Описание проектных решений по компенсации реактивной мощности

Проектирование установок компенсации реактивной мощности

Установка компенсации реактивной мощности, или УКРМ, представляет собой комплекс, состоящий из группы технических средств для уменьшения реактивной составляющей используемой мощности. Энергия, называемая реактивной, циркулирует между источником тока и его приемником, перегружает генераторы и линию электропередач, что негативно сказывается на работе сети:

становятся возможными потери в проводниках в результате увеличения тока;
уменьшается пропускная способность;
напряжение существенно отклоняется от номинальных значений — наблюдается его падение.

Чтобы заметно снизить расход электроэнергии, уменьшить нагрузку на трансформаторы и кабельные сети, а также увеличить их эксплуатационный ресурс, воспользуйтесь услугой проектирования установок компенсации реактивной мощности. Они позволят повысить коэффициент мощности в энергосистеме и существенно сгладить реактивную нагрузку. Чтобы быть уверенными в качестве и надежности работы оборудования, поручите его изготовление профессионалам.

Особенности и преимущества использования оборудования

Установками компенсации реактивной мощности оснащают промышленные предприятия, деятельность которых ведется с использованием следующего оборудования:

асинхронных двигателей,
индукционных и электродуговых печей,
электролизных выпрямительных установок,
станков разного назначения,
компрессорных агрегатов,
водяных насосов,
сварочных трансформаторов.

Монтаж УКРМ позволяет решить сразу несколько важных задач:

сократить потребление электроэнергии на 10-30 % и уменьшить платежи;
разгрузить трансформаторы, распределительные устройства и другие элементы сети;
продлить срок службы оборудования за счет оптимизации его рабочего ресурса;
увеличить пропускную способность систем энергоснабжения.

Благодаря использованию установок компенсации реактивной мощности работа питающей сети будет гораздо более эффективной, а оборудование прослужит дольше.

Услуги «ФОРУМ ЭЛЕКТРО»

Проектирование установок компенсации реактивной мощности и их изготовление входят в ассортимент услуг «ФОРУМ ЭЛЕКТРО». Наша компания разрабатывает и производит надежное электрощитовое оборудование. Наши производственные мощности позволяют реализовывать многочисленные проекты любой сложности одновременно. Мы:

разрабатываем оптимальные решения с учетом параметров качества электроэнергии;
проектируем и изготавливаем УКРМ с использованием обширной элементной базы и передовых методов производства.

У нас работают опытные инженеры и электромонтажники. Мастерские оснащены надежным оборудованием, изготовленным по современным технологиям. На продукцию предоставляем сертификаты.

Чтобы воспользоваться услугами «ФОРУМ ЭЛЕКТРО», свяжитесь с нами по телефону. Данные для обращения приведены в разделе «Контакты».

Ведущий российский поставщик на рынке электрооборудования

Проектные решения по компенсации реактивной мощности и пр.

Добрый день, господа!
Мной был выполнен проект по электроснабжению КПП+нар.освещение. Питание берется от существующего КТП, в КПП поставил щиток учетно-распределительный+ЯУО. Нагрузка на ввод 32,85 кВт, cos фи порядка 0,9.
Заказчик все согласовал, а вот экспертиза требует описание проектных решений по компенсации реактивной мощности, релейной защите, управлению (согласно п.16 Положения о составе разделов проектной документации. от 16.02.2008 №87).
Прошу совета, как мне на листе ОД отписаться что эти мероприятия не нужны (желательно сослаться на НТД).
Или я ошибаюсь и что-то необходимо предусмотреть?

Компенсация реактивной мощности для экономии электроэнергии

Анонс: Особенности компенсации реактивной мощности в сетях объектов. Компенсация реактивной мощности для экономии электроэнергии в сети на балансе потребителя. Экономическая целесообразность компенсации и выбор коэффициента реактивной мощности.

С учетом интенсивного увеличения индуктивной нагрузки у потребителей – промышленных и непромышленных объектов компенсация реактивной мощности практически всегда актуальна и обеспечивает экономию электроэнергии и, соответственно, энергосбережение и энергетическую эффективность предприятия, организации, однако:

несмотря на очевидные технические выгоды от стабилизации основных параметров сети и вывода электрооборудования на оптимальный режим работы, приоритетом выбора для подавляющего большинства объектов остается экономическая целесообразность реализации мероприятий по компенсации реактивной мощности;
экономический эффект внедрения установок компенсации реактивной мощности (или иных мероприятий по повышению коэффициента мощности, энергосбережению) рассчитывается по нескольким показателям и по актуальным на текущий момент «Методическим рекомендациям по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике» (утв. приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 31.03.2008 N 155).
Расчеты экономического эффекта многоплановые, сложные, требуют большого числа вводных данных, значительного времени и поэтому для оперативной оценки экономической целесообразности мероприятий по компенсации реактивной мощности используют срок окупаемости капитальных вложений, который сегодня принято определять по процентной ставке по кредитам на текущий момент. Так, согласно оф. данным ПАО Сбербанк на конец весны текущего года актуальные средневзвешенные процентные ставки кредитных организаций по кредитным операциям для нефинансовых организаций при кредитовании на срок более года составляли 9.72% годовых, а значит срок окупаемости Т_н, как величина, обратная процентной ставке по кредитам, будет 10 лет, и коэффициент экономической эффективности (величина, обратная Т_н) равен 0.1;
в качестве ключевого критерия экономической целесообразности компенсации реактивной мощности правильно принимать снижение объемов оплачиваемой мощности ΔР (и энергии), поскольку сегодня скидки и надбавки к тарифам на электроэнергию за потребление и генерацию реактивной мощности не действуют и это формализовано Постановлением Правительства РФ от 29 декабря 2011 года N 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» (с изменениями на 29 мая 2019 года) и Приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 года N 20-э/2 «Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке (с изменениями на 29 марта 2018 года) (редакция, действующая с 28 апреля 2018 года)».

В свою очередь ΔР по факту определяется снижением потерь активной энергии на передачу реактивной благодаря снижению фактического значения tg(φ) до нормативного (и ниже), установленного для сетей разного напряжения в приложении Приказа Минэнерго РФ от 23 июня 2015 года N 380 «О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии» и/или договором потребителя с электроснабжающей организацией.

Таблица. Актуальные максимальные значения коэффициента реактивной мощности в часы больших суточных нагрузок электрической сети согласно Приказа Минэнерго РФ от 23 июня 2015 года N 380.

Уровень напряжения в точке поставки потребителя	Максимальное значение tg(φ)
110 кВ (154 кВ)	0,5
35 кВ (60 кВ)	0,4
1-20 кВ	0,4
ниже 1 кВ	0,35

Компенсация реактивной мощности для экономии электроэнергии в сети на балансе потребителя.

Безусловными сегодня следует признать факты того, что:

финансовая выгода от компенсации реактивной мощности в сети на балансе потребителя происходит не за счет снижения потребления объема реактивной энергии, как заявляют производители установок повышения коэффициента мощности, а исключительно благодаря сокращению объемов оплачиваемой мощности ΔР;
коэффициент мощности был и остается малоинформативным для ответа на вопрос, когда необходимо делать компенсацию реактивной мощности, поскольку даже при cos(φ) = 0.97 реальный коэффициент реактивной мощности tg(φ) = 0.25 и реактивная мощность составляет Q = S*tg(φ)/√(1+tg²(φ)) = 0.25*S/1.03 = 0.24*S или 24% объема потребляемой энергии (см. таблицу соотношения cos(φ) и tg(φ), а также формулу зависимости реактивной и полной мощности в этом материале);
оптимальной взаимовыгодной схемой размещения источников (ИР_э, ИР_эс, ИР_п) и потребителей (ПР_эс, ПР_п) реактивной мощности будет вариант «б» на рис. ниже, когда полностью отсутствуют перетоки реактивной мощности по сетям и обеспечивается качество электроэнергии.

Т.е. даже при мало ощутимой в финансовом плане, выгода от компенсации реактивной мощности в сети на балансе потребителя будет всегда, и она будет выражена в улучшении работы оборудования, оптимизации производственно-технологических процессов, повышении качества и, соответственно, конкурентоспособности продуктов/услуг.

