Экономический эффект и срок окупаемости средств компенсации реактивной мощности

Рассчитаем экономическое значение реактивной мощности потребляемой из энергосистемы.

Математическое ожидание активной расчетной и реактивной нагрузки потребителя

	(3.13.1)
,	(3.13.2)

где κ_о – коэффициент приведения расчётной нагрузки к математическому ожиданию, κ_о = 0,9;

Р_р, Q_р – расчётная активная и реактивная мощность предприятия (с учётом потерь в трансформаторах).

Сведения по техническим параметрам трансформатора выбираются согласно расчетным данным из курсового проекта по курсу «Проектирование систем электроснабжения» согласно варианту.

Потери активной мощности в трансформаторе, кВт

	(3.13.3)
.	(3.13.4)

Потери реактивной мощности в трансформаторе определяются, кВАр

(3.13.5)

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

(3.13.6)

В расчётах компенсации, как правило, определяется нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению

(3.13.7)

где d_max – отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия (при отсутствии таких сведений принимают d_max =1);

a – основная ставка тарифа за активную мощность (приложения табл. П12), руб./кВт·мес (согласно постановлению региональной тарифной комиссии Ставропольского края от 20 ноября 2008 г. N 34/4);

b – дополнительная ставка тарифа на энергию (приложения табл. П12), руб./кВт·ч;

tgφ_б – базовый коэффициент РМ, принимаемый равным 0,25; 0,3 и 0,4 для сетей 6…20кВ, присоединённых к шинам подстанции с высшим напряжением соответственно 35,110 и 220…330кВ.

К₁ – коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки.

Величина К₁ может принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию К_w (по сравнению со значениями а = 60 руб./кВт·год и b = 1,8 коп/кВт·ч), который определяется по формуле

(3.13.8)

где К_w₁ и К_w₂ – коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставки тарифа на электроэнергию (определяются делением действующих ставок тарифа на а =60 руб/кВт ·год и b=1,8 коп/кВт·ч соответственно) т.е.

	(3.13.9)
	(3.13.10)

T_max – число часов использования максимальной нагрузки предприятия, которое принимается согласно табл. П13 из приложения.

Если по расчету окажется, что > 0,6 его значение принимают равным 0,6. Такое же значение принимают и для шин генераторного напряжения.

Расчёты потерь в трансформаторах для остальных цеховых сводятся в таблицу 3.13.1.

Таблица 3.13.1 – Расчёт потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах

№ТП	Коэффициент загрузки трансформатора b_т	Потери активной мощности ∆Р_т, кВт	Потери реактивной мощности ∆Q_т, кВАр	∑∆Рт, кВт	∑∆Qт, кВАр

Далее производится анализ баланса РМ на границе балансового разграничения с энергосистемой согласно выражению

(3.13.11)

Если < 0, то рекомендуется уменьшить нормативное значение экономического коэффициента реактивной мощности до обеспечения = 0.

В таблицу 3.13.2 заносятся технические параметры выбранных КУ (табл. П5 [6]).

Таблица 3.13.2. – Каталожные данные выбранных низковольтных конденсаторных батарей

№ТП	Тип КУ	Ном. мощность Q_нкб, кВАр	Число и мощность ступеней, шт.

Установка конденсаторных батарей снижает потери электрической энергии в сетях, при этом экономия, полученная за счет этих потерь, может покрыть затраты на установку конденсаторных установок, а также получить некоторый экономический эффект DЗ. По величине экономического эффекта и времени окупаемости конденсаторных установок можно судить о целесообразности их установки и принять решение об их использовании.

Экономический эффект определяется разностью приведенных затрат

DЗ = З₁-З₂,

(3.13.12)

где З₁ – приведенные затраты до установки конденсаторных установок, тыс. руб.;

З₂ – приведенные затраты после их установки, тыс. руб.

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

З₁= И_1пот,	(3.13.13)
З₂= Е_н×К_ку+И_ку+И_2пот,	(3.13.14)

где И_1пот и И_2пот – соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации, имеющие место в электрических сетях предприятия и энергосистемы, тыс.руб.;

К_ку – стоимость установленных конденсаторных установок, тыс.руб.;

И_ку – издержки на эксплуатацию конденсаторных установок, тыс.руб.

Издержки на конденсаторные установки включают в себя

И_ку= И_{ам ку}+И_{экс ку}+И_{пот ку},

(3.13.15)

где И_{ам ку} – амортизационные отчисления на конденсаторные установки;

И_{экс ку} – эксплуатационные расходы;

И_{пот ку} – стоимость потерь электроэнергии в конденсаторных установках (принимаем удельные потери в конденсаторах 0,004 кВт/кВАр).

Срок окупаемости конденсаторной установки КУ:

(3.13.16)

где U₂ – суммарные издержки после компенсации.

Определим капиталовложения в БНК:

(3.13.17)

где n_ку_i – количество БНК одинаковой мощности, шт;

Ц_ку_i – стоимость БНК, тыс.руб.

Согласно (3.13.17) по табл. П14, 15 определим капвложения в БНК.

Амортизационные отчисления на средства компенсации:

(3.13.18)

где – норма амортизационных отчислений, % ( = 4,4 %).

Определим эксплутационные издержки средств компенсации:

(3.13.19)

где – норма эксплуатационных расходов, %, которая принимается = 3 %.

Определим стоимость потерь электроэнергии в БНК:

(3.13.20)

где W _КУ – потери энергии в БНК;

b_ср – средний тариф платы за 1 кВт×ч, руб./кВт×год, определяемая по (3.13.21).

(3.13.21)

Потери активной энергии в конденсаторной установке, кВт×ч

(3.13.22)

где – фактическая мощность КУ, кВАр;

– удельные потери активной мощности в батареях конденсаторов, принимаемые для БНК до 1 кВ р_у= 0,004 кВт/кВАр;

– число часов работы (включения) КУ за год, ч, которое принимаем равным .

Стоимость потерь электроэнергии в электрических сетях определяем по выражению:

(3.13.23)

где ∆Э_∑ - суммарные потери энергии в кабельных линиях и трансформаторах.

Суммарные потери электроэнергии в рассматриваемом варианте, кВт×ч

(3.13.24)

где – потери активной энергии в i -м трансформаторе, кВт×ч;

– потери активной энергии в k -й кабельной линии, кВт×ч.

n – число трансформаторов, шт.

Потери энергии в одном трансформаторе определяем по формуле

(3.13.25)

где Т_В – число часов включения трансформатора в году, ч, которое принимаем равным Т_max;

t – время максимальных потерь, определяемое по формуле

(3.13.26)

Коэффициент загрузки трансформаторов до установки БНК определяем по формуле:

(3.13.27)

где – полная расчетная нагрузка группы без установки БНК, кВА.

Произведем расчет потерь мощности в трансформаторах до установки БНК.

Для остальных трансформаторов расчет аналогичен. Результаты заносим в таблицу 3.13.3.

Таблица 3.13.3. – Потери энергии в трансформаторах до установки БНК

№ТП	Коэффициент загрузки трансформатора b_т	Потери активной энергии ∆W_т, кВт×ч

Потери мощности в кабельных линиях определяем по формуле:

(3.13.28)

где U_Н – номинальное напряжение линии, кВ;

r_o – удельное активное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

l – длина линии, км;

S_РЛ – полная расчетная мощность нагрузки цеха (данные из курсового проекта).

По (3.13.28) ведется расчет потерь мощности в кабельной линии ГПП – ТП для всех цехов до и после установки БНК.

Расчеты потерь мощности для остальных линий аналогичны, их результаты сведены в таблицу 3.13.4.

Таблица 3.13.4. – Потери мощности в кабельных линиях до и после установки БНК

Линия	Количество кабелей, n	l, км	r_o, Ом/км	До установки БНК	После установки БНК
DР_Л, кВт	DР_Л, кВт

ИТОГО: