Новости Электротехники 2(128)-3(129) 2021





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №5(11) 2001

Компенсирующие устройства в сети предприятия расчет эффективности



Евгений Федотов, к.т.н., доцент кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» Самарского государственного технического университета

Приемники и преобразователи электроэнергии, имеющие в конструкции обмотки (электродвигатели, трансформаторы и др.), потребляют не только активную мощность, но и реактивную. При передаче по элементам системы электроснабжения реактивной мощности (РМ), объективно необходимой для преобразования электроэнергии, в них возникают потери активной мощности, за которые расплачивается предприятие-потребитель. Альтернативой дополнительной плате за электроэнергию является установка в сети предприятия источников реактивной мощности (ИРМ). Компенсация реактивных нагрузок в сети потребителя позволяет:
  • снизить плату поставщику за потребленную электроэнергию;
  • уменьшить токовые нагрузки элементов системы электроснабжения (кабельных и воздушных линий, трансформаторов), обеспечив возможность расширения производства;
  • улучшить качество электроэнергии за счет уменьшения отклонений напряжения от номинального значения.
Cинхронные электродвигатели для компенсации реактивных нагрузок
На большинстве промышленных предприятий компенсация реактивных нагрузок может осуществляться за счет перевозбуждения имеющихся синхронных электродвигателей (СД) напряжением 6-10 кВ или путем размещения в сети конденсаторных установок высокого (ВКБ) и низкого (НКБ) напряжения.
Зависимость стоимости годовых потерь электроэнергии в СД ЗС, вызванных генерацией ими РМ QС , является квадратичной функцией:

ЗС = з * QС + з * QС2 , руб./кВт.год, (1)
где з и з — коэффициенты, определяемые параметрами СД и стоимостью электроэнергии.
Из (1) следует, что потери электроэнергии в СД, обусловленные генерацией ими РМ, минимальны при работе двигателей с небольшим потреблением РМ. Рост выработки РМ сопровождается резким ростом потерь электроэнергии, греющих прежде всего ротор СД. Исследования показывают, что использование низко-вольтных СД любой мощности, а также высоковольтных СД мощностью ниже 1600 кВт неэкономично.
Следует заметить, что даже при избыточной РМ мощных высоковольтных СД и генераторов собственных станций, позволяющей соблюсти договорные параметры с поставщиком электроэнергии, предприятие не застраховано от неоправданных потерь последней. Замечание характерно для нефтехимических предприятий, обладающих протяженными сетями напряжением 6 кВ и большим числом маломощных понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ.

Конденсаторные установки — более распространенный источник РМ
Более распространены в качестве ИРМ конденсаторные установки. Мощность конденсатора пропорциональна его емкости и квадрату напряжения, поэтому удельная стоимость ВКБ оказывается примерно вдвое меньшей, чем НКБ. Однако постоянная составляющая затрат для ВКБ оказывается выше за счет большей стоимости подключения к сети. Это обуславливает наличие экономических интервалов применения ВКБ и НКБ (рис.1). Затраты на генерацию РМ Q с помощью ВКБ ЗВ и НКБ ЗН являются линейной функцией мощности:

ЗВ = з + з * QВ ; ЗН = з + з * QН, где з и з — постоянные составляющие затрат, зависящие от стоимости подключения КБ и устройств регулирования мощности, руб./год; з и з — удельные затраты на КБ, зависящие от стоимости КБ, потерь активной мощности в них и от напряжения в узле подключения, руб./квар.год.
Из рис.1 следует, что при необходимости компенсации РМ величиной до QВН следует отдавать предпочтение НКБ, при больших значениях — ВКБ.
Например, для предприятия в Самарской области, работающего в две смены и оплачивающего электроэнергию по двухставочному тарифу (С0 = 3839 из табл. на стр. 14), граничное значение QВН = 560 кВАр. Оно определено для следующих условий:
l сравнивались регулируемые НКБ типа КРМ-0,4 мощностью 150-600 квар и нерегулируемые ВКБ типа КРМ-10 мощностью 450-3150 квар, производимые Санкт-Петербургским предприятием «ПО Элтехника»; l стоимость ячейки для подключения ВКБ принята равной 100000 руб., суммарный коэффициент отчислений от капитальных вложений – 0,2, потери активной мощности для ВКБ-2,5 Вт/кВАр, для НКБ - 4,5 Вт/квар (з=29000; з=41,1; з=0; з=92,9).

Следует отметить, что значение QВН = 560 квар получено без учета размещения ВКБ и НКБ в сети предприятия. Между точками их подключения, как правило, находятся понижающий трансформатор и питающая его линия (рис. 2). В варианте с ВКБ необходимо учитывать затраты, обусловленные дополнительными потерями электроэнергии, вызванными передачей РМ QВ через трансформатор и линию. Функция данных затрат имеет квадратичный характер и зависит от активных сопротивлений трансформатора и линии. Дополнительные затраты увеличивают стоимость варианта с ВКБ (пунктир на рис. 1) и соответственно значение QВН.
Если для условий предыдущего примера принять мощность трансформатора 1000 кВ·А, то дополнительные удельные затраты на передачу РМ составят 0,0422 руб./квар2·год, что делает предпочтительным вариант установки НКБ при любой ее мощности, независимо от параметров линии. В целом задача выбора оптимального варианта размещения ИРМ в сети промышленного предприятия достаточно сложна, и результат ее решения определяется конкретным набором технико-экономических параметров сети и ИРМ, а также стоимостью электроэнергии.

Экономию электроэнергии и срок окупаемости можно рассчитать
Приближенную оценку значений годовой экономии электроэнергии DЭ от установки ИРМ мощностью QКУ и срока его окупаемости ТОК можно получить, используя так называемый экономический эквивалент РМ К, который ориентировочно равен 0,02 при питании генераторным напряжением, а также 0,05, 0,08 или 0,12 при питании через одну, две или три ступени трансформации, соответственно:

DЭ = К * QКУ * T , кВт*ч/год, (2)
ТОК = ККУ /( cср * DЭ ), лет, (3)

где ККУ — стоимость конденсаторной установки в рублях;
cср — из таблицы (для одноставочного тарифа принимается равным c).
Например, для НКБ мощностью 400 квар, стоимостью 160000 рублей для предприятия с одной ступенью трансформации годовая экономия энергии и срок окупаемости составят:

DЭ = 0,05 · 400 · 5000 = 100000 кВт·ч;
ТОК = 160000/(0,77 · 100000)= 2,1 года.

Для того же предприятия, работающего в три смены, срок окупаемости составит 1,2 года.
Более точные значения DЭ и ТОК можно получить при наличии параметров сети выше точки подключения ИРМ и суточных графиков реактивных нагрузок.
Для нашего примера (рис.2) определим дополнительные потери активной мощности DР в трансформаторе и кабельной линии длиной 400 м сечением 50 мм2. Допустим, до установки НКБ трансформатор имел нагрузки Р=700 кВт, Q1=500 квар, S1= 860 кВ·А, коэффициент загрузки КЗ1=0,86.
После установки НКБ Q2=100 квар, S2=707 кВ·А, КЗ2=0,707. Ток трансформатора и линии:
I1=860/(10,5·1,73)=47А,
I2=707/(10,5·1,73)=39А.

Дополнительные потери мощности в кабеле:
DРК=3·RК·(I12-I22)=3·0,248·(472-392)=0,52кВт.

Дополнительные потери мощности в трансформаторе DРТ зависят от его нагрузочных (DРКЗ) потерь:
DРТ=DРКЗ·(КЗ12З22)=10,6 ·(0,862-0,7072)=2,54 кВт.

Суммарные потери мощности:
DР=DРК+DРТ=3,06 кВт.

Экономия электроэнергии за год составит:
DЭ=3,06·5000=15300 кВт·ч.

Увеличение пропускной способности трансформатора и кабеля можно учесть соответствующими долями их стоимости. Для трансформатора ТСЗ ОАО «Урал-электротяжмаш»:
DКТТ(S1-S2)/S1=500000·(860-707)/860=88953 руб.

Для кабеля с длительно допустимым током IД=130А:
DККК·(I1-I2)/IД=62000·(47-39)/130=3815 руб.

Срок окупаемости НКБ:
ТОК =(ККУ-DКТ- DКК)/(cср· DЭ)= (160000-88953-3815)/(0,77·15300) =5,7 года.

Данная оценка дает пессимистичный срок окупаемости, который реально оказывается меньшим за счет:
  • уменьшения потерь электроэнергии в неучтенных элементах сети, например, в трансформаторе ГПП;
  • устранения возможных надбавок к тарифу на электроэнергию за потребление РМ, превышающее договорные значения;
  • улучшения качества электроэнергии (увеличение срока службы ламп, сокращение потерь мощности в асинхронных двигателях и др.);
  • повышения за время окупаемости тарифа на электроэнергию.
Срок окупаемости, полученный по выражениям (2) и (3), можно считать оптимистичным.Применение регулируемых ИРМ не только снижает неоправданные потери электроэнергии за счет устранения перекомпенсации реактивных нагрузок в сети, но и способствует экономичному режиму работы электроприемников.
Местное регулирование напряжения с помощью ИРМ оказывается эффективным только для НКБ, включаемых за большим индуктивным сопротивлением понижающих трансформаторов. Так, для изменения напряжения на один процент от номинального значения необходимо за трансформатором 1000 кВ·А изменить РМ на 180 квар, за трансформатором 1600 кВ·А - 240 квар, за кабельной линией 0,38 кВ длиной 100 м - 240 квар, за кабельной линией 10 кВ длиной 1000 м - 12500 квар. Параметры регулируемой НКБ — количество и мощность ступеней регулирования, мощность нерегулируемой части — определяются суточным графиком потребления РМ.
Таким образом, приведенные инженерные методики помогут энергетикам предприятий оценить в первом приближении эффективность одного из самых распространенных энергосберегающих мероприятий - компенсации реактивной мощности.




Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2022