Об утверждении Инструкции по расчёту компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий



ИНСПЕКЦИЯ ПО ГОСУДАРСТВЕННОМУ ГАЗОВОМУ

НАДЗОРУ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ РЕСПУБЛИКИ КРЫМ

ПРИКАЗ

  04.02.2015 года

г.Симферополь

№  29

Об утверждении Инструкции по  расчёту компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий

В соответствии с Федеральным законом от 23 ноября 2009 года №261-ФЗ              «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», Законом Республики Крым от 28 января 2015 года №77-ЗРК/2015 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности в Республике Крым», постановлением Совета министров Республики Крым от 27 июня 2014 года № 174 «Об утверждении Положения об Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым», постановлением Совета министров Республики Крым от 11 сентября 2014 года № 325 «Об утверждении Порядка осуществления регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым», -

             

1. Утвердить «Инструкцию по расчёту компенсации реактивной мощности
в электрических сетях промышленных предприятий» (прилагается).

2. Опубликовать на официальном сайте Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым «Инструкцию по расчёту компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий».

3. Обеспечить использование указанной «Инструкции по расчёту компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий» при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым, а также при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым.

4. Контроль исполнения настоящего приказа оставляю за собой.

             

УТВЕРЖДЕНО

приказом Инспекции по государственному газовому

надзору и энергосбережению

Республики Крым

от   04.02.2015  года № 29

ИНСТРУКЦИЯ
по расчёту компенсации реактивной мощности  в электрических сетях  промышленных предприятий

Введение.

Элементы  систем электроснабжения и электроприемники переменного тока,  обладающие  индуктивностью, наряду с активной мощностью потребляют  и  реактивную мощность (далее - РМ). Активная мощность, генерируемая  электростанциями,  способна совершать работу и преобразовываться в механическую, тепловую, световую и химическую энергию. Эта мощность обусловлена преобразованием энергии первичного двигателя, полученной от природного источника, в электроэнергию. РМ не требует для своего производства затрат каких-либо видов энергии, не преобразовывается в другие виды мощности, не совершает работу. Она обусловлена  наличием  реактивных  элементов,  обладающих ёмкостью и индуктивностью и способных накапливать и отдавать электромагнитную энергию.

Несмотря на специфические особенности, в электроэнергетике РМ придают такой же смысл, что и активной мощности.  Для  нее приняты такие же понятия: потребление, генерирование, передача, потери и баланс мощности. При этом считается, что если ток отстает по фазе от приложенного к рассматриваемому элементу напряжения (индуктивный характер нагрузки), то РМ потребляется данным элементом и имеет положительный знак. В случае, когда ток опережает  напряжение (емкостный характер нагрузки), РМ генерируется и имеет отрицательное значение.

Реактивная мощность генерируется генераторами электростанций, линиями электропередачи, синхронными компенсаторами и синхронными электродвигателями, батареями статических конденсаторов, статическими источниками РМ и т.д.

Концентрация производства РМ во многих случаях не является эффективной, так как ее передача по электрическим сетям снижает пропускную  способность линий и трансформаторов по активной мощности и вызывает дополнительные потери активной мощности и напряжения.

При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения стремятся снизить потребляемую РМ промышленными предприятиями до оптимального значения. С этой целью осуществляется компенсация РМ, под которой понимается установка местных источников РМ, благодаря чему повышается пропускная способность элементов систем электроснабжения, снижаются потери мощности и энергии, повышаются уровни напряжения.

Вид, мощность, размещение и режим работы источников РМ должны обосновываться соответствующими технико-экономическими расчетами.

1. Область применения.

Инструкция по расчёту компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий (далее – Инструкция) распространяется на всех юридических лиц независимо от их организационно-правовых форм и индивидуальных предпринимателей,, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием ТЭР.

2. Нормативные ссылки

- ГОСТ 31532-2012 Энергосбережение. Энергоэффективность. Состав показателей. Общие положения;

- ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения;

- Прейскурант № 09-01 «Тарифы на электрическую и тепловую энергию»;

- ГОСТ 31607-2012 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения;

- ГОСТ Р 53905-2010 Энергосбережение. Термины и определения.

3. Термины и сокращения:

РМ СД - Реактивная мощность синхронного двигателя

СД         - Синхронные двигатели

БНК     - Батареи низковольтных конденсаторов

БВК      - Батареи  высоковольтных  конденсаторов  

МШ      - Магистральные шинопроводы

4. Общие положения.

Данная Инструкция определяет порядок определения объемов неэффективного использования ТЭР во всех организациях независимо от их организационно-правовых форм, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями ТЭР или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием ТЭР.

Целью применения Инструкции является:

- выполнение расчетов потерь и резервов экономии ТЭР при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым и нормативных правовых актов Российской Федерации и Республики Крым (далее - контролирующие органы), при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым, а также при разработке программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, организациями с участием государства или муниципального образования Республики Крым;

- ориентация управленческой, научно-технической и хозяйственной деятельности организаций на эффективное использование и экономию ТЭР;

- контроль выполнения требований нормативных документов по поддержанию и повышению технического уровня энергоэффективности оборудования и систем энергоснабжения.

При установлении контролирующими органами фактов расточительного, нерационального, неэффективного расходования ТЭР лицами, указанными
в п.1 Инструкции, произведенных расчетов на основании данной Инструкции, влечет за собой ответственность, установленную законодательством Российской Федерации и Республики Крым.

5. Определение мощности батарей конденсаторов, устанавливаемых в сети до 1 кВ.

Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число, необходимое для питания расчетной активной нагрузки, по выражению

,                                                                                                  (1)

где Ррн – расчетная активная нагрузка на напряжении до 1 кВ данной группы трансформаторов;

βТ – коэффициент  загрузки  трансформаторов, определяемый  в зависимости от категории электроприемников по надежности электроснабжения;

ST – номинальная мощность цеховых трансформаторов, принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки.

Полученная по формуле (1) величина округляется до ближайшего большего целого числа.

Наибольшее значение РМ, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1 кВ при коэффициенте загрузки трансформаторов βТ≤0,9 определяется по следующим выражениям:

,                                                                      (2)

для масляных трансформаторов;

.                                                                       (3)

для сухих трансформаторов.

Отметим, что коэффициенты 1,1 и 1,05 учитывают допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в течение одной смены при коэффициенте сменности по энергоиспользованию  менее 0,9.

Суммарная мощность БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов

,                                                                                                  (4)

где Qрн – расчетная реактивная нагрузка до 1 кВ рассматриваемой группы трансформаторов.

Если Qнк1<0, то следует принять Qнк1=0.

Величина  Qнк1 распределяется между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираются стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1 кВ каждого трансформатора (табл.1).

Таблица 1

Основные технические характеристики низковольтных комплектных конденсаторных установок

Тип

Номинальная мощность, квар

Мощность ступени регулирования, квар

Число ступеней, шт

1

2

3

4

УКМ58-0,4-100-331/3УЗ

100

331/3

3

УКМ58-0,4-200-331/3УЗ

200

331/3

6

УКМ58-0,4-268-67УЗ

268

67

4

УКМ58-0,4-402-67УЗ

402

67

6

УКМ58-0,4-536-67УЗ

536

67

8

УКБН-0,38-100-50УЗ

100

50

2

УКБТ-0,38-150-УЗ

150

150

1

УКТ-0,38-150УЗ

150

150

1

УКБ-0,38-150EP

150

–

–

УКБН-0,38-200-50УЗ

200

50

4

УКЛН-0,38-300-150УЗ

300

150

2

УКЛН-0,38-450-150УЗ

450

150

3

УКЛН-0,38-600-150УЗ

600

150

4

АКУ 0,4-100-10УЗ

100

10

10

АКУ 0,4-100-25УЗ

100

25

4

АКУ 0,4-125-25УЗ

125

25

5

АКУ 0,4-150-10УЗ

150

10

15

АКУ 0,4-150-25УЗ

150

25

6

АКУ 0,4-175-25УЗ

175

25

7

АКУ 0,4-200-20УЗ

200

20

10

АКУ 0,4-200-25УЗ

200

25

8

АКУ 0,4-220-20УЗ

220

20

11

АКУ 0,4-225-25УЗ

225

25

9

АКУ 0,4-240-20УЗ

240

20

12

АКУ  0,4-240-25УЗ

250

25

10

АКУ 0,4-260-20УЗ

260

20

13

АКУ 0,4-260-25УЗ

275

25

11

АКУ 0,4-280-20УЗ

280

20

14

АКУ 0,4-300-20УЗ

300

20

15

АКУ 0,4-300-25УЗ

300

25

12

АКУ 0,4-325-25УЗ

325

25

13

АКУ 0,4—330-15УЗ

330

15

22

АКУ 0,4-350-25УЗ

350

25

14

АКУ 0,4-375-25УЗ

375

25

15

АКУ 0,4-380-20УЗ

380

20

19

АКУ 0,4-400-20УЗ

400

20

20

АКУ 0,4-400-25УЗ

400

25

16

АКУ 0,4-420-20УЗ

420

20

21

АКУ 0,4-4225-25УЗ

425

25

17

Автоматизированные конденсаторные установки настенного исполнения

АКУ 0,4-50-10УЗ

50

10

5

АКУ 0,4-50-12,5УЗ

50

12,5

4

АКУ 0,4-75-12,5УЗ

75

12,5

6

АКУ 0,4-100-25УЗ

100

100

4

6. Определение реактивной мощности, генерируемой синхронными двигателями

Каждая группа высоковольтных СД в зависимости от номинальной  мощности  и частоты вращения ротора рассматривается индивидуально в целях использования их для компенсации реактивной мощности. Располагаемая реактивная мощность СД, имеющих  РДН>2500 кВт или n>1000 мин-1 (независимо от величины РДН), используется для компенсации РМ во всех случаях без обосновывающих расчетов. 

Величина РМ, генерируемой этими группами СД,

,                                                                        (5)

Использование для компенсации РМ СД, имеющих Рдн≤2500 кВт и n≤1000мин-1, должно быть технико-экономически  обосновано.

Для этого необходимо найти соотношение удельной стоимости потребления РМ и энергии из энергосистемы, не превышающей экономического значения, и удельной стоимости потерь активной мощности при генерировании РМ в СД и конденсаторных установках.

Удельная стоимость экономического потребления РМ и энергии при наличии на предприятии приборов учета максимальной РМ вычисляется по выражению

,                                                                        (6)

а при отсутствии таких приборов – по выражению

,                                                                                                    (7)

где c1 – плата за 1кВАр потребляемой РМ;  c1=l,2 руб./(кВАр·год);

d1 – плата за 1 кВАр⋅ч потребляемой реактивной энергии, принимаемая  равной 0,03 коп./кВАр·ч  при  расчетах по выражению (6) и 0,08 коп./кВАр ч – по выражению (7);

ТMQЭ – годовое число часов использования максимальной РМ при потреблении, не превышающем экономического значения;

K1 – коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки.

Величина K1 может быть принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию КW (по сравнению со значениями основной ставки а=x руб./(кВт·год) и дополнительной ставки  b=x коп./(кВт·ч), где x (руб.) – величины ставки, установленными прейскурантом № 09-01, введенным в действие с 01.01.1991г.) и постановлением Правительства Российской Федерации
от 26 февраля 2004 года №109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации», который определяется по формуле,

,                                                                                    (8)

где Kw1 и Kw2 – коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставок тарифа на электроэнергию (определяются делением действующих ставок тарифа на 60 и 1.8∙10-2 соответственно);

TM  –  число часов использования максимальной нагрузки предприятия.

Величина ТMQЭ определяется в зависимости от соотношения степени  компенсации  ψ и отношения натуральной минимальной нагрузки к натуральной  максимальной нагрузке Км по следующим выражениям:

при ψ ≤Км                                                                             (9)

при ψ >Км       ,                                                                                    (10)

где ТГ – годовой фонд рабочего времени.

Величина ψ может быть принята для подстанций с первичным напряжением 35, 110, 220, 500 кВ равной соответственно 0,7; 0,6; 0,5; 0,25, а при питании от шин генераторного напряжения – 0,25.

Значение Км принимается для 1-, 2-, 3 -сменной  и непрерывной работы (HP) равным соответственно 0,9; 0,8; 0,7; 0,8.

Годовой фонд рабочего времени ТГ для 1-, 2-, 3- сменной и непрерывной работы соответственно равен 2000, 4000, 6000, 8500 ч.

Величины ТMQЭ для указанных выше значений Тг, Км и ψ приведены в табл. 2.

Таблица 2

Годовое число часов использования максимальной  реактивной мощности

Число смен

Тг,ч

Км

ТMQЭ, ч, при значениях ψ

0,25

0,5

0,6

0,7

1

2000

0,9

1867

1800

1750

1667

2

4000

0,8

3467

3200

3000

2667

3

6000

0,7

4800

4200

3750

3000

НР

8500

0,8

7367

6800

6375

5667

Удельная стоимость потерь активной мощности в СД и компенсирующих устройствах

,                                                          (11)

Целесообразность использования СД для компенсации РМ при одновременном потреблении РМ из энергосистемы, не превышающем экономическое значение, определяется соотношением

,                                                                                                    (12)

Используя R, по специальным таблицам находят оптимальные коэффициенты загрузки СД по РМ α. Например, в табл. 3 и 4 для  α = 0,2; 0,6; 1; 1,2 приведены минимальные значения R, при которых применение РМ СД экономически целесообразно по сравнению с потреблением из энергосистемы. При значении R, находящемся в интервале между приведенными в таблице 3 и 4 значениями, величина α определяется линейной интерполяцией. При значениях R, меньших, чем указаны в таблице 3 и 4 для α=0,2, использование генерируемой СД РМ экономически нецелесообразно.

