2012. С.9 – 14.
https://www.kpi.kharkov.ua/archive.pdf.
23. Лежнюк П.Д. Електроощадні технології в електричних мережах
енергосистем / Любов Наумівна Добровольська, Володимир Володимирович
Кулик, Петро Дем’янович Лежнюк // Під редакцією Лежнюка П.Д. − Луцьк:
ІВВ Луцького НТУ, 2018. − 328 с.
24. Рогальський Б.С., Кузьмінська С.А., Праховнік А.В., Денісенко
М.А., Божко В.М. Ще раз про визначення економічно доцільних обсягів
споживання реактивної енергії // Промислова електроенергетика та
електротехніка. – 2005. – № 3. – С. 6–12.
25. Економічні еквіваленти реактивної потужності. Математичний
та чисельний аналіз. / [О. С. Яндульський, М. Д. Банін, А. М. Боднар, А. В.
Гнатовський] // Промелектро – 2004. – № 1. – 22–33 с.
87

26. Семенюк Н.В. Cтруктурування втрат потужності в електричній
мережі з урахуванням взаємовпливу різних чинників. ЕНЕРГЕТИКА ТА
ЕЛЕКТРОТЕХНІКА Наукові праці ВНТУ, 2014, No 11 с.1–14.
27. Бурбело М. Й., Бірюков О. О., Мельничук Л. М. Системи
електропостачання. Елементи теорії та приклади розрахунків: навч. посіб.
Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
28. Реактивна потужність в електричних мережах: монографія/ І.В.
Жежеленко, Г.Г.Півняк, Г.Г. Трофімов, Ю.А. Папаїка; М-во освіти і науки
України, Нац. техн. ун-т «Дніпровська політехніка». – Дніпро: НТУ «ДП»,
2020. – 72 с.
29. Демов Олександр. Аналіз економічних характеристик
впровадження та використання конденсаторних установок в мережах
промислових підприємств / Демов Олександр, Хінді Айман Тахер, Борис
Володимир // Праці УІІ Міжнар. конф. «Контроль і управління в складних
системах». – Вінниця : УНІВЕРСУМ-Вінниця, 2003. – 174 с.
30. Демов О. Д. Планування електроспоживання промислових
підприємств та управління ним. Монографія / О. Д. Демов. – Вінниця :
УНІВЕРСУМ - Вінниця, 2001. – 103 с.
31. Омельчук А. О. Щодо балансу реактивної потужності в мережах
живлення в нових нормативних перетоків реактивної потужності в Україні. /
А. О. Омельчук, А. М. Скрипник, В. С. Трондюк // Науковий вісник НУБіП
України. Серія «Техніка та енергетика АПК». – 2011. – № 161. – С. 111–119.
32. Гриб О.Г. Електропостачання та електрозбереження : Конспект
лекцій (для студентів денної і заочної форм навчання спеціальності
6.090603–Електротехнічні системи електроспоживання) / О.Г. Гриб ,
О.М.Довгалюк,Д.М. Калюжний, Ю.Г.Куцан, Г.А.Сендерович.–
Харків,ХНАМГ, 2006. –145с.

88

33. Проєктування систем забезпечення споживачів електричною
енергією [Електронний ресурс] : навч. посіб. для студ. спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка», освітніх програм
«Системи забезпечення споживачів електричною енергією» та
«Енергетичний менеджмент та енергоефективні технології» / В. А. Попов, В.
В. Ткаченко, О. С. Ярмолюк ; КПІ ім. Ігоря Сікорського. – Електронні
текстові дані (1 файл: 14,5 Мбайт). – Київ : КПІ ім. Ігоря Сікорського, 2021. –
222 с. https://ela.kpi.ua/bitstream/123456789/44192/1/Proektuvannia.pdf.
34. Харченко В. Ф. Електропостачання міст та промислових
підприємств : конспект лекцій (для студентів усіх форм навчання галузі знань
14 – Електрична інженерія, спеціальності 141 – Електроенергетика,
електротехніка та електромеханіка, професійне спрямування
«Електротехнічні системи електроспоживання») / В. Ф. Харченко, О. А.
Якунін, В. Г. Воропай ; Харків. нац. ун-т міськ. госп-ва ім. О. М. Бекетова. –
Харків : ХНУМГ ім. О. М. Бекетова, 2019. – 238 с.
35. Економічні еквіваленти реактивної потужності. Математичний
та чисельний аналіз. / [О. С. Яндульський, М. Д. Банін, А. М. Боднар, А. В.
Гнатовський] // Промелектро – 2004. – № 1. – 22–33 с.
36. Рудницький В.Г. Внутрішньозаводське електропостачання.
Курсове проектування: Навчальний посібник. – Суми: ВТД «Університетська
книга», 2006. – 153 с.
37. Шестеренко В.Є. Системи електроспоживання та
електропостачання промислових підприємств. Підручник. – Вінниця: Нова
Книга, 2004. – 656 с.
38. Сегеда М. С. Електричні мережі та системи: Навчальний
посібник. / Сегеда М. С. – Львів: Каменяр, 1999. – 296 с.
39. К.Г. Петрова, Кіровоградський національний технічний
університет Порівняльний аналіз типових та реальних добових графіків
електричних навантажень промислових споживачів. Наукові записки КНТУ,
вип.11, ч.І, 2011.
89

40. Демов О. Д. Розрахунок поетапного впровадження
конденсаторних установок в розподільні мережі енергопостачальних
компаній / О. Д. Демов, І. О. Бандура, Ю. А. Григораш // Проблеми і
перспективи енергозбереження комунального господарства і промислових
підприємств : міжнар. наук. сем. : тези допов. – Луцьк, 2010. – С. 65–68.
41. Демов О. Д. Розрахунок поетапного впровадження
конденсаторних установок в розподільні мережі енергопостачальних
компаній при дефіциті коштів/ О. Д. Демов, А. Б. Миндюк, І. О. Бандура //
Новини енергетики. – 2011. – Вип. № 38. – 44 с.
42. Горбачов В. О. Технології моделювання систем. / Горбачов В. О.
–Харків: «Компанія СМІТ», 2005. – 180 с.
43. Демов О. Д. Планування електроспоживання промислових
підприємств та управління ним. Монографія / О. Д. Демов. – Вінниця :
УНІВЕРСУМ-Вінниця, 2001. – 103 с.
44. Самойлик І.О. «Компенсації реактивної потужності в
електричних мережах». Матеріали II Міжнародної наукової конференції
«Наукові орієнтири: теорія та практика досліджень» м. Суми, 3 листопада,
2023 р. Секція ХI. Енергетика та енергетичне машинобудування. /
Міжнародний центр наукових досліджень. — Вінниця: ТОВ «УКРЛОГОС
Груп, 2023. — 196 с. ISBN 978-617-8126-86-5. DOI 10.36074/mcnd-03.11.202.
с. 97 – 100.
45. Самойлик І. О., Ткаченко В. Ф. Оптимізація електричних мереж з
розподіленою генерацією на базі технологій відновлювальної енергетики.
Збірник тез доповідей студентської науково-практичної конференції ЧДТУ:
18–20 квіт. 2023 р. [Електронний ресурс] / [упоряд. : Єгорова О. В., Захарова
О. В., Кисельов В. Б. та ін.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2023. – 255 с.- с.213.

ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets