Технико-экономическое обоснование применения компенсирующих установок

Для определения целесообразности установки компенсирующих устройств в городских сетях при коммунально-бытовой нагрузке рассмотрим структурную схему распределения энергии, изображённую на рис. 5.4.1.

В качестве исходных данных используются проекты электроснабжения жилых домов, расчёты которых выполнены в соответствие с методикой, указанной в нормативных документах (СП-31-110-2003 «Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий», РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей»).

Исходные данные электрических нагрузок жилых домов с указанием точки подключения сведены в таблице 5.4.1.

Таблица 5.4.1

Электрические нагрузки вводно-распределительных устройств жилых домов

Точка подключения	Наименование	Ррасч., кВт	cosφ	tgϕ	Qрасч., кВАр	Sрасч., кВА
ТП №1	ВРУ-1	140,5	0,95	0,33	46,180	147,895
	ВРУ-2	157,2	0,95	0,33	51,669	165,474
	ВРУ-3	198	0,95	0,33	65,079	208,421
	ВРУ-4	125,7	0,95	0,33	41,316	132,316
ТП №2	ВРУ-5	134,6	0,92	0,43	57,339	146,304
	ВРУ-6	184	0,96	0,29	53,667	191,667
	ВРУ-7	164	0,95	0,33	53,904	172,632
	ВРУ-8	198	0,95	0,33	65,079	208,421
	ВРУ-9	248	0,96	0,29	72,333	258,333
ТП №3	ВРУ-10	77,8	0,73	0,94	72,839	106,575
	ВРУ-11	260	0,96	0,29	75,833	270,833
	ВРУ-12	106	0,72	0,96	102,168	147,222
	ВРУ-13	141	0,95	0,33	46,344	148,421
	ВРУ-14	141	0,96	0,29	41,125	146,875
	ВРУ-15	173,7	0,9	0,48	84,127	193
ТП №4	ВРУ-16	198	0,95	0,33	65,079	208,421
	ВРУ-17	263	0,96	0,29	76,708	273,958
	ВРУ-18	77,8	0,73	0,94	72,839	106,575
	ВРУ-19	250	0,96	0,29	72,917	260,417
	ВРУ-20	210	0,95	0,33	69,024	221,053

В таблице 5.4.2 сведены данные о сечении, длине и удельных сопротивлениях кабельных линии, проложенные от секций шин 0,4 кВ трансформаторной подстанции, и посчитаны потери мощности  и ∆ Q:

,                                              (105)

.                                              (106)

Таблица 5.4.2

Потери активной и реактивной мощности в кабельных линиях

Наименование	L, м	F, мм2	r0, мОм/м	R, Ом	x0, мОм/м	X, Ом	∆Ркл, кВт	∆Qкл, кВАр
ВРУ-1	150	120	0,261	0,039	0,08	0,012	5,93	1,82
ВРУ-2	165	150	0,208	0,034	0,079	0,013	6,51	2,47
ВРУ-3	200	240	0,13	0,026	0,077	0,015	7,82	4,63
ВРУ-4	200	150	0,208	0,042	0,079	0,016	5,04	1,92
ВРУ-5	135	120	0,261	0,035	0,08	0,011	5,22	1,60
ВРУ-6	165	185	0,169	0,028	0,078	0,013	7,09	3,27
ВРУ-7	160	150	0,208	0,033	0,079	0,013	6,87	2,61
ВРУ-8	190	240	0,13	0,025	0,077	0,015	7,43	4,40
ВРУ-9	135	240	0,13	0,018	0,077	0,010	8,11	4,80
ВРУ-10	150	70	0,447	0,067	0,082	0,012	5,27	0,97
ВРУ-11	155	240	0,13	0,020	0,077	0,012	10,24	6,06
ВРУ-12	190	120	0,261	0,050	0,08	0,015	7,44	2,28
ВРУ-13	190	150	0,208	0,040	0,079	0,015	6,03	2,29
ВРУ-14	150	120	0,261	0,039	0,08	0,012	5,85	1,79
ВРУ-15	120	150	0,208	0,025	0,079	0,009	6,44	2,45
ВРУ-16	135	185	0,169	0,023	0,078	0,011	6,86	3,17
ВРУ-17	150	240	0,13	0,020	0,077	0,012	10,14	6,00
ВРУ-18	230	120	0,261	0,060	0,08	0,018	4,72	1,45
ВРУ-19	165	240	0,13	0,021	0,077	0,013	10,07	5,97
ВРУ-20	135	185	0,169	0,023	0,078	0,011	7,72	3,56

Рисунок 5.4.1 – Структурная схема распределения электрическое энергии в городских сетях

В таблице 5.4.3 сведены данные о трансформаторных подстанциях, предусмотренных в качестве питания имеющихся нагрузок. Значения потерь активной мощности холостого хода и короткого замыкания взяты из справочных данных. Расчёт потерь реактивной мощности холостого хода и короткого замыкания производился по следующим формулам:

,                                    (107)

.                                    (108)

Для трансформатора типа ТМГ мощностью 630 кВА при  и  потери реактивной мощности составляют:

,

.

Таблица 5.4.3

Технические характеристики предусмотренных трансформаторов

Наименование	Sном, кВА	∆Рхх, кВт	∆Ркз, кВт	Rтр, мОм	Uкз, %	Iхх, %	∆Qхх, кВАр	∆Qкз, кВАр
ТП №1	630	1	7,6	0,31	5,5	0,7	4,41	34,65
ТП №2	1000	1,4	10,6	0,17	5,5	0,6	6	55
ТП №3	1000	1,4	10,6	0,17	5,5	0,6	6	55
ТП №4	1000	1,4	10,6	0,17	5,5	0,6	6	55

 

В таблице 5.4.4 сведены данные о потерях активной и реактивной мощностях, возникающих в трансформаторах при протекании мощности, подключенной к ним. Расчёт потерь в трансформаторе выполнялся по формулам:

,                    (109)

.                   (110)

где  – расчётная мощность, подключаемая к ТП с учётом потерь мощности в кабеле;

n – количество трансформаторов, включенных параллельно.

Для ТП №1  равна:

Потери мощности для ТП №1 равны:

,

.

Таблица 5.4.4

Потери мощности трансформаторных подстанций

Наименование	Sном, кВА	Ррасч., кВт	Qрасч., кВАр	Sрасч., кВА	∆Ртр, кВт	∆Qтр, кВАр
ТП №1	630	646,703	215,082	681,537	6,447	29,096
ТП №2	1000	963,327	319,012	1015,444	8,265	40,356
ТП №3	1000	940,769	438,276	1055,419	8,704	42,633
ТП №4	1000	1038,315	376,715	1113,625	9,373	46,104

 

В таблице 5.4.5 сведены данные о потерях активной и реактивной мощностях в кабельных линиях по уровню напряжения 10 кВ, в качестве которых предусматривается использование кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена сечением 240 мм². Расчёт потерь мощности выполнен по формулам:

,                             (111)

,                             (112)

Активное сопротивление определяется как

,                                            (113)

где  – погонное активное сопротивление, Ом/км;

 – длина кабельной линии, км;

 – количество кабельных линий, включенных в параллель.

Реактивное сопротивление определяется как

,                                          (114)

где  – погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.

Для кабельной линии №5 активное и индуктивное сопротивления равны:

 Ом,

 Ом.

Потери активной и реактивной мощности равны:

,

.

Таблица 5.4.5

Потери активной и реактивной мощности в кабельных линиях по уровню 10 кВ

№ КЛ	L, км	Pкл, кВт	Qкл, кВАр	R0, Ом/км	R, Ом	X0, Ом/км	Х, Ом	∆Ркл, кВт	∆Qкл, кВАр
№1	5	3621,9	1507,3	0,13	0,325	0,075	0,188	50,018	28,856
№2	0,5	3621,9	1507,3	0,13	0,033	0,075	0,019	5,002	2,886
№3	0,7	2968,7	1263,1	0,13	0,046	0,075	0,026	4,736	2,732
№4	0,6	1997,2	903,7	0,13	0,039	0,075	0,023	1,874	1,081
№5	1	1047,7	422,8	0,13	0,065	0,075	0,038	0,829	0,479

 

Для определения наиболее эффективного места расположения компенсирующих устройств при условии минимизации потерь активной мощности от протекания реактивной рассматриваются следующие схемы:

- установка компенсирующего устройства в распределительном пункте (РП-10 кВ) (рис. 5.4.2);

- установка компенсирующих устройств в трансформаторных подстанциях по уровню напряжения 10 кВ (рис. 5.4.4);

- установка компенсирующих устройств в трансформаторных подстанциях по уровню напряжения 0,4 кВ (рис. 5.4.5).

1. Установка компенсирующего устройства в распределительном пункте (РП-10 кВ)

На рис. 5.4.2 представлена схема установки компенсирующего устройства в распределительном пункте (РП-10 кВ).

Рисунок 5.4.2 – Структурная схема распределения электрическое энергии в городских сетях с расположением компенсирующего устройства (пунктиром обозначен участок со скомпенсированной реактивной мощностью)

Пунктирной линией обозначена часть электрической сети, на которой уменьшение передаваемой реактивной мощности будет приводить к уменьшению потерь активной мощности при протекании реактивной. Расчёт производится по формуле:

.                                    (115)

Для кабельной линии №1 (СШ-10 кВ ПС-110/10 кВ – РП-10 кВ) потери активной мощности равны:

.

Для определения потерь электрической энергии рассмотрим усреднённый суточный график нагрузки (рис. 5.4.3), построенный по данным табл.5.4.6.

Рисунок 5.4.3 – Усреднённый график суточных нагрузок

Количество часов использования максимума нагрузок определяется по формуле:

.                               (116)

По данным из табл. 4.5.6 количество часов использования максимума нагрузок равно:

 ч.

Число использования максимума нагрузок в год составляет  ч.

Потери электрической энергии в течение года составляют:

                                     (117)

.

При условии стоимости W=2,5 руб./кВт·ч, затраты на покрытие потерь составят З=57 672,4 руб/год.

Таблица 5.4.6

Часы потребления активной, реактивной и полной мощности в течение суток

Часы	о.е.	Ррасч., кВт	Qрасч., кВАр	Sрасч., кВА
1	0,49	1766,298	735,0542	1913,142
2	0,45	1627,376	677,2409	1762,67
3	0,41	1498,376	623,5572	1622,946
4	0,35	1250,301	520,3192	1354,247
5	0,35	1260,224	524,4488	1364,995
6	0,37	1329,685	553,3554	1440,231
7	0,42	1508,299	627,6867	1633,694
8	0,60	2173,142	904,3644	2353,81
9	0,63	2282,295	949,7891	2472,038
10	0,45	1637,299	681,3704	1773,418
11	0,53	1934,989	805,256	2095,858
12	0,60	2183,065	908,4939	2364,558
13	0,59	2153,296	896,1054	2332,314
14	0,47	1696,837	706,1475	1837,906
15	0,51	1835,759	763,9608	1988,378
16	0,46	1667,068	693,759	1805,662
17	0,46	1676,991	697,8885	1816,41
18	0,51	1835,759	763,9608	1988,378

Продолжение табл. 5.4.6

Часы	о.е.	Ррасч., кВт	Qрасч., кВАр	Sрасч., кВА
19	0,58	2103,681	875,4578	2278,574
20	0,74	2679,216	1114,97	2901,957
21	0,63	2272,372	945,6596	2461,29
22	0,69	2490,679	1036,509	2697,745
23	1,00	3621,903	1507,274	3923,016
24	0,70	2540,294	1057,157	2751,485

 

При установке компенсирующих устройств потери активной мощности при протекании реактивной составят:

,                          (118)

При использовании КУ мощностью 900 кВАр и стоимостью Ц_КУ=287400 руб:

;

/год;

З=2 924,32 кВт·ч/год·2,5 руб./кВт·ч=7 310,81 руб./год;

Экономия составит Э=50 361,59 руб./год;

Окупаемость составит: О= Ц_КУ/Э=287 400/50 361,59=5,71 лет.

В таблице 5.4.7 приведены данные потерь активной мощности и энергии при использовании компенсирующих установок различной мощности.

 

 

Таблица 5.4.7

Данные потерь активной мощности и энергии при компенсации

QКУ, кВАр	Цена КУ, руб	∆Р, кВт	∆W∆Р, кВт·ч	Затраты, руб./год	Экономия, руб./год	Окупаемость, лет
600	247 000	2,39	6 572,7	16 431,7	41 240,7	5,99
750	294 300	1,66	4 566,3	11 415,8	46 256,6	6,36
900	287 400	1,06	2 924,3	7 310,8	50 361,6	5,71
1050	409 900	0,6	1 646,7	4 116,7	53 555,7	7,65
1200	428 400	0,27	765,4	1 833,6	55 838,8	7,67
1350	435 900	0,07	184,4	461,3	57 211,1	7,62

Из приведённых данных следует, что целесообразней установка КУ при расположении её в РП-10 кВ (рис.5.4.2) мощностью 900 кВАр.

2. Установка компенсирующих устройств в трансформаторных подстанциях по уровню напряжения 10 кВ

Рассмотрим схему, изображённую на рис. 5.4.4. В качестве основного критерия при компенсации реактивной мощности будет использоваться критерий наименьших потерь активной мощности при протекании реактивной.

Расчёт потерь активной мощности при протекании реактивной с учётом данных табл. 2.1.1 будет выполняться по формуле:

.     (119)

Потери активной мощности составят .

Потери электрической энергии в течение года составляют:

.

При условии стоимости W=2,5 руб./кВт·ч, затраты на покрытие потерь составят З=73 601,62 руб/год.

Рисунок 5.4.4 – Структурная схема распределения электрическое энергии в городских сетях с расположением компенсирующего устройства (пунктиром обозначен участок со скомпенсированной реактивной мощностью)

При компенсации реактивной компенсации используется формула:

                                         (120)

При выборе компенсирующих установок мощностью  (Ц_КУ1=190 800 руб.),  (Ц_КУ2=199 700 руб.),  (Ц_КУ3=224 100 руб.) и  (Ц_КУ4=199 700 руб.) потери активной мощности составят .

Потери электрической энергии составят /год;

З=72,31 кВт·ч/год·2,5 руб./кВт·ч=180,78 руб./год;

Экономия составит Э=73 420,83 руб./год;

Окупаемость составит: О= Ц_КУ/Э=814 300/73 420,83=11,1 лет.

3. Установка компенсирующих устройств в трансформаторных подстанциях по уровню напряжения 0,4 кВ

Рассмотрим схему, изображённую на рис. 5.4.5. Основным критерием при выборе КУ является наименьшие потери активной мощности при протекании реактивной.

Потери активной мощности в трансформаторах определяются как

.                             (121)

Потери активной мощности в трансформаторах будут составлять .

Общие потери активной мощности с учётом потерь в КЛ-10 кВ составят

Потери электрической энергии в течение года составляют:

.

При условии стоимости W=2,5 руб./кВт·ч, затраты на покрытие потерь составят З=117 542,22 руб/год.

При компенсации реактивной компенсации используется формула:

. (121)

При выборе компенсирующих установок мощностью  (Ц_КУ1=53.100 руб.),  (Ц_КУ2=104.000 руб.),  (Ц_КУ3=132.000 руб.) и  (Ц_КУ4=124.000 руб.) потери активной мощности составят 0,5 кВт.

Потери электрической энергии составят

/год;

З=1 375,86 кВт·ч/год·2,5 руб./кВт·ч=3 439,66 руб./год;

Экономия составит Э=114 102,56 руб./год;

Окупаемость составит: О= Ц_КУ/Э=414 100/114 102,56=3,63 лет.

Рисунок 5.4.5 – Структурная схема распределения электрическое энергии в городских сетях с расположением компенсирующего устройства (пунктиром обозначен участок со скомпенсированной реактивной мощностью)

В результате проведённых расчётов с использованием программы MS Excel 2010 тестовой схемы, изображённой на рис. 5.4.1, следует:

1) Применение компенсирующих установок в распределительном пункте РП – 10 кВ позволяет уменьшить потери активной мощности при протекании реактивной на 7,33 кВт, т.е. на 87%, при сроке окупаемости 5,7лет;

2) Применение компенсирующих установок в трансформаторных подстанциях по уровню напряжения 10 кВ позволяет уменьшить потери активной мощности при протекании реактивной на 10,69 кВт, т.е. на 99,8%, при сроке окупаемости 11,09 лет;

3) Применение компенсирующих установок в трансформаторных подстанциях по уровню напряжения 0,4 кВ позволяет уменьшить потери активной мощности при протекании реактивной на 16,91 кВт, т.е. на 97,07%, при сроке окупаемости 3,63 лет.

Исходя из выше сказанного следует, что целесообразней установка компенсирующих устройств в трансформаторных подстанциях по уровню напряжения 0,4 кВ, т.к. это приводит к большему снижению потерь активной мощности от протекания реактивной, чем при размещении КУ в других рассмотренных местах схемы. Так же установка компенсирующих устройств в трансформаторных подстанциях на секциях шин низкого напряжения позволяет сократить срок окупаемости за счёт более низкой стоимости по сравнению с ценами установок на стороне высокого напряжения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наличие реактивной мощности в сетях является неотъемлемым фактором нормальной работы потребителей, нуждающихся в создании магнитного поля. Но в отличие от активной мощности, потребляемой электроприёмниками, реактивная не производит полезной работы, а происходит периодический обмен энергией магнитного поля между источником и приёмником, загружая систему «бесполезной» мощность.

Протекание реактивной мощности по сети от источника до потребителя приводит к следующим отрицательным последствиям:

1. Увеличение потерь активной мощности от протекания реактивной;

2. Увеличение потерь реактивной мощности от протекания реактивной;

3. Увеличение потерь напряжения;

4. Уменьшение пропускной способности сети;

5. Увеличение капитальных затрат на строительство и реконструкцию сетей.

Для уменьшения отрицательных воздействий от протекания реактивной мощности необходимо производить мероприятия по её компенсации, под которой подразумевается размещение в элементах системы установок ёмкостного характера.

В городских сетях основными потребителями реактивной мощности являются электроустановки наружного освещения (5 % от общей потребляемой мощности), трансформаторные подстанции (15 %) и бытовые электроприёмники (80 %).

 В качестве основного способа компенсации реактивной мощности приниматься метод поперечной компенсации, т.к. он наиболее эффективен для увеличения коэффициента мощности и, как следствие, уменьшения потерь активной мощности при протекании реактивной и увеличения пропускной способности сети.

В городских сетях для компенсации реактивной мощности целесообразней использовать компенсирующие устройства на базе конденсаторных батарей на тиристорных выключателях с возможностью автоматического регулирования производимой реактивной мощности. Основным фактором, обуславливающим данное требование, является резко изменяющимся суточным графиком нагрузки коммунально-бытовых потребителей. В случае применения КУ с фиксированной генерируемой мощностью возникает возможность перекомпенсации, что приведёт к перетокам реактивной мощности и, как следствие, к увеличению потерь активной мощности от протекания реактивной и уменьшению пропускной способности сети. Применение тиристорных выключателей в компенсирующих установках совместно с автоматическим регулирование производимой реактивной мощности позволяется быстро реагировать на резко изменяющийся уровень потребления реактивной мощности, исключая человеческий фактор.

В результате расчёта тестовой схемы было определено, что наиболее эффективным местом установки компенсирующих устройств являются секции шин по уровню напряжения 0,4 кВ в трансформаторной подстанции. Данное расположение приводит к бо́льшему снижению потерь активной мощности от протекания реактивной, чем при размещении КУ в других рассмотренных местах схемы. Так же установка компенсирующих устройств в трансформаторных подстанциях на секциях шин низкого напряжения позволяет сократить срок окупаемости за счёт более низкой стоимости по сравнению с ценами установок на стороне высокого напряжения.

Так же необходимо отметить, что компенсация реактивной мощности в городских сетях положительно сказывается на сети высокого напряжения. Во-первых, уменьшаются потери активной и реактивной мощности. Во-вторых, увеличивается пропускная способность системы. В-третьих, уменьшаются капитальные затраты на строительство новых и реконструкцию старых сетей с целью увеличения передаваемой полезной энергии.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2011. - 854 с.

2. ГОСТ 1282-88 (СТ СЭВ 294-84) Конденсаторы для повышения коэффициента мощности. Общие технические условия. – М.: Издательство стандартов, 1988 – 17 с.

3. ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – М.: Стандартинформ, 2014 – 16 с.

4. РД 34.20.185-94 Инструкция по проектированию городских электрических сетей. – М.: Энергоатомиздат, 1995 – 30 с.

5. СП-31-110-2003 Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий. – М.: Госстрой России, ФГУП ЦПП, 2004 – 138 с

6. Кабышев А.В. Компенсация реактивной мощности в электроустановках промышленных предприятий: учебное пособие./ А.В. Кабышев; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – 234 с.

7.  Константинов Б.А., Зайцев Г.З. Компенсация реактивной мощности./ Б.А. Константинов, Г.З. Зайцев; – М.: Энергия, 1976 – 104 с. с ил.

8. Минин Г.П. Реактивная мощность./ Г.П. Минин; – М.: Энергия, 1978 – 88 с.

9. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчётов./ Ю.С. Железко. – М.: ЭНАС, 2009. – 456 с. : ил.

10. Седаков Л.В. Конденсаторные установки./ Л.В. Седаков; – М. – Л.: Госэнергоиздат, 1963. – 72 с.

11. Ильяшов В.П. Комплектные конденсаторные установки./ В.П. Ильяшов; – М.: Энергия, 1968 – 88 с.

12. Костин В.Н. Оптимизационные задачи электроэнергетики: учебное пособие./ В.Н. Костин; – СПб.: СЗТУ, 2003 – 120 с.

13. Родзина О.Н. Методические указания к выполнению контрольных работ по курсу: «Методы оптимизации»./ О.Н. Родзина; – Таганрог: Изд-во Технологического института Южного федерального университета – 2011 – 52 с.

14. Гельман Г.А. Проектирование электроустановок квартир с улучшенной планировкой и коттеджей (на базе электрооборудования компании Schneider Electric)./ Г.А. Гельман [и др.] – Изд-во: Schneider Electric Publisher – 2007 -242 c.

 

---

Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 408; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!