Рис. Схемы размещения источников и потребителей реактивной мощности, где: ИР_э, ИР_эс, ИР_п соответственно источники поставщика электроэнергии, электросетевой компании, потребителя, а ПР_эс, ПР_п – соответственно потребители реактивной мощности электросетевой компании и предприятия-абонента; «г» — вариант максимальной нагрузки поставщика электроэнергии и перетоков реактивной мощности по сетям, «в» — схема с максимальной оплатой со стороны потребителя-абонента, «а» — типовая схема с значительными перетоками реактивной мощности и сложным регулированием, «б» — схема с полной автономией абонента и отсутствием перетоков реактивной мощности между сетями потребителя и электросетевой компании.

Когда необходимо делать компенсацию реактивной мощности.

Если на объекте:

существует система автоматизированного учета электроэнергии на базе электронных многофункциональных счетчиков, регистрирующих текущие усредненные значения активной Р_ф и реактивной Q_ф мощности в определенных временных интервалах;
осуществляется энергоаудит с замерами активной Р_ф и реактивной Q_ф мощности во время пиковых (и минимальных) загрузок, то с помощью фактических значений Р_ф и Q_ф можно просчитать коэффициент реактивной мощности tg(φ)_ф, который при сравнении с нормативным tg(φ)_н покажет состояние компенсации реактивной мощности в сети.

Вместе с тем, однозначное решение, когда необходимо делать компенсацию реактивной мощности, принимается по значению ΔР (см. рис. ниже), которое можно определить по формуле ΔР = Р_ф – Р_н = К_ип*(Q_ф – Q_н), где коэффициент изменения потерь активной мощности К_ип при отсутствии заданной величины для промышленных предприятий принимают равным 0.07.

Рис. Треугольник мощности для расчета ΔР.

Учитывая, что Q_ф = Р_ф*tg(φ)_ф после преобразований получим

Подставив Q_н в формулу ΔР получаем:

и после преобразований

Полученная формула показывает, что при:

tg(φ)_ф = tg(φ)_н отсутствует экономия оплачиваемой мощности и компенсация реактивной мощности даст только техническую выгоду в плане стабилизации параметров сети и оптимизации работы электрооборудования;
tg(φ)_ф > tg(φ)_н ΔР > 0, т.е. потребителю придется заплатить за больший объем потребляемой мощности;
tg(φ)_ф ˂ tg(φ)_н ΔР ˂ 0, а значит экономится мощность, энергия и счета на оплату будут меньше.

Так, например, если усредненное значение Q_ф в интервале пиковой нагрузки по показаниям счетчика (или результатам энергоаудита) 10000 кВАР и расчетный tg(φ)_ф = 0.55 при нормативном tg(φ)_н = 0.45, то

ΔР = 0.7*10000*(0.55 – 0.45)/(0.55*(1 – 0.7*0.45)) = 1872 кВт, что при 8-часовом режиме работы за месяц добавит почти 450 тыс. кВт*ч электроэнергии к счету оплаты.

В то же время, если за счет компенсации реактивной мощности снизить tg(φ)_ф до 0.35, то

ΔР = 0.7*10000*(0.35 – 0.45)/(0.35*(1 – 0.7*0.45)) = — 2917 кВт, а это за месяц 875 тыс. кВт*ч экономии электроэнергии и, соответственно меньше затрат на оплату.

Экономическая целесообразность компенсации и выбор коэффициента реактивной мощности.

Оценка экономии электроэнергии по ΔР в совокупности со сроком окупаемости капитальных вложений Т_н позволяет определить не только экономическую целесообразность мероприятий по реактивной мощности, но и выйти на пороговый коэффициент реактивной мощности для установок повышения коэффициента мощности.

Так, ΔР*N*Т_сред не должно быть больше З_у/Т_н, где N – количество часов работы в год (ч/год), Т_сред усредненный тариф за оплату электроэнергии в руб/(кВт*ч), З_у – суммарные затраты на установку компенсации реактивной мощности (руб), Т_н – срок окупаемости (10 лет).

