Экономический эффект и срок окупаемости средств компенсации реактивной мощности

электроэнергия трансформатор реактивный мощность

Установка КУ снижает потери электрической энергии, при этом экономия полученная за счет этих потерь может покрыть затраты на установку КУ, а так же получить некоторый экономический эффект DЗ. По величине экономического эффекта и времени окупаемости КУ мы можем судить о целесообразности их установки и принять решение об их использовании.

Экономический эффект определяем разностью приведенных затрат

DЗ=З₁- З₂, (7.30)

где З₁ - приведенные затраты на установку КУ, тыс. руб.;

З₂ - приведенные затраты после установки КУ, тыс. руб.

В приведенных затратах также учитываем сэкономленные потери электрической энергии и средства компенсации реактивной мощности.

З₁= И_1пот, (7.31)

З₂= Е_нК_ку+ И_ку+ И_2пот (7.32)

где И_1пот и И_2пот - соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации, имеющие место в электрических сетях завода и системы, тыс. руб./кВт×ч;

К_ку - стоимость установленных КУ, тыс. руб.;

И_ку - издержки по эксплуатации КУ, тыс. руб.

И_ку= И_{ам ку}+ И_{экс ку} + И_{пот ку.}, (7.33)

где И_{ам ку} - амортизационные отчисления на КУ;

И_{экс ку} - эксплуатационные расходы на КУ;

И_{пот ку} - стоимость потерь электроэнергии в КУ.

Принимаем удельные потери в КУ 0,004 кВт/квар.

Средняя стоимость электроэнергии, руб./ кВт×ч

(7.34)

где а - основная ставка за 1 кВт заявленной максимальной мощности, а= 100000 руб./кВт×год;

b - дополнительная ставка за 1 кВт×ч электроэнергии, учтённой расчётным счётчиком на стороне первичного напряжения, b =70 руб./кВт×ч;

Т_м - время использования максимума нагрузки предприятия, ч.

руб./ кВт×ч

Определяем годовые потери электроэнергии в внутризаводских трансформаторах и линиях.

Потери активной энергии в трансформаторах, кВт

, (7.35)

где t - время максимальных потерь, по [2] при Т_мах= 4500 ч ®t = 2500 ч.

Годовые потери в линиях электропередач

, (7.36)

Расчет потерь покажем на примере подстанции ТП1 и линии, питающей ее. Сечение кабеля питающего ТП4 q = 70 мм² (определялось при расчёте токов КЗ)

кВт×ч.

Аналогично находим потери энергии в ТП и линиях до и после компенсации. Все расчеты сводим в таблицу 7.6 и таблицу 7.7.

Таблица 7.6 - Потери энергии в трансформаторах

№ т. п.

Число трансформаторов

∆Р_хх, кВт

∆Р_кз, кВт

S, кВА

β_т

∆W_хх, кВт*ч

∆W_кз, кВт*ч

До компенсации

ТП 1

1*1000

1,9

10,8

1044,82

1,044

16644

29428

ТП2

1*1000

1,9

10,8

1065,68

1,065

16644

28755

ТП3

2*1000

1,9

10,8

2445,08

1,223

33288

80769

ТП4

1*1000

1,9

10,8

1188,90

1,189

16644

38170

ТП5

1*1000

1,9

10,8

1190,05

1,190

16644

38235

ТП6

2*1000

1,9

10,8

2197,11

1,098

33288

65103

Таблица 7.7 - Потери энергии в линиях

Линия	r₀_,Ом/км	L, км	S, кВА	∆P, кВт	∆W, кВт*ч
1	2	3	4	5	6
До компенсации
ГПП-РП	0,13	2,7	10702,96	202	502603
РП-ТП1	0,447	0,09	1044,82	0,44	1098
ТП1-ТП2	0,447	0,26	1065,68	1,32	3300
РП-ТП3	0,447	0,11	2445,08	1,47	3674
РП-ТП4	0,447	0,26	1188,90	1,643	4107
РП-ТП5	0,447	0,20	1190,05	1,266	3165
РП-ТП6	0,447	0,15	2197,11	1,618	4046
Σ	-	-	-	209,757	521993
После компенсации
ГПП-РП	0,13	2,7	7882,67	109	272623
РП-ТП1	0,447	0,09	826,97	0,275	688
ТП1-ТП2	0,447	0,26	874,26	0,888	2221
РП-ТП3	0,447	0,11	1468,96	0.530	1326

Определяем потери в трансформаторах ГПП 2x40 МВА. Коэффициент загрузки трансформаторов b=0,7, коэффициент мощности cosj=0,9. Параметры трансформаторов DP_хх=34 кВт, DP_кз=170 кВт.

В рабочем режиме трансформатор загружен мощностью S=0.7×S_ном=0,7×40000=28000 кВА.

Из них активной мощностью загружен на

Р = S×cosj = 28000×0,9=25200 кВт,

реактивной мощностью -

Считаем, что данная реактивная мощность протекает по трансформатору после компенсации, соответственно до компенсации по нему будет протекать реактивная мощность

Q₁=Q₂+Q_нк1/2= 12205 + 4420/2 = 14415 квар.

Потери энергии в трансформаторах после компенсации по (7.35)

МВт×ч.