О необходимости компенсации реактивной мощности

печами и даже высоковольтными линиями электропередач между электроустановкой и источником возникает обмен потоками энергии. Основным параметром каждой электрической машины является потребляемая электрическая мощность.

Электрическая мощность характеризуется 2-мя основными составляющими: активной и реактивной. Активная мощность — именно та, которая расходуется на совершение полезной, в том числе механической работы. Реактивная мощность – та, которая необходима электрическому и электротехнологическому оборудованию для создания электромагнитных и электростатических полей в электрических машинах, аппаратах и устройствах для достижения рабочего режима оборудования и является обязательной и физически необходимой величиной.

Чем больше индуктивная и емкостная нагрузка, тем выше реактивная составляющая мощности.

Почему реактивную составляющую мощности необходимо уменьшать? Рассмотрим наглядный пример:

Для передачи 100 кВт активной мощности в трехфазной сети переменного тока 380V при cos (φ)=1 необходим ток значением 152А (100кВт=380В ∙ 152А ∙cos (φ) ∙ √3) . Передача той же активной мощности при коэффициенте cos(φ) = 0,7 требует повышения величины тока до 217А!!!

Соответственно, все оборудование питания сети, передачи и распределения энергии должно быть рассчитано на большие нагрузки. В результате повышенных нагрузок срок эксплуатации оборудования сокращается. Кроме того, повышенный ток вызывает дополнительную теплоотдачу в кабелях и других распределительных устройствах, в трансформаторах и генераторах и т.п.

Что такое cos(φ)?

Cos(φ) или коэффициент мощности (КМ) потребителя определяется как отношение потребляемой активной мощности (P) к полной (S), действительно взятой из сети, т.е. cos(φ) = P/S. Этим коэффициентом принято характеризовать уровень реактивной мощности двигателей, генераторов и сети предприятия в целом. Чем ближе значение cos(φ) к единице, тем меньше реактивной мощности, тем меньше потери мощности, не увеличивается ток сети, нет тепловых дополнительных потерь, и время эксплуатации оборудования не увеличивается. Решение проблемы возможно за счет понижения величины реактивной мощности при сохранении рабочих режимов оборудования.

Основное влияние на величину реактивной мощности в электрических сетях оказывают характеристики электроустановок, присоединенных к электрическим сетям энергосистемы. Получается, что энергокомпания несет убытки и риски, возникающие по причине потребителя. Разграничение зон ответственности за реактивную составляющую мощности между распределительной сетевой компанией и потребителем — пожалуй, самая сложная задача в процессе управления реактивной мощностью.

С появлением автоматических установок компенсации реактивной мощности (УКРМ), регулируемых в зависимости от нагрузки для улучшения cos(φ), стал разрешимым вопрос полного соответствия данных устройств требованиям распределительных сетей среднего от 6 до 35 кВ и низкого 0,4 кВ напряжений.

В настоящее время идёт процесс замещения синхронных компенсаторов и старых, как правило нерегулируемых статических компенсаторов и просто батарей емкостей новыми УКРМ. В среднем по стране 80 % батарей емкостей в промышленности старше 30лет и подлежат замене из-за физического износа. Объемы применения будут расти пропорционально росту тарифов за электроэнергию.

Сектор 0,4 кВ.(380 В) представляется самым обширным. Существующие отечественные производители не перекрывают растущего объема рынка. Кроме того, еще не освоили всех премудростей и тонкостей современной технологии. Представляется наиболее перспективным изготовление УКРМ с применением смешанных импортных и российских комплектующих.

Типовая конструкция УКРМ (0,4кВ):

• косинусные конденсаторы (силовые конденсаторы, предназначенные для компенсации индуктивной составляющей нагрузки) – см. фото.
• контроллер конденсаторной установки (он крепится обычно к двери установки – см. фото) автоматически определяет (с помощью датчика тока) ток в сети и напряжение, и рассчитывает реактивную мощность (РМ) сети.
• Конденсаторные контакторы, с их помощь контроллер коммутирует требуемое количество конденсаторов.

Примерная продажная стоимость стандартных конденсаторных установок (От 10 до 500 кВАр) пользующихся спросом:

50 – 600 т.руб.* (при сборке в России на основе западных комплектующих);

150 – 2,500 т.руб. (европейских марок).

Правильная компенсация реактивной мощности позволяет:

• снизить общие расходы на электроэнергию;
• уменьшить нагрузку элементов распределительной сети (подводящих линий, трансформаторов и распределительных устройств), тем самым продлевая их срок службы;
• снизить тепловые потери тока и расходы на электроэнергию;
• снизить влияние высших гармоник;
• подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз;
• добиться большей надежности и экономичности распределительных сетей.

• исключить генерацию реактивной энергии в сеть в часы минимальной нагрузки;
• снизить расходы на ремонт и обновление парка электрооборудования;
• увеличить пропускную способность системы электроснабжения потребителя, что позволит подключить дополнительные нагрузки без увеличения стоимости сетей

Применение установок компенсации реактивной мощности необходимо на предприятиях, использующих:

• Асинхронные двигатели (cos(φ) ~ 0.7)
• Выпрямительные электролизные установки (cos(φ) ~ 0.6)
• Электродуговые печи (cos(φ) ~ 0.6)
• Индукционные печи (cos(φ) ~ 0.2-0.6)
• Водяные насосы (cos(φ) ~ 0.8)
• Компрессоры (cos(φ) ~ 0.7)
• Машины, станки (cos(φ) ~ 0.5)
• Сварочные трансформаторы (cos(φ) ~ 0.4)
• Лампы дневного света (cos(φ) ~ 0.5-0.6)

Применение установок компенсации реактивной мощности эффективно в следующих отраслях и производствах:

• Мясоперерабатывающее (cos(φ) ~ 0.6-0.7)
• Хлебопекарное (cos(φ) ~ 0.6-0.7)
• Лесопильное (cos(φ) ~ 0.55-0.65)
• Молочное (cos(φ) ~ 0.6-0.8)
• Механообрабатывающее (cos(φ) ~ 0.5-0.6)
• Авторемонтное (cos(φ) ~ 0.7-0.8)
• Пивоваренное (cos(φ) ~ 0.6)
• Цементное (cos(φ) ~ 0.7)
• Деревообрабатывающее (cos(φ) ~ 0.6)
• Горно-обогатительное (cos(φ) ~ 0.6)
• Сталелитейное (cos(φ) ~ 0.6)
• Табачное (cos(φ) ~ 0.8)
• Портовое хозяйство (cos(φ) ~ 0.5)

Экономия электроэнергии и срок окупаемости конденсаторных установок компенсации реактивной мощности (УКРМ)

Приближенную оценку значений годовой экономии электроэнергии ΔЭ при

использовании УКРМ мощностью Q_КУ и срока его окупаемости Т_ОК можно получить,

используя так называемый экономический эквивалент реактивной мощности 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:

ΔЭ = К * Q_КУ * T , кВт*ч/год, (2)

Т_{ОК прибл} = К_КУ /( Сср * ΔЭ ), лет, (3)

где

К_КУ — стоимость конденсаторной установки в рублях;

Сср — величина среднего тарифа для Москвы (для двуставочного тарифа)

Например, для низковольтных конденсаторных установок мощностью 400 квар, стоимостью

160000 рублей для предприятия с одной ступенью трансформации годовая

экономия энергии и срок окупаемости составят:

ΔЭ = 0,05 · 400 · 5000 = 100000 кВт·ч;

Т_ОК = 240000/(2,0 · 100000)= 1,2 года.

Более точные значения ΔЭ и Т_ОК можно получить при наличии параметров сети выше точки

подключения УКРМ и суточных графиков реактивных нагрузок.

Для примера определим дополнительные потери активной мощности ΔР в трансформаторе и кабельной

линии длиной 400 м сечением 50 мм2.

Допустим, до установки низковольтных конденсаторных банок трансформатор имел нагрузки

Р=700 кВт,

Q1=500 квар,

S1= 860 кВ·А,

коэффициент загрузки К_З1=0,86.

После установки

Q2=100 квар,

S2=707 кВ·А,

К_З2=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:

ΔР_К=3·R_К·(I₁²— I₂²)=3·0,248·(472-392)=0,52кВт.

Дополнительные потери мощности в трансформаторе ΔРт зависят от его нагрузочных (ΔР_Кз) потерь:

ΔР_Т= ΔР_КЗ ·(К_З1²— К_З2²)=10,6 ·(0,862-0,7072)=2,54 кВт.

Суммарные потери мощности:

ΔР = ΔР_К+ ΔР_Т =3,06 кВт.

Экономия электроэнергии за год составит:

ΔЭ=3,06·5000=15300 кВт·ч.

Увеличение пропускной способности трансформатора и кабеля можно

учесть соответствующими долями их стоимости.

Для трансформатора ТСЗ:

ΔК_Т=К_Т(S₁— S₂)/ S₁=500000·(860-707)/860=88953 руб.

Для кабеля с длительно допустимым током I_Д=130А:

ΔК_К=К_К(I₁— I₂)/ I₁=62000·(47-39)/130=3815 руб.

Срок окупаемости низковольтных конденсаторных банок:

Т_ОК1 =(К_КУ— ΔК_Т — ΔК_К)/(С_ср· ΔЭ)= (240000-88953-3815)/(2,0·15300) =4,8 года.

Соответственно При тарифе на энергию 3,05 р/кВт.час

(однотарифный, одноставочный «средней жесткости» (2010 год Москва))

Т_ОК2 =Т_ОК1 х 2/3,05= 3,14 года.

Соответственно по усредненному критерию (теоретический и практический расчет)

можно получить средний срок окупаемости:

Т _{ОК ср} =(Т_{ОК прибл} + Т_ОК2 )/2= (1,2+3,14)/2=2,17года.

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 реактивной мощности,

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.

Так приведем пример расчета в сопоставимых единицах :

Приводим стоимость установки из рублей к кВт.ч.

1. Приобретена установка УКРМ-200-400, 200 кВАр,400 В. Стоимость 100 тысяч. рублей.
2. Одноставочный тариф для Москвы (2010год) -3,05 руб,00к./кВт.ч
3. Переводим стоимость руб. в кВт.ч . 100 000/3,05= 32 787кВт.ч(стоимостных)
4. Средневзвешенный коэффициент экономии активной энергии -10%,(не считая перечисленных выше улучшающих факторов без оплаты за реактивный счетчик энергии) 10 кВт экономии на 100 кВАр применения.

Получим ежечасная экономия: 200х10/100=3 279х200= 20 кВт = 20 кВт. х ч/ч (стоимостных)

5. Потери и собственное потребление установки на производство компенсируемой мощности не более 10 Вт на 1000 Вар т. е. не превышают 1 %. С учетом к.п.д. примем 5%.

C учетом потерь стоимость установки 32 787х 100/(95)=34512 кВт.ч (стоимостных).

6 Экономия в год При использовании установки 8 часов 300 дней в году: 20 х8х300=48 000 кВт.ч (стоимостных).

7 Окупаемость 34 512/48 000= 0,72 года =0,72х12=8,5 месяцев.