Экономический эффект и срок окупаемости средств компенсации реактивной мощности

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 З. 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 З=З₁-З₂, (7.2.1).

где З₁ — приведенные затраты на установку КУ;

З₂ — после их установки.

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

З₁=И_1пот, (7.2.2).

З₂=Е_нК_ку+И_ку+И_2пот (7.2.3).

где И_1пот и И_2пот — соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации, имеющие место в электрических сетях завода и системы;

К_ку — стоимость установленных КУ;

И_ку — издержки по эксплуатации КУ.

И_ку=И_ам ку+И_{экс ку} +И_{пот ку.}, (7.2.4).

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 0,0004 кВт/квар.

Определяем годовые потери электроэнергии в внутризаводских трансформаторах и линиях.

Потери активной энергии в трансформаторах.

(7.2.5).

где — время максимальных потерь, по [1] при Тмах=4500 ч =2500 ч.

Перед определением потерь в линиях внутризаводского электроснабжения предварительно выберем сечение кабелей с помощью экономической плотности тока. Ток, протекающий по линиям, приближенно определим по мощности питающих трансформаторов.

Расчет потерь покажем на примере подстанции ТП1 и линии, питающей ее.

кВт*ч.

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

Таблица 7.6.-Потери энергии в трансформаторах.

Выбор кабелей Для технико-экономического сравнения вариантов предварительно выберем кабели.

Сечения жил кабеля выбираются по экономической плотности тока и проверяются по нагреву и термической стойкости при КЗ. Проверка по термической стойкости при КЗ производится в пункте 11 данного проекта.

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока определяются по выражению:

(7.1).

где I_р — расчётный ток кабеля в нормальном режиме работы, А;

j_Э — экономическая плотность тока (А/мм²), принимаемая по 2 в зависимости от времени использования максимальной нагрузки и вида изоляции и материалов жил проводника, которая для кабелей с бумажной изоляцией и Тmax = 4300 ч принимается j_Э=1,4 А/мм².

Расчётный ток кабеля в нормальном режиме работы, А:

(7.2).

где — расчётная нагрузка линии с учётом потерь в трансформаторах и компенсацией реактивной мощности, кВ· А.

где Р_р — расчётная активная нагрузка линии с учётом потерь в трансформаторах, кВт:

(7.3).

Qр — расчётная реактивная нагрузка линии с учётом компенсации реактивной мощности и потерь в трансформаторах, квар:

(7.4).

В случае 2-х трансформаторных подстанций нагрузка, потери и компенсируемая мощность делятся пополам. Определяем расчетные нагрузки для выбора кабелей 10 кВ с учетом принятых конденсаторных батарей и потерь мощности в трансформаторах, причем при расчете нагрузок коэффициент расчетной нагрузки принимаем К_р = 1.

Кабели, питающие цеховые трансформаторы, проверяются по нагреву максимальным расчетным током, который определяется по формуле:

(7.5).

где — номинальная мощность i-ого трансформатора;

N_Т — число трансформаторов, питающихся по кабелю в нормальном режиме.

Необходимо, чтобы длительный допустимый ток кабеля с учетом конкретных условий прокладки был не менее расчетного максимального тока, то есть:

(7.4).

где — коэффициент, учитывающий условия прокладки, при нормальных условиях прокладки он равен 1.

Сечения жил кабелей, которые в послеаварийных или ремонтных режимах могут работать с перегрузкой (например, двойные сквозные магистрали), выбираются по условию:

(7.5).

где — кратность перегрузки, принимается равной =1,25 — для кабелей с бумажной изоляцией;

— расчетный ток линии в послеаварийном или ремонтном режиме,.

= 2•. (7.6).

Произведём выбор питающего кабеля ТП1 для 1-го варианта.

По (7.3) и (7.4) имеем:

По (9.13) расчётная нагрузка линии для 1-го варианта:

По (9.12) расчетный ток в линии от РП до ТП1 для 1-го варианта:

А.

Годовые потери в линиях электропередач.

.

По аналогии рассчитываем другие линии и сводим результаты расчета токов в таблицы 7.7 и 7.8.

Таблица 7.7.-Сечение кабельных линий.

Таблица 7.8.-Потери энергии в линиях.

№ линии.	r0 Ом/км.	l. км.	r. Ом.	I. А.	W. МВт*ч.
до компенсации.
ГПП-РП с1.	0,169.	3,0.	0,254.	222,6.	188,418.
ГПП-РП с2.	0,169.	3,0.	0,254.	207,3.	163,406.
РП-ТП1.	0,625.	0,318.	0,199.	32,67.	5,841.
РП-ТП5.	0,625.	0,075.	0,047.	47,25.	0,785.
ТП2.1-ТП3.1.	0,625.	0,323.	0,2.	60,08.	5,465.
ТП2.2-ТП3.2.	0,625.	0,323.	0,2.	60,08.	5,465.
РП-ТП4.	0,329.	0,215.	0,07.	110,40.	6,316.
РП-ТП2.	0,329.	0,210.	0,069.	104,81.	4,115.
РП-ТП3.	0,329.	0,520.	0,170.	120,16.	18,526.
323,4.
после компенсации.
ГПП-РП с1.	0,169.	3,000.	0,254.	194,5.	143,849.
ГПП-РП с2.	0,169.	3,000.	0,254.	168,4.	107,833.
РП-ТП1.	0,625.	0,318.	0,199.	34,67.	6,14.
РП-ТП5.	0,625.	0,075.	0,047.	38,05.	0,509.
ТП2.1-ТП3.1.	0,625.	0,323.	0,200.	48,80.	3,606.
ТП2.2-ТП3.2.	0,625.	0,323.	0,200.	48,80.	3,606.
РП-ТП4.	0,329.	0,215.	0,070.	86,42.	3,962.
РП-ТП2.	0,329.	0,210.	0,069.	87,09.	3,039.
РП-ТП3.	0,329.	0,520.	0,170.	97,61.	12,225.
315,1.

Определяем потери в трансформаторах ГПП 2×25 МВА. Коэффициент загрузки трансформаторов =0,7, коэффициент мощности cos=0,9. Параметры трансформаторов P_хх=25 кВт, P_кз=120 кВт.

В рабочем режиме трансформатор загружен мощностью S=0.7*S_ном=0,7*25 000=17500 кВА.

Из них активной мощностью загружен на.

.

реактивной мощностью.

.

Считаем, что данная реактивная мощность протекает по тран…