Суммарная величина РМ, генерируемая СД, имеющими Рдн≤2500 кВт и n≤1000мин-1, определяется по формуле

,                                                                                                    (13)

РМ СД, которую экономически целесообразно использовать для компенсации реактивной мощности при одновременном оптимальном потреблении РМ из энергосистемы, вычисляется по выражению

,                                                                                                  (14)

Отметим, что СД, которые нецелесообразно применять для компенсации РМ, должны работать с cosφ=1.

Таблица 3

Синхронные электродвигатели 6 кВ

Частота вращения, мин-1

α

Минимальное значение R при номинальной мощности СД, кВт

320

400

500

630

800

1000

1250

1600

2000

2500

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

100

0,2

–

–

–

–

0,03

0,03

0,03

0,025

0,02

0,015

0,6

–

–

–

–

0,04

0,04

0,04

0,035

0,03

0,025

1,0

–

–

–

–

0,05

0,05

0,05

0,04

0,035

0,035

1,2

–

–

–

–

0,055

0,055

0,055

0,045

0,04

0,04

150

0,2

0,04

0,03

0,03

–

–

–

–

–

–

–

0,6

0,055

0,045

0,04

–

–

–

–

–

–

–

1,0

0,08

0,06

0,05

–

–

–

–

–

–

–

1,2

0,08

0,065

0,06

–

–

–

–

–

–

–

167

0,2

0,04

0,035

0,03

0,03

0,025

–

–

–

–

–

0,6

0,05

0,045

0,04

0,04

0,035

–

–

–

–

–

1,0

0,065

0,055

0,05

0,05

0,045

–

–

–

–

–

1,2

0,065

0,06

0,055

0,055

0,05

–

–

–

–

–

187

0,2

0,035

0,03

0,025

0,02

0,02

0,02

0,02

–

–

–

0,6

0,045

0,035

0,035

0,03

0,03

0,03

0,025

–

–

–

1,0

0,06

0,055

0,05

0,045

0,045

0,04

0,03

–

–

–

1,2

0,065

0,06

0,055

0,05

0,05

0,045

0,035

–

–

–

250

0,2

0,035

0,03

0,025

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

–

–

0,6

0,045

0,04

0,03

0,03

0,03

0,025

0,025

0,025

0,02

–

1,0

0,06

0,05

0,04

0,035

0,035

0,035

0,030,03

0,03

0,025

0,02

1,2

0,065

0,055

0,045

0,04

0,04

0,03

0,03

0,03

0,0

0,02

300

0,2

0,035

0,03

0,025

0,025

0,025

0,025

0,02

–

–

–

0,6

0,045

0,04

0,035

0,03

0,03

0,03

0,025

0,02

–

–

1,0

0,06

0,05

0,045

0,04

0,035

0,035

0,03

0,025

0,02

–

1,2

0,065

0,06

0,05

0,045

0,04

0,04

0,035

0,03

0,025

0,02

375

0,2

0,035

0,03

0,025

0,02

0,02

0,02

–

–

–

–

0,6

0,045

0,04

0,035

0,025

0,025

0,025

0,02

0,02

–

–

1,0

0,055

0,045

0,04

0,03

0,03

0,03

0,025

0,025

0,02

–

1,2

0,06

0,055

0,045

0,035

0,035

0,035

0,03

0,03

0,025

0,02

500

0,2

–

0,02

0,02

0,02

0,02

–

–

–

–

–

0,6

–

0,025

0,025

0,025

0,025

0,02

0,02

–

–

–

1,0

–

0,035

0,035

0,03

0,03

0,025

0,025

0,02

–

–

1,2

–

0,04

0,04

0,035

0,035

0,03

0,028

0,025

0,02

–

600

0,2

–

–

–

0,02

–

–

–

–

–

–

0,6

–

–

–

0,025

0,02

0,02

0,02

–

–

–

1,0

–

–

–

0,03

0,025

0,025

0,025

0,02

–

–

1,2

–

–

–

0,035

0,03

0,03

0,028

0,025

0,02

–

750

0,2

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

0,6

–

–

–

–

0,02

–

–

–

–

–

1,0

–

–

–

–

0,025

0,02

–

–

–

–

1,2

–

–

–

–

0,025

0,025

0,02

–

–

–

1000

0,2

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

0,6

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,0

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,2

–

–

–

–

0,02

–

–

–

–

–

Таблица 4

Синхронные электродвигатели 10 кВ

Частота вращения, мин-1

α

Минимальное значение R при номинальной мощности СД, кВт

1250

1600

2000

2500

1

2

3

4

5

6

250

0,2

0,016

–

–

–

0,6

0,025

–

–

–

1,0

0,03

0,02

–

–

1,2

0,035

0,025

0,02

–

300

0,2

0,015

0,015

–

–

0,6

0,025

0,025

0,02

–

1,0

0,03

0,03

0,025

0,02

1,2

0,035

0,035

0,03

0,023

375

0,2

0,015

–

–

–

0,6

0,025

0,02

0,02

0,02

1,0

0,03

0,027

0,025

0,022

1,2

0,035

0,03

0,028

0,025

500

0,2

0,015

–

–

–

0,6

0,025

0,02

–

–

1,0

0,03

0,027

0,02

–

1,2

0,035

0,03

0,022

0,02

600

0,2

–

–

–

–

0,6

–

–

–

–

1,0

0,02

0,02

0,02

–

1,2

0,025

0,025

0,022

0,02

750

0,2

–

–

–

–

0,6

–

–

–

–

1,0

0,02

0,02

0,02

–

1,2

0,025

0,025

0,022

0,02

1000

0,2

–

–

–

–

0,6

0,017

–

–

–

1,0

0,022

0,02

–

–

1,2

0,025

0,022

0,018

–

7. Расчет экономического значения реактивной мощности, потребляемой из сети энергосистемы

Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из сети энергосистемы, определяется по выражению

,                                                                                                   (15)

где – математическое ожидание расчетной активной нагрузки потребителя на границе балансового разграничения с энергосистемой;

tgφэ – максимальное значение экономического коэффициента РМ.

Математическое ожидание расчетной активной и реактивной нагрузки потребителя:

,                                                                                                  (16)

,                                                                                                  (17)

где Рр и Qр – расчетная активная и реактивная мощность предприятия (с учетом потерь в трансформаторах);

ko – коэффициент приведения расчетной нагрузки к математическому ожиданию, ko=0,9. 

В расчетах компенсации значение экономического коэффициента РМ определяется [5] по выражению

,                                                                                                  (18)

где dmax – отношение потребления энергии предприятием в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале наибольшей нагрузки предприятия (при отсутствии таких сведений принимают dmax=l);

α – основная  ставка действующего тарифа на активную мощность, руб.(кВт·год);

b – дополнительная ставка действующего тарифа на активную электроэнергию, коп./кВт·ч;

tgφб – базовый коэффициент РМ, принимаемый равным 0,25; 0,3 и 0,4 для сетей 6÷20 кВ, присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжением соответственно 35, 110 и 220÷330 кВ [5].

Если в результате расчета по формуле (18) окажется, что tgφЭ>0,6, его значение принимают равным 0,6. Для шин 6÷20 кВ понижающих подстанций с напряжением 500 кВ и выше и шин генераторного напряжения tgφЭ = 0,6. Для потребителей, питающихся от сети до 1 кВ энергоснабжающей организации, принимается tgφЭ=0,15 [4].

8. Анализ баланса реактивной мощности на границе балансовой принадлежности электрической  сети

Разграничение системы электроснабжения промышленного предприятия и энергосистемы по балансовой принадлежности производится, как правило, на уровне шин 6,3 – 10,5 кВ питающей подстанции. Для данного уровня вычисляется величина 

,                                                                      (19)

Если ∆Q′<0, то рекомендуется уменьшить Qэ до обеспечения условия ∆Q′=0.

На этом расчет компенсации РМ заканчивается.

При установке в узле нагрузки большого числа СД, генерирующих РМ, численно превосходящую расчетную реактивную нагрузку остальных электроприемников,

,                                                                                    (20)

В этом случае в целях ограничения выдачи РМ в сеть энергосистемы рекомендуется предусмотреть работу СД со значением cosφ близким к единице. Технический предел генерирования РМ в сеть энергосистемы в часы малых нагрузок определяется [5] по формуле  tgφг=0,1.

