Закрити

  Авторизація

Логін
Пароль
Запам'ятати на 2 тижні?

Забули пароль?
Якщо ви незареєстровані, пройдіть реєстрацію
Останні новини
Останні новини
«Eaton»: прибутки торішні і на перспективу
24.02.2017р.

Компанія «Eaton», світовий експерт в галузі керування...

ТЕС на біомасі
24.02.2017р.

У селі Знаменівка Новомосковського району...

Річний прогнозований баланс електричної енергії ОЕС: змін не передбачено
24.02.2017р.

Учора міністр Ігор Насалик провів чергову зустріч у...

За рік на Львівщині. встановили 41 побутову сонячну станцію
20.02.2017р.

У 2016 році на Львівщині 41 домогосподарство встановило...

Збільшено частку «атома» в енергетиці до 60%
16.02.2017р.

Україна різко збільшила частку атомної енергетики у...

Опитування
Опитування

Вам подобається оновлений портал?

6252
11.09.2009р. |
Економічні та технічні аспекти компенсації реактивної потужності

Доцільність компенсації реактивної потужності нині не викликає сумніву. Під час вирішення конкретного випадку необхідно розв'язати низку питань,у першу чергу, питання економічної доцільності та ефективності. Для упорядкування методів розрахунків розроблялися та впроваджувалися в практику відповідні нормативні матеріали. Одними із фундаментальних були «Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях», розроблені ВНДІЕ та затверджені наказом Міненерго СРСР у 1974 р. На їх підставі «Тяжпромелектропроект» СРСР розробляв та видавав свої методичні матеріали, останніми з яких є «Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий» РТМ 36.18.32.6 1992 року.

Проблемам, пов’язаним з компенсацією реактивної потужності, останнім часом присвячено значну кількість публікацій. У багатьох з них відзначається низький рівень компенсації в електричних мережах країни. Наближено його можна оцінити на рівні 0,35–0,45 кВАр/кВт (кВАр – встановлена потужність компенсувальних пристроїв/кВт – максимум активного навантаження) – цей рівень виглядає занадто низьким порівняно з рівнем 0,9–1,05 кВАр/кВт у країнах західної Європи, Японії та США. Основні фактори, які зумовлюють такий рівень компенсації реактивних навантажень (КРН) – це:

– суттєво погіршені після 2002 року економічні умови впровадження КРН;

– немає необхідних нормативних документів з розрахунку та проектування КРН;

– немає ефективної системи стимулювання споживачів та суб’єктів гуртового ринку, яка була б збалансованою за інтересами споживачів та ЕК;

– суттєві недоліки чинної "Методики розрахунків плати за перетікання реактивної потужності між електропостачальною організацією та її споживачами.

Щодо термінології з цього питання, то доцільно обмежитися використанням терміна "реактивна потужність", а не "реактивна енергія", оскільки будь-яка енергія виконує роботу, а реактивна жодної роботи не виконує. Для характеристики величини, отриманої інтегруванням реактивної потужності в часі, достатньо застосувати термін "кВАр-години". Недоцільно вводити в нормативні документи та взагалі використовувати поняття "економічний еквівалент реактивної потужності" (ЕЕРП), який лише відображає зв'язок втрат активної потужності від протікання реактивної (кВт/кВАр) і зовсім не є економічним еквівалентом.

Довідка: ЕЕРП використовувався до 1974 р. і був обґрунтовано відмінений у зв’язку з тим, що його використання не відображає справжньої економічної ефективності компенсації реактивної потужності та суттєво її знижує, а його не лінійність залежить від реактивної потужності і пов’язаних з цим проблемам застосування.

Зменшення перетікань реактивної потужності за рахунок її компенсації, як відомо, дає такі позитивні наслідки:

– збільшення пропускної здатності мереж за умов експлуатації або забезпечення економії капіталовкладень завдяки зменшенню потужності трансформаторів, перерізу проводів та кількості комутаційного обладнання в умовах проектування;

– зменшення втрат електроенергії та, відповідно, загальної їх вартості;

– зменшення втрат напруги;

– покращення умов статичної стійкості вузлів навантажень.