Таким образом компенсация реактивной мощности:

всегда выгодна технически, а зачастую и финансово, что может быть оперативно просчитано даже вручную;
экономически целесообразна при правильном выборе установки, мероприятия и расчете коэффициента реактивной мощности.

Аргументы для компенсации реактивной мощности

Постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442 утверждены новые «Основные положениями функционирования розничных рынков электрической энергии».
Теперь потребители с максимальной мощностью энергопринимающих устройств не менее 670 кВт, начиная с 1 июля 2012 г. получают в счетах для оплаты электрической энергии (мощности) выделенную отдельной строкой величину резервируемой максимальной мощности (пока информационно).
Резервируемая максимальная мощность определяется как разность между максимальной мощностью энергопринимающих устройств потребителя и фактической мощностью, использованной в соответствующем расчетном периоде. В случае отсутствия счетчиков с почасовым учетом потребления электрической энергии, резервируемая максимальная мощность рассчитывается исходя из результатов проведения контрольных замеров.
В свою очередь «максимальная мощность» — это наибольшая величина мощности, определенная к одномоментному использованию в соответствии с документами о технологическом присоединении (т.е. величина максимальной мощности определяется один раз в процессе технологического присоединения и прописывается в приложении к договору энергоснабжения).
Порядок оплаты резервируемой максимальной мощности будет подготовлен к 1 июля 2013 г (утверждено ПП РФ). Дата начала оплаты резервируемой максимальной мощности предполагается не позднее 1 июля 2014 г.
Логика введения учета и оплаты резервируемой максимальной мощности направлена на то, чтобы показать потребителям, какие у них есть резервы относительно максимальной мощности и постепенно побудить их от них отказаться. Отказ от излишних резервов позволит сетевым компаниям более оптимально грузить сети и работать с большей эффективностью. Сейчас же складывается ситуация, когда многие крупные потребители (заводы, предприятия) держат за собой огромные резервы максимальной мощности, в то время как у сетевых компаний по этим причинам отсутствуют собственные резервы для осуществления новых технологических присоединений.
С введением учета и оплаты резервируемой максимальной мощности мероприятия по компенсации реактивной мощности экономически выгодны потребителям, которым требуется увеличение нагрузки при практически выбранной максимальной мощности (ситуация с расширением производства). В этом случае, компенсация реактивной мощности позволяет высвободить дополнительную мощность, обеспечивая тем самым подключение нового оборудования без увеличения максимальной мощности. Поскольку при неизменной максимальной мощности увеличивается фактическая (потребляемая) мощность, компенсация реактивной мощности позволяет снизить величину учитываемой и оплачиваемой резервируемой максимальной мощности.
Пока окончательно не решен вопрос о порядке оплаты резервируемой максимальной мощности, в качестве предположения принимается логика оптового рынка электроэнергии. В соответствии с этим оплата резервируемой максимальной мощности будет осуществляться по тем же тарифам, что и услуги на передачу электрической мощности (Прим.: на оптовом рынке по одним и тем же ценам оплачивается как произведенная/поставленная на рынок мощность, так и мощность поддерживаемая генераторами в резерве).
Таким образом, ожидаемый экономический эффект от выполнения мероприятий по компенсации реактивной мощности, за счет снижении оплаты резервируемой максимальной мощности может быть оценен следующим образом:

Pм – Максимальная мощность, МВт (прописанная в приложении к договору энергоснабжения);
Pф1 – Текущая фактическая (потребляемая) активная мощность производства, МВт;
Pф2 – Ожидаемая фактическая (потребляемая) активная мощность производства при расширении производства и выполнении мероприятий по КРМ, МВт;
Тм – Тариф на услуги по передачи электрической мощности, руб/МВт (утверждается тарифным органом для каждого региона по уровням напряжения);
Экономический эффект = [Pм-(Pф2- Pф1)]*Тм, руб.,

Рассчитанный экономический эффект применим в оценке срока окупаемости мероприятий по КРМ.

Технические нормы.

Известно, что потери электроэнергии в кабельных линиях могут быть разделены на потери, вызываемые передачей активных и реактивных мощностей:
∆PР=(P2/ U2)*R, ∆PQ=(Q2/ U2)*R
При этом, избыточная реактивная мощность вызывает дополнительные потери электроэнергии в кабельных линиях. Снижение потерь при установки КУ мощностью Qк определяется по формуле:
∆P1==*R, где
Qн – реактивная мощность до КРМ;
R – активное сопротивление кабельной линии.
Исходя из снижения потерь электроэнергии в единицу времени, сокращение расхода электроэнергии в год составит:
∆W=∆P1*T,
где Т – число часов работы предприятия в год.
В большинстве случае мероприятия по КРМ рассматриваются как возможность снизить расход электроэнергии. Учитывая, что расход электроэнергии снижается за счет снижения потерь электроэнергии, устанавливать КУ целесообразно не на границы балансовой принадлежности (в этом случае потери в заводских сетях не снижаются и счетчик продолжает их учитывать), а в ТП или РП основных потребителей предприятия.
В соответствии со снижением расхода электроэнергии, расчет ожидаемого экономического эффекта от выполнения мероприятий по компенсации реактивной мощности составит:
Экономический эффект = ∆W*(Тээ+Цээ), руб, где:
Тээ – Тариф на услуги по передачи электрической энергии, руб/МВтч (утверждается тарифным органом для каждого региона по уровням напряжения);
Цээ – Цена на электроэнергию, складывающаяся на оптовом рынке (определятся для каждого регионального поставщика электроэнергии).

В соответствии с изложенным, включенные в опросный лист на КУ нижеперечисленные данные будут основанием для расчета экономического эффекта от выполнения мероприятий по компенсации реактивной мощности:

Марки участков кабельных и воздушных линий в соответствии с электрической схемой;
Длины участков кабельных и воздушных линий в соответствии с электрической схемой;
Число часов работы предприятия в год;
Название поставщика электроэнергии, регион поставки;
Уровень напряжения на границе балансовой принадлежности.

В ситуации с расширением производства:

Максимальная мощность, прописанная в приложении к договору энергоснабжения;
Текущая фактическая (потребляемая) активная мощность;
Ожидаемая после расширения фактическая (потребляемая) активная мощность.

Предоставление совместно с техническо-коммерческим предложением экономических расчетов – это дополнительное преимущество и аргумент в целесообразности выполнения мероприятий по компенсации реактивной мощности.
При этом, мероприятия по компенсации реактивной мощности должны начинаться с электрических измерений показателей качества электроэнергии. Только по итогам измерений возможно окончательно определить допустимость установки КУ в выбранных заказчиком точках.
Также, по результатам измерений выполняется полный анализ режима электропотребления, предоставляется возможность, что называется «увидеть электроэнергию» (рассчитываются все токи, напряжения, мощности, гармоники).
Таким образом, кроме мероприятий по компенсации реактивной мощности, электрические измерения позволяют выполнить разбор режимов электроснабжения в моменты сдачи, наладки, аварий, когда необходимы аргументы о качестве и надежности оборудования.

Смотрите также:

14 сентября 2023 ТО для электрооборудования
30 августа 2023 Электрощитовое оборудование: установил и забыл?
25 октября 2018 Распределительный силовой шкаф: зачем он нам нужен?
12 сентября 2018 КСО или КРУ: что выбрать?
20 августа 2018 Обслуживание и эксплуатация трансформаторных подстанций
26 апреля 2018 Распределительная трансформаторная подстанция
9 апреля 2018 Распределительные устройства: виды, особенности
30 марта 2018 Трансформаторная подстанция — виды, устройство, типы
21 февраля 2018 Ячейки 10кВ
15 сентября 2016 Проблема качества электроэнергии сама собой не решится
11 марта 2013 Влияние ПКЭ на трансформатор
11 марта 2013 Влияние ПКЭ на выключатель
16 августа 2012 Аргументы для экономического аудита энергоснабжения
25 февраля 2012 Компенсация реактивной мощности миф или реальность?
7 января 2012 КТПН и КТПВ в чем отличие?