При ∆Q′>0 должна быть рассмотрена возможность получения недостающей РМ следующими способами:

1) дополнительным генерированием РМ СД мощностью до 2500 кВт и частотой оборотов до 1000 мин-1, если их располагаемая РМ использована не полностью при определении   Qд2 (α<1,2);

2) дополнительной установкой БНК (сверх Qнк1);

3) установкой БВК  в узлах нагрузки 6÷10 кВ (для предприятий с непрерывным режимом работы);

4) дополнительным потреблением РМ из энергосистемы, превышающим экономическое значение.

Перечисленные способы получения РМ рассматриваются  взаимосвязано.

9. Определение целесообразности более полного использования реактивной мощности синхронных двигателей

Целесообразность более полного использования РМ СД рассматривается для двигателей, имеющих Рдн≤2500 кВт и n≤1000 мин-1. При этом для 1-, 2- и 3-сменных предприятий затраты на генерирование РМ СД сопоставляются с затратами при потреблении РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение, и генерировании РМ установками БНК. С этой целью определяются соотношения

и ,                                                                                       (21)

где СQП – удельная стоимость потребления РМ и энергии, превышающего экономическое значение, руб./(кВАр·год);

ЗНК – удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК, руб./кВАр. 

Для предприятий с непрерывным режимом работы затраты на генерирование РМ СД сопоставляются с величиной СQП и затратами при генерировании РМ установками БВК:

и ,                                                                                                    (22)

где ЗВК – удельные затраты на компенсацию РМ установками БВК, руб./кВАр.

При наличии на предприятии приборов учета максимальной РМ удельная стоимость потребления дополнительной РМ и энергии [5] определяется по формуле

,                                                        (23)

а при их отсутствии –

,                                                                      (24)

где С2 – плата за 1 кВАр потребляемой РМ, превышающей экономическое значение, С2=3,6 руб./(кВАр·год);

d2 – плата на 1 кВАр·ч  потребляемой  реактивной  энергии,  d2=0,09 коп./кВАр·ч при расчете по выражению (23) и 0,2 коп./кВАр·ч – по выражению (24) ;

TMQП – годовое число часов использования максимальной РМ при потреблении, превышающем экономическое значение.

Величина TMQП вычисляется по формулам (9) или (10) при значении ψ, равном:

,                                                                                                                (25)

где  QПЭ – величина потребляемой из энергосистемы РМ, превышающая экономическое значение, QПЭ=∆Q′ .

Удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК и БВК:

,                                                                                    (26)

,                                                                        (27)

где СНК, СВК и СВ – соответственно удельная стоимость БНК, БВК и выключателя 6÷10 кВ, руб./кВАр;

ЗРНК  и ЗРВК – удельные затраты на потери активной мощности в установках БНК и БВК соответственно, руб./кВАр.

Значения СНК, СВК и СВ можно найти с учетом коэффициента К1 (Kw), приняв базовую удельную стоимость БНК в диапазоне 7,5÷10,5 руб./кВАр, БВК – 3,7÷4,9 руб./кВАр, выключателей в камерах типа  КСО – 0,5÷3 руб./кВАр,  выключателей в камерах типа КРУ – 0,9÷5,1 руб./кВАр [1].

Отметим, что меньшие значения указанных удельных стоимостных показателей соответствуют большим мощностям конденсаторных установок.

Удельные затраты на потери активной мощности в БНК и БВК:

,                                                                                    (28)

ЗРВК=СРГ∙ΔРКВ,                                                                                    (29)

где ∆Ркн и ∆Ркв – удельные потери активной мощности в БНК и БВК соответственно; ∆Ркн=0,004 кВт/кВАр; ∆Ркв=0,002 кВт/кВАр [5].

Из найденных по (21) или (22) двух значений R принимается меньшее, по которому определяется  коэффициент  α (табл. 2 и 3).

Суммарная величина дополнительно генерируемой СД РМ определяется по формуле

,                                                                                    (30)

Если значение R окажется меньше, чем рассчитанное по выражению (12), то величина QД3 принимается равной QД2.

Результирующее значение используемой РМ СД:

,                                                                                    (31)

После определения Q′′СД анализируют баланс РМ, вычисляя

,                                                                      (32)

Если ∆Q"=0, то расчет компенсации на этом заканчивается. При ∆Q"<0 следует уменьшить мощность QЭ на величину ∆Q". Когда ∆Q">0, то рассматривается целесообразность дополнительной установки БНК (для 1-,2- и 3-сменных предприятий)  или БВК (для предприятий с непрерывным режимом работы).

10. Определение целесообразности дополнительной установки батарей низковольтных конденсаторов

В случае отсутствия или не использования для компенсации РМ СД 6 – 10 кВ при ∆Q'>0, а также когда ∆Q">0, для 1-, 2- и 3-сменных предприятий должна быть рассмотрена эффективность дополнительной установки БНК мощностью QНК2. Для этого определяется значение экономически целесообразной реактивной мощности QТЭ, которая может быть передана через цеховые трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

При потреблении РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение,

,                                                                                                  (33)

где А – расчетная величина, характеризующая затраты на потери активной мощности при передаче РМ в сеть напряжением до 1 кВ, определяемая по формуле

,                                                                                                  (34)

где СРП – удельная стоимость потерь активной мощности и энергии при передаче РМ в сети внутризаводской системы электроснабжения, руб/(кВт·год);

RЭ – эквивалентное сопротивление сети 6–10 кВ (от шин 6–10 кВ распределительного пункта (РП), главной понизительной подстанции (ГПП) до шин 0,4 кВ цеховых трансформаторных подстанций (ТП), Ом;

  – номинальное напряжение сети (6 или 10 кВ).

Удельная стоимость потерь активной мощности и энергии

,                                                        (35)

где τQ  – число часов максимальных потерь при передаче реактивной мощности.

При                             ,                                                                (36)

При                             ,                                                                      (37)

Значение τQ можно найти по табл. 5.

Таблица 5

Число часов максимальных потерь при передаче реактивной  мощности

Тг, ч

Км

τQ, ч, при значениях ψ

0,1

0,25

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

2000

0,9

1786

1745

1627

1542

1407

1167

667

4000

0,8

3177

3028

2613

2333

1926

1333

667

6000

0,7

4074

3920

3120

2625

2000

1333

667

8500

0,8

6751

6335

5553

4958

4093

2833

1417

Следует отметить, что степень компенсации ψ определяется по выражению (25) при QПЭ=∆Q' (если СД не применяются для дополнительной компенсации РМ) или при QПЭ=∆Q". Значение СQП, вычисленное по формуле (23) или (24), должно быть откорректировано при изменении значения QПЭ, если Q’’СД> Q’СД.

Эквивалентное сопротивление сети 6÷10 кВ для каждой группы цеховых трансформаторов 

,                                                                                    (38)

где RT – активное сопротивление схемы замещения трансформатора, приведенное к высшему напряжению, Ом;

r0 – удельное активное сопротивление кабельной линии, Ом/км; 

1СР – средняя длина кабельных линий 6 – 10 кВ к цеховым трансформаторам, км; 

NT – количество  цеховых  трансформаторов рассматриваемой группы.

Величина RT для трансформаторов указана в табл. 6: при напряжении 10 кВ – слева от черты, 6 кВ – справа.

Таблица 6

Активные сопротивления трансформаторов и кабельных линий

Параметры сети

Sт, Кв∙А

630

1000

1600

2500

Rт

трансформатора типа ТМЗ, Ом

1,91/0,69

1,08/0,39

0,64/0,23

0,38/0,14

Rт

трансформатора типа ТСЛЗ, Ом

1,79/0,64

1,02/0,37

0,59/0,21

0,23/0,08

Площадь сечения жилы питающего кабеля, мм2

50

70

95

120

r0. Ом/км

0,625

0,447

0,329

0,261

Оценка величины r0 является трудной задачей, так как формирование распределительной сети 10 кВ предприятия к началу расчета компенсации РМ, как правило, закончено не полностью. Следовательно, отсутствует достоверная информация не только о параметрах, но и о топологии сети. Поэтому можно дать рекомендации лишь общего и приближенного характера. Так, принимаем значения r0 по табл.5, представляя, что каждый трансформатор подключен к шинам РП или ГПП радиальной линией [2].

Средняя длина кабельной линии

,                                                                                                  (39)

где L – суммарная длина линий рассматриваемой распределительной сети
6÷10 кВ, км.

Для определения сопротивления RЭ схемы замещения электрических сетей всего предприятия можно использовать выражение:

,                                                                                                  (40)

где RЭi – эквивалентное сопротивление сети 6÷10 кВ i-й группы цеховых трансформаторов;

n – число групп трансформаторов предприятия.  

Если найденное по (33) QТЭ≤0, то принимается QНК2=QT, но не более ∆Q". При QТЭ>QТ величина QНК2=0. В случае когда QТЭ
В случае целесообразности дополнительной установки БНК общая мощность БНК на предприятиях, работающих в 1, 2 и 3 смены, составляет

Qнк=Qнк1+Qнк2                                                                                                 

После определения QНК производится балансовый расчет компенсации РМ, т.е. вычисляется величина

,                                                                        (41)

При  ∆Q′′′=0 выбор средств компенсации РМ следует считать законченным.

Если ∆Q′′′<0, то рекомендуется уменьшить мощность QНК2. При ∆Q′′′>0 недостающая РМ, превышающая экономическое значение, должна быть получена из энергосистемы.

11. Определение  целесообразности установки  батарей высоковольтных конденсаторов

Если в результате расчета по выражению (32) ∆Q">0, то для предприятий с непрерывным режимом работы должна быть рассмотрена целесообразность установки в сети 6 – 10 кВ БВК мощностью

,                                                                      (42)

Затраты на установку БВК должны быть сопоставлены с затратами на передачу потребителю из энергосистемы РМ, превышающей экономическое значение и равной

ПЭ= ВК=Δ "

Принятие экономически целесообразного решения определяется соотношением ЗВК и СQП (откорректированным в связи с изменением значения QПЭ). Если ЗВК<СQП, то установка БВК в сети 6÷10 кВ экономически оправдана. При ЗВК>СQП целесообразным является получение дополнительной РМ QПЭ из энергосистемы. При ЗВК=СQП оба варианта получения дополнительной РМ равноценны.

В таблице 7 даны номинальные мощности некоторых типов высоковольтных конденсаторных установок.

Таблица 7

Основные технические характеристики высоковольтных  конденсаторных установок

Тип

Номинальное напряжение, Кв

Номинальная мощность, квар

УКЛ-6,3-450У3

6,3

450

УКЛ-6,3-900У3

6,3

900

УКЛ-6,3-1350У3

6,3

1350

УКЛ-10,5-450У3

10,5

450

УКЛ-10,5-900У3

10,5

900

УКЛ-10,5-1350У3

10,5

1350

УКЛ-10,5-2700У3

10,5

2700

УКЛ-6,3-450У1

6,3

450

УКЛ-10,5-450У1

10,5

450

УКЛ-10,5-1800У1

10,5

1800

12. Размещение конденсаторных установок и управление ими

Для распределения электроэнергии с помощью магистральных шинопроводов (МШ) БНК можно устанавливать непосредственно в производственных помещениях, если окружающая среда не содержит проводящей пыли, химически активных веществ, не отнесена к взрывоопасным  или  пожароопасным  зонам,  исключены  механические воздействия от транспортных средств и перемещаемых грузов, а степень защиты оболочки БНК не ниже IР4Х. При этом на одном МШ следует предусматривать установку не более двух близких по мощности БНК. БНК с единичной мощностью до 400 кВАр подключается к МШ без дополнительной установки коммутационного аппарата,  а  при мощности более 400 кВАр – через коммутационный аппарат. Если условия окружающей среды отличаются от вышеуказанных, то БНК рекомендуется устанавливать в помещениях цеховых  трансформаторных подстанций с подключением к сборным шинам низшего напряжения с помощью автоматического выключателя распределительного устройства. БНК могут  размещаться и в других электропомещениях.

Установки БВК располагаются, как правило, в специальных помещениях, а также в электромашинных помещениях и подстанциях.

Установки  БНК и БВК должны  иметь ручное управление для включения или отключения установки в целом  или ее части эксплуатационным персоналом.

Для обеспечения оптимального режима работы электрических сетей с переменным графиком потребления РМ установки БНК должны иметь в своем составе устройства автоматического ступенчатого регулирования мощности  в функции РМ, реактивного или полного тока узла нагрузки, к которому подключена БНК. Этому условию удовлетворяют установки типа УКМ, УКТ, УКТБ, АКУ и др.

Автоматическое регулирование мощности БВК рекомендуется осуществлять при наличии у потребителя выключателей 6–10 кВ, предназначенных для частой коммутации емкостной нагрузки. При их отсутствии регулирование мощности БВК производить не следует.

Конденсаторы батарей должны иметь разрядные устройства, в качестве которых могут применяться:

– трансформаторы напряжения или устройства с активноиндуктивным сопротивлением для БВК;

– устройства с активным или активно-индуктивным сопротивлением для БНК.

В установках БВК разрядные устройства должны быть постоянно присоединены к конденсаторам (без коммутационных аппаратов). Для БНК рекомендуется автоматическое включение разрядных устройств в момент отключения конденсаторов. При этом для конденсаторов со встроенными разрядными сопротивлениями наружных разрядных устройств не требуется.

Конденсаторные установки в целом должны иметь защиту от токов короткого замыкания, действующую на отключение без выдержки времени.