Економічна оцінка КРН тільки зменшенням втрат електроенергії суттєво знижує розрахункову економічну ефективність КРН, оскільки економічна оцінка збільшення пропускної здатності (або зменшення капіталовкладень у мережу) за рахунок КРН  може дати більш значний ефект. Певні зусилля доцільно спрямувати на розроблення методик оцінки економічної ефективності зменшення втрат напруги та впливу КРН на статичну та динамічну стійкість вузлів навантажень. Як мінімум, зменшення втрат напруги можна оцінити виходячи з того, що підвищення рівня напруги в мережі на 1% зменшує втрати потужності на 2%.

Слід зауважити, що для мереж середньої напруги обґрунтувати економічно доцільність КРН тільки завдяки економії втрат електроенергії у більшості випадків не вдається.

Для демонстрації впливу на оцінку економічної ефективності КРН розглянемо такий приклад: для мережі внутрішнього електропостачання підприємства з навантаженням (10+j10) МВА треба вибрати кількість трансформаторів цехових ТП (по 1000 кВА) для варіантів без КРН та за умови забезпечення компенсації реактивної потужності до рівня tgφ = 0,2.

Для варіанту без КРН потужність трансформаторів повинна становити: ST1 = 20 МВА, а їх кількість N=20/1=20. За умов забезпечення КРН до рівня tgφ = 0,2 за допомогою конденсаторних установок НН загальною потужністю Qку = 8 МВАр потужність трансформаторів становитиме: ST1 = 14,5 МВА.

Отже, під час економічного обґрунтування та визначення економічної ефективності КРН необхідно врахувати економію трансформаторної потужності в розмірі 5,5 МВА (практично 6 трансформаторів по 1000 кВА), а також ліній, відповідної комутаційної апаратури та вартості втрат електроенергії в них за рік, амортизаційних та річних експлуатаційних витрат, що становитиме до 5,5/20=27,5% економії всіх витрат на трансформатори. Щодо потужності компенсувальних засобів, то у цьому прикладі можна оцінити економію трансформаторної потужності, а також відповідних ліній та комутаційних апаратів, як 5,5/8 = 0,69 кВА/кВАр, тобто кожен встановлений 1 кВАр потужності компенсувального пристрою дає змогу зекономити 0,69 кВА трансформаторної потужності. Нехтувати такими величинами не можна.

У нормативному документі «СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006. Методика визначення економічно доцільних обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними мережами електропередавальної організації та споживача (основного споживача та субспоживача)», затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики України від 5 січня 2006 року, не враховано це положення і, відповідно, визначена за ним економічна ефективність буде суттєво заниженою, тобто не відповідатиме справжній. Згадана методика має, на наш погляд, й інші недоліки:

– вона занадто складна в частині розрахунків втрат електроенергії за значеннями математичного сподівання реактивної потужності та його дисперсії, визначеними з графіків навантажень, в чому немає жодної необхідності, оскільки за наявності цих графіків розрахунок втрат потужності та електроенергії не становить проблеми і може виконуватись за потужностями ступенів та їх тривалістю або за середньоквадратичною потужністю та дійсним часом або за розрахунковою потужністю та часом найбільших втрат;

– за умови використання ЕЕРП у прикладах жодного разу не наведено його розрахунок, і в усіх прикладах використано одне єдине його значення (0,05 кВт/кВАр), з чого можна зробити висновок, що його, мабуть, не треба і розраховувати;

– використання терміна "реактивна енергія" є зайвим і упередженим, оскільки таке поняття не є достатньо обґрунтованим;

– на с. 40 методики коефіцієнт реактивної потужності помилково названо коефіцієнтом потужності, хоча цей термін стосується до cosφ;

– у формулі (5.41) відсутній параметр ТІ, для якого надано пояснення, що це "прийнятий для інвестора термін окупності…";

– формулою В1.4 обчислено "фактичний середній коефіцієнт потужності", що насправді є сумнозвісним "середньозваженим коефіцієнтом потужності", застосування якого визнано ще на початку 70-х років однією з причин гальмування розвитку КРН в СРСР. До того ж її представлення з чисельними даними не є коректним;

– оскільки методика стосується електропередавальних організацій, а також споживачів, тобто промислових підприємств, то виникає потреба її затвердження не тільки міністерством палива та енергетики, а й міністерством промислової політики.

Загалом методика недостатньо відображає суть проблеми. Складна у використанні, вона навряд чи слугуватиме поліпшенню ситуації у проблемі КРН. Відомі випадки, коли проектні організації відмовляються її використовувати.

Для споживача першочерговим завданням у вирішені проблеми КРН є визначення встановленої потужності.

У певних випадках для забезпечення необхідних чи допустимих рівнів напруги та балансу реактивної потужності в режимах найбільших та найменших навантажень для енергопостачальної компанії необхідно визначати технічні межі споживання (генерування) реактивної потужності окремим споживачам. Тоді встановлені потужності КУ можуть бути просто визначені за умов забезпечення балансу реактивної потужності в цих режимах. Для споживачів у таких випадках енергопостачальні компанії повинні передбачати відповідне стимулювання, наприклад оплату за генерування чи зменшене споживання реактивної потужності (порівняно з максимально встановленим) в період максимуму системи та збільшення її споживання (порівняно з мінімально встановленим) у період мінімуму.

Для інших випадків встановлена потужність КУ в мережі споживача може бути визначена прямими техніко-економічними розрахунками і порівнянням варіантів з різними рівнями КРН з урахуванням усіх факторів впливу (зменшення капіталовкладень, зменшення втрат електроенергії, вплив на рівні напруги).

Наступним завданням проблеми КРН на промисловому підприємстві є розподіл КУ у внутрішній мережі. Можна рекомендувати забезпечувати КРН окремо для мереж СН та НН, тобто компенсація навантажень НН компенсувальними установками СН, як правило, недоцільна.

Розподіл КУ в мережі однієї напруги доцільно виконувати на підставі техніко-економічного аналізу варіантів централізованої та децентралізованої компенсації: централізована компенсація дешевша, але децентралізована значно ефективніша за зменшенням встановленої потужності обладнання, втрат електроенергії, можливістю автономного регулювання тощо. Наприклад, за даними "Вінницяпромелектро", питома вартість КБ потужністю 25 кВАр становить 269 грн/кВт, 100 квар – 123 грн/кВАр, а 600 кВАр – 85 грн/кВАр, тобто питома вартість відрізняється більше, ніж у три рази.

Аналогічні питання виникають під час конструювання конденсаторної установки і визначення потужності кроку регулювання: питома вартість конденсатора (наприклад, типу MKPG Elektronicon, Німеччина) потужністю 2,5 кВАр становить 71 грн/кВАр, а конденсатора потужністю 40 кВАр – 21 грн/кВАр.

Силові конденсатори, схеми та обладнання конденсаторних установок

Силові конденсатори, які випускають провідні виробники на підставі останніх досягнень у конструюванні та технології їх виготовлення, відрізняються екологічністю, високою надійністю та якістю, безпечністю експлуатації, значно зниженими втратами активної потужності. За своєю конструкцією вони можуть бути у циліндричному чи прямокутному корпусі, однофазні чи трифазні, з вбудованими запобіжниками чи без них, із зовнішнім чи внутрішнім розрядним опором тощо.

Конденсатори, наприклад, типу Varplus2 виробництва Schneider Electric, які використовують для комплектації конденсаторних установок НН, обладнані вбудованим запобіжником, а також спеціальною діафрагмою для запобігання вибуху конденсатора. Корпус – пластиковий, що забезпечує подвійну ізоляцію (рис. 1). Розглянемо на прикладі конденсатора НН типу Varplus2 особливості його конструкції.

Рис. 1. Конструкція конденсатора низької напруги типу Varplus M.

Конденсатори Varplus2 відповідають вимогам RONS (обмеження використання небезпечних речовин у процесі виробництва); конденсатори не містять рідких речовин; система керуванням якістю та екологічна безпека виробництва відповідає вимогам ISO 9001 та ISO 1401. Конструкція конденсатора дає змогу попередити всі внутрішні та зовнішні пошкодження.

Внутрішні пошкодження характеризуються, переважно, невеликими значеннями струму і запобігаються захистом від надлишкового тиску:

– під час погіршення властивостей діелектрика конденсатора починають виділятися гази, всередині корпуса поступово збільшується тиск;

– під дією тиску металевий диск пересувається догори;

– якщо тиск у конденсаторі перевищує певне значення, то цей металевий диск перемикає контакти та утворює коротке замикання;

– вбудований запобіжник спрацьовує та вимикає пошкоджений конденсатор від мережі.

Ризик вибуху зведено таким чином практично до нуля, тому немає необхідності застосовувати міцний металевий корпус. Конденсатори забезпечені внутрішніми розрядними резисторами. Висока стійкість до полум'я забезпечена використанням матеріалів, які не підтримують горіння. Сучасні силові конденсатори інших виробників також характеризуються високими технічними показниками.

Фірми-виробники конденсаторів та конденсаторних установок пропонують дуже різноманітну продукцію як за діапазоном номінальних потужностей, так і за значенням кроків регулювання, регульовані або нерегульовані, з урахуванням рівня вищих гармонік у мережі. Для мережі НН розрізняють три основних випадки розміщення компенсувальних пристроїв:

– глобальна компенсація на рівні головного щита низької напруги (випадок 1);

– компенсація парціальна (або секційна) – часто використовується за наявності декількох відділень, режими навантажень яких є суттєво відмінними (випадок 2);

– компенсація індивідуальна (випадок 3), яка застосовується безпосередньо для окремого споживача (двигуна), потужність якого є суттєвою щодо потужності решти споживачів.

Рис. 2. Подвійний блок конденсаторів стандартного типу та типу H.

Вибір регульованої або нерегульованої конденсаторної батареї, фірма Merlin Gerin, наприклад, рекомендує здійснювати для випадку глобальної компенсації (рівень 1) або для відділень (рівень 2) за критерієм співвідношення Qc/Sн.

Значення 15% є граничним за умовою запобігання перекомпенсації в режимі, близькому до неробочого ходу. Отже, якщо Qc/Sн <= 0,15, рекомендується нерегульована батарея, а у випадках, коли Qc/Sн > 0,15, слід застосовувати регульовану батарею конденсаторів.

Залежно від рівня гармонік, який характеризується відношенням повної потужності навантаження, що генерує вищі гармоніки, до потужності трансформатора Gh/Sн в мережі, де заплановано застосувати конденсаторні батареї, фірма Merlin Gerin (концерн Шнайдер Електрик) рекомендує різні типи конденсаторних установок. Cтандартний, тип Н та тип SAH фірма Merlin Gerin випускає на напруги від 230 В до 690 В та широку гаму потужностей: від 7,5 до 900 кВАр.

Для комутації конденсаторів використовують спеціальні контактори, наприклад, фірми Моеller (типу DEL) чи Telemecanique (типу LC1-DK) з додатковими контактами з витримкою часу на розмикання та випередженням на замикання з послідовно увімкненими з ними резисторами з метою захисту від стрибків струму в момент увімкнення та перенапруг підчас вимкнення. Для захисту від надструмів переважно застосовують запобіжники.

Регульовану конденсаторну установку комплектують блоками, які складаються з комплекту конденсаторів, контактора та запобіжників, зібраних на стандартній пластині (рис. 2). Втрати потужності стандартного блока з конденсаторами Varplus2 становлять 1,9 Вт/кВАр.

Для фільтро-компенсувальних установок застосовують блоки з реакторами (рис. 3). Втрати потужності такого блока становлять 8 Вт/кВАр.

Співвідношення потужностей ступенів конденсаторної батареї може бути 1:1:1 або 1:2:2, 1:2:3, 1:2:4 чи інше. Кількість блоків визначається загальною потужністю БСК, бажаною потужністю ступеня регулювання та значенням стандартної потужності конденсаторів.

Рис. 3. Блок конденсаторів типу SAH для фільтрокомпенсувальних установок.

Вартість конденсаторної установки значною мірою залежить від потужності ступенів (блоків), що використані для її компонування, та співвідношення потужностей цих ступенів. Дискретне регулювання забезпечується мікропроцесорним пристроєм, що випускають для регулювання конденсаторних батарей з різною кількістю блоків.

Конденсаторні установки середньої напруги (6 або 10 кВ) можуть комплектуватися трифазними або однофазними конденсаторами. Найчастіше різні фірми використовують такий ряд номінальних потужностей однофазних та трифазних конденсаторів: 50, 100, 150, 200, 250, 300, (320), 350, 400 та до 600 кВАр незалежно від номінальної напруги (від 2,5 до 40 кВ) з вбудованими запобіжниками або без них. Сучасні конденсатори провідних фірм (наприклад, Nokia, Merlin Gerin) мають зменшені втрати (0,16 Вт/кВАр із запобіжниками та 0,12 Вт/кВАр без них), поліпшену конструкцію з противибуховою діафрагмою. Розглянемо деякі схеми конденсаторних установок на середній напрузі. На рис. 5 показано можливі схеми з’єднання секцій конденсаторних установок СН з пристроями мікропроцесорного захисту: а) схема секції з трифазними конденсаторами або зі з’єднанням однофазних конденсаторів у трикутник; б) схема зі з’єднанням однофазних конденсаторів у подвійну зірку.

Для обмеження стрибків струму увімкнення застосовують послідовні дроселі (котушки індуктивності) L1, а для розряду конденсаторів після вимкнення – дроселі L2. Конденсаторні установки можуть комплектуватися конденсаторними секціями кількістю до 3–5 трифазних груп конденсаторів. Для регульованої та нерегульованої батареї максимальна встановлена потужність становить до 1800–2400 кВАр. Комутація груп забезпечується спеціальними елегазовими (фірма Merlin Gerin) контакторами СН, а захист – запобіжниками.

За матерілами Всеукраїнської галузевої газети "Електротема"

www.eltema.com.ua

Теги та ключові фрази
Економічне обгрунтування доцільності компенсації реактивної потужності, ЕЕРП 2015, затвердже зведенні відомості еерп, використання конденсатора для компенсации реактивной потужности, техніко-економічне обгрунтування компенсації реактивної енергії, ЕКОНОМІЧНА КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ, компенсація реактивної потужності економічна ефективність, економічна ефективність компенсації реактивної потужності, "Указания по компенсации реактивной мощности", Економічне обґрунтування доцільності конденсаторних установок


Поділіться цією інформацією в соцмережах, дякуємо за популяризацію порталу:
Також Ви можете:

Додати до закладок Підписатись Версія для друку




Інші статті
17.11.2010р.

Електричні щити 2

Електричний щит - це початок всієї електричної частини будівлі, і не важливо, що це - величезний завод у мегаполісі або скромний будиночок у селі. Скрізь є електричні щити

18.08.2010р.

Пристрій для плавного пуску електродвигуна

Одним із самих головних недоліків асинхронних електродвигунів з короткозамкненим ротором є наявність у них великих пускових струмів. І якщо теоретично методи їх зниження були добре розроблені вже досить давно, то ось практично всі ці розробки застосовувалися дуже в рідкісних випадках

Більше статей за тегами
При використанні матеріалів посилання на www.proelectro.info (для інтернет ресурсів з гіперссилкою) обов'язкове.