22

О ВВОДЕ В ДЕЙСТВИЕ РТМ36.18.32.6-92 "УКАЗАНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ УСТАНОВОК КОМПЕНСАЦИИ

РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ"

(технический циркуляр ВНИПИ Тяжпромэлектропроект N 360-93 от 15 января 1993 г.)

Настоящий руководящий технический материал (РТМ), разработанный институтом Тяжпромэлектропроект (г. Москва), содержит указания по проектированию компенсации реактивной мощности (КРМ) в электрических сетях общего назначения промышленных и приравненных к ним потребителей с присоединенной мощностью 750 кВ*А и выше, отнесенных прейскурантом N 09-01 к I тарифной группе и получающих питание от энергосистемы.

РТМ заменяет раздел 2 "Указаний по проектированию КРМ в электрических сетях промышленных предприятий", М788-930,    1984    г.    Разработка РТМ

вызвана неприемлемостью введенных в 1984 г. Указаний из-за разработки в 1990 -1992 гг. новых нормативных документов Минэнерго и кардинального изменения стоимостных показателей электрооборудования. Применение РТМ при проектировании электроустановок позволит принимать экономически целесообразные решения при выборе средств КРМ, обеспечит проведение единой технической политики и придает взаимоотношениям между потребителем и энергоснабжающей организацией взаимовыгодный характер. С этой целью предлагается:

1.    Ввести в опытно-промышленную эксплуатацию в институте Тяжпромэлектропроект с 1 января 1993 г. РТМ36.18.32.6-92 "Указания по проектированию установок КРМ в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий".

2.    Период опытно-промышленной эксплуатации

23

PTM36.18.32.6-92 установить 2 года. В 1995 г. обобщить результаты внедрения РТМ и при необходимости внести в них изменения.

3.    Техническому отделу института совместно с научно-исследовательской лабораторией НИЛ-1 разработать в I квартале 1993 г. пособие к РТМ36.18.32.6-92 в целях ускорения их внедрения в практику проектирования.

4.    Технический циркуляр ВНИПИ Тяжпромэлект-ропроект N 347 от 5 октября 1984 г. считать утратившим силу.

5.    Электротехническим отделам отраслевых проектных институтов при расчетах средств КРМ рекомендуется пользоваться РТМ36.18.32.6-92 с момента их опубликования в "Инструктивных и информационных материалах по проектированию электроустановок" института Тяжпромэлектропроект.

6.    Замечания и предложения, касающиеся методов расчета средств КРМ, направлять в технический отдел института.

Главный инженер ВНИПИ Тяжпромэлектропроект А. Г. Смирнов

32

При передаче РМ, не превышающей экономическое значение, У определяется согласно п. 2.7; при передаче РМ, превышающей экономическое значение, - согласно п. 2.8;

Кч/- коэффициент увеличения ставки двухставоч-

ного тарифа на электроэнергию по сравнению со значениями, указанными в прейскуранте N 09-01.

2.9.1. Ср.г - удельная стоимость потерь активной мощности при генерации РМ в СД и конденсаторных установках

Ср.г‘(а+8Тг-/о'^г)/(*.

2.9.2. В случае применения энергоснабжающей организацией различных по значению коэффициентов увеличения основной и дополнительной ставок тарифа на активную мощность

Ср.п - (ZKwf *8£ /о ^гк^,

Kw-~ а+бТм-Ю'*

33

где Тм ~ число часов использования максимальной нагрузки.

2.10.    Затраты на потери активной мощности при передаче РМ в сеть напряжением до 1 кВ пропорциональны величине А

A =Cp.nR₃/(U*-/O^s),

где Rj - эквивалентное сопротивление сети б -

10 кВ (от шин б - 10 кВ РП, ГПП до шин 0,4 кВ цеховых ТП), Ом,

Рэ ~{Rt *%о£ср)/^г /

Rr - сопротивление трансформатора, Ом; -

удельное сопротивление кабельной линии, Ом/км;

бср~ средняя длина кабельных линий б - 10 кВ к

цвхое'ч.4 трансформаторам, км; Л'г - количество це-

ховых трансформаторов; Ц. - номинальное напряжение сети 6 или 10 кВ.

2.11.    Зр.В.К , Зр.Н.К - удельные затраты на

потери активной мощности в конденсаторных установках БВК и БНК, руб./квар,

Зр.В.К - Cp.rPjg ;

Зрм.К = Ср.гР$_и 9

где Р$_в - удельные потери активной мощности на генерирование РМ установками БВК, кВт/квар; P$g -

34

= 0,002; Pfa - удельные потери активно^ мои*-ности на генерирование РМ установками БНК, кВт/квар; Pin - 0,004.

2.12.    3$х    ,    3_М/С    -    удельные    затраты    на

компенсацию РМ установками БВК, БНК

3&.к ⁹Q22Csjc +3/>бж +0,22C₃; 3/f.x *0,22См +3/>.м/с.

где €&,к    ~    удельная    стоимость    БВК    без    коммутирующего выключателя в - 10 кВ, руб./квар; с8    -

удельная стоимость выключателя б - 10 кВ, руб/квар; 0,22 - суммарный коэффициент годовых от

числений; Сиж~ удельная стоимость БНК, руб./|свар. 2.13. Qa.h - номинальная РМ СД

QaM

где Рд.н - номинальная активная мощность СД;

- номинальный коэффициент реактивной мощности.

коэффициент загрузки СД по РМ

^c('^sQa/$A#

- генерируемая СД РМ при коэффициенте

36

рузку по активной мощности меньше номинальной. Учитывая, что практически для большинства СД коэффициент загрузки по активной мощности меньше

0,85 при Ца.р& 1*2 Цд.нс достаточной стернью

точности может быть принято соотношение

Qa./> Ъг S, 2 Qa.H

3. Выбор мощности средств КРМ

3.1.    Исходные данные для выбора мощности средств КРМ можно подразделить на три группы.

3.1.1.    Данные, содержащиеся в проекте электроснабжения предприятия:

расчетные нагрузки на границе балансового

разграничения Рр , Qp ;

расчетные нагрузки до 1 кВ цеха, предприятия, группы цеховых трансформаторных подстанций

Р/хм »Qp,H '•

единичная мощность и коэффициент загрузки цеховых трансформаторных подстанций S? , j3r I

параметры устанавливаемых синхронных элект

родвигателей

3.1.2. Данные, передаваемые потребителю энергоснабжающей организацией:

экономические значения реактивной мощности и энергии в точке балансового разграничения, потребляемые в часы больших нагрузок электрической

сети Qj ,    ;

37

кратность повышения тарифа на электроэнергию

»у С /Г)»

технические пределы потребления и генерации

реактивной мощности и энергии Q_n, Wq , Q_r ,

War '- ^

часы больших и малых нагрузок, часы максимума и минимума нагрузки электрической сети. В случае, когда эти данные энергоснабжающей организацией не устанавливаются, величины Q$ ,    ,

Q* *    .    Qr » Wa_r относятся ко все

му расчетному периоду без разделения его на часы больших и малых нагрузок, а часы максимума и минимума нагрузки принимаются совпадающими с часами максимума м минимума энергосистемы.

3.1.3. Данные, содержащиеся в нормативных и директивных документах, а также справочные данные, содержащиеся в технической литературе.

3.2. Экономическое значение РМ (см. п.2.3), определенное энергоснабжающей организацией, является максимальным значением РМ, передаваемой потребителю в пределах экономических значений. При

выборе средств КРМ значение Q* может быть уменьшено.

3.3. Значение коэффициента реактивной мощности ^^является определяющим при выборе потребителем мощности средств КРМ. В случае применения энергосистемой оптимизационного метода расче

та и установления потребителю значения

38

меньше нормативного ipf_M< . потребитель вправе обратиться в энергоснабжающую организацию. Значение    потребитель может определить по сле

дующей формуле

3W

где илам- отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки.

При отсутствии указанных данных принимают d_MaKC ~ - базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый равным 0,25; 0,3 и 0,4 для сети 6 - 20 кВ, присоединенной к шинам подстанции с высшим напряжением соответственно 35, 110 - 150 и

220 - 330 кВ; Л/ - коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторы; принимается в настоящее время согласно [4] равным Л/ = /Г*у . Если согласно расчету окажется, что 0,6, его значение принимают равным 0,6

Для шин 6 - 20 кВ подстанций с высшим напряжением 500 кВ и выше и шин генераторного напряже-

39

ния    _н-    0,6.    Для    потребителей,    питающихся    от

сети 0,4 кБ, принадлежащей энергоснабжающей

организации, принимается

3.4.    Выбор средств КРМ и мощности компенсирующих устройств осуществляется в два этапа: при потреблении РМ из энергосистемы в пределах экономического значения и потреблении РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение.

На первом этапе определяется мощность БНК, устанавливаемых в сети до 1 кВ по критерию выбора минимального числа цеховых трансформаторных подстанций, определяется РМ СД, которую экономически целесообразно использовать для целей КРМ по сравнению с потреблением из энергосистемы, не превышающим экономического значения. По завершении расчетов первого этапа составляется баланс РМ на грант* балансового разграничения с энергосистемой. В случае дисбаланса РМ выполняется второй этап, при котором рассматривается экономическая целесообразность получения дополнительной РМ за счет увеличения мощности БНК, более полного использования РМ, генерируемой СД, при сопоставлении этих источников с потреблением РМ из энергосистемы, превышающим экономическое значение. На втором этапе расчетов также определяется целесообразность установки БВК в сети б - 10 кВ.

3.5.    Определение мощности батарей конденсаторов (БНК), устанавливаемых в сети до 1 кВ.

3.5.1. Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число, необходимое для питания расчетной активной нагрузки

^тмин ' Рр-^Н/$г) *

40

где tр.н - расчетная активная нагрузка до 1 кВ данной группы трансформаторов; - коэффициент

загрузки трансформаторов, определяемой в зависимости от категории электроприемников по бесперебойности электроснабжения;    -    единичная    мощ

ность цеховых трансформаторных подстанций, принимается в зависимости от удельной плотности нагрузки.

Полученное значение ^ /уцц округляется до

ближайшего большего целого числа.

3.5.2. Наибольшее значение реактивной мощности Qj- , которое может быть передано через

трансформаторы в сеть до 1 кВ при заданном коэффициенте загрузки трансформаторов fej- :

3.5.2.1. Для трансформаторов масляных и заполненных негорючей жидкостью

Q_r •UvS_rl/_TimjS_r)*-f&

Коэффициент 1,1 учитывает, что цеховые трансформаторы имеют, как правило, загрузку не превышающую 0,9 и коэффициент сменности по энергоиспользованию имеет значение менее 0,9, поэтому для мйсляных трансформаторов согласно ГОСТ 14209-65 может быть в течение одной смены допущена сис-темалгммеская перегрузка 10%;

41

3.5.2.2. Для трансформаторов сухих

Qt “ !(4,05£т Nr. MUH fir) * ~ Ррл

Коэффициент 1,05 учитывает, что перегрузочная способность сухих трансформаторов согласно правилам эксплуатации электроустановок потребителей примерно вдвое ниже масляных.

3.5.3. Мощность низковольтных батарей конденсаторов (БНК) по критерию выбора минимального числа цеховых трансформаторов

Qn.Kf - Qp* ~ Qt .

3.5.4. Целесообразность дополнительной,

установки БНК при одновременном

потреблении РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение, определяется при анализе баланса РМ на границе балансового разграничения с энергосистемой (см. п. 3.7.6).

3.6. Определение РМ, генерируемой СД.

3.6.1.    Каждая группа СД в зависимости от номинальной мощности, частоты вращения рассматривается индивидуально в целях использования генерируемой ими РМ для КРМ.

3.6.2.    Располагаемая реактивная мощность СД номинальной мощностью свыше 2500 кВт и располагаемая реактивная мощность СД с частотой вращения свыве 1000 1/мин независимо от номинальной мощности во всех случаях используется для КРМ без выполнения обосновывающих расчетов. При этом необходимо иметь в виду, что генерируемая указанными СД номинальная РМ учтена при расчете электрических нагрузок согласно [5, 6, 7].

Значение РМ, генерируемой этими группами СД,

24

РУКОВОДЯЩИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ "УКАЗАНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ УСТАНОВОК КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ"

РТМ 36.18.32.6-92 ¹

Настоящий руководящий технический материал (РТМ) содержит указания по проектированию компенсации реактивной мощности (КРМ) в электрических сетях общего назначения промышленных и приравненных к ним потребителей.

Разработка РТМ вызвана неприемлемостью ранее действующих Указаний [1] по причине введения в действие в 1990 - 1992 гг. новых нормативных документов Минэнерго, нового прейскуранта N 09-01 "Тарифы на электрическую и тепловую энергию", кардинального изменения стоимостных показателей электрооборудования.

Изложенная в РТМ методика выбора и размещения средств КРМ в электрических сетях общего назначения позволяет потребителю наиболее экономичным путем выполнить требования электроснабжающей организации на границе балансового разграничения.

Цель РТМ -.обеспечить единую техническую политику при выборе средств КРМ и придать взаимоотношениям между потребителем и энергоснабжающей организацией взаимовыгодный характер.

42

за исключением РМ, учтенной при определении электрических нагрузок,

Qai ^г £(Qa P ~$дн) ~ 0,2 Од.и.

3.6.3. Использование СЛ номинальной мощностью до 2500 кВт и с частотой вращения до 1000 1/мин определяется значением величины

, характеризующей целесообразