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 Тн, как величина, обратная процентной ставке по кредитам, будет 10 лет, и коэффициент экономической эффективности (величина, обратная Тн) 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 (ИРэ, ИРэс, ИРп) и потребителей (ПРэс, ПРп) 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: ИРэ, ИРэс, ИРп соответственно источники поставщика электроэнергии, электросетевой компании, потребителя, а ПРэс, ПРп – 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 Рф и реактивной Qф мощности в определенных временных интервалах;
  • осуществляется энергоаудит с замерами активной Рф и реактивной Qф мощности во время пиковых (и минимальных) загрузок, то с помощью фактических значений Рф и Qф 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 = Рф – Рн = Кип*(Qф – Qн), где коэффициент изменения потерь активной мощности Кип при отсутствии заданной величины для промышленных предприятий принимают равным 0.07.

Рис. Треугольник мощности для расчета ΔР.

Тогда Рн = Рф – Кип*(Qф – Qн), а из треугольника мощностей

tg(φ)н = Qнн = Qн/( Рф – 0.7*(Qф – Qн)).

Учитывая, что Qф = Рф*tg(φ)ф после преобразований получим

Qн = tg(φ)н*Qф/tg(φ)ф – Кип*Qф*tg(φ)н + Кип*Qн*tg(φ)н = Qф*tg(φ)н*(1 – Кип*tg(φ)ф)/(tg(φ)ф*(1 – Кип*tg(φ)н)).

Подставив Qн в формулу ΔР получаем:

ΔР = Кип*(Qф – Qф*tg(φ)н*(1 – Кип*tg(φ)ф)/(tg(φ)ф*( 1 – Кип*tg(φ)н))

и после преобразований

ΔР = 0.7*Qф*(tg(φ)ф – tg(φ)н)/(tg(φ)ф*(1 – 0.7*tg(φ)н)).

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 Qф 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 Тн 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*Тсред не должно быть больше Зун, где N – количество часов работы в год (ч/год), Тсред усредненный тариф за оплату электроэнергии в руб/(кВт*ч), Зу – суммарные затраты на установку компенсации реактивной мощности (руб), Тн – срок окупаемости (10 лет).

Тогда ΔР = 0.7*Qф*(tg(φ)ф – tg(φ)н)/(tg(φ)ф*(1 – 0.7*tg(φ)н)) ≤ Зу/(Тн*N*Тсред) или после использования нормативного tg(φ)н = 0.45

0.7*Qф*(tg(φ)ф – 0.45)/(0.69*tg(φ)ф) = 1.01*Qф*(1 – 0.45/tg(φ)ф) = 1.01*Qф* - Qф*0.45/tg(φ)ф ≤ Зу/(Тн*N*Тсред)

Откуда

1.01*Qф - Зу/(Тн*N*Тсред) ≤ Qф*0.45/tg(φ)ф или tg(φ)ф ≤ Qф/(1.01*Qф) – Qфн*N*Тсреду = 1 – 10*Qф*N*Тсреду

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.

 1648   12.11.2019
Если голосом проще!
Менеджеры готовы принять заявку. Телефоны:
+7(495) 783-56-30
(многоканальный)
+7(925) 132-99-91
(WhatsApp)
Если проще написать!
В заявке укажите какая продукция Вас интересует.
Оставить заявку

Ждем Вас в гости!
Согласуйте время и приезжайте в наши офисы для получения технических консультаций
перейти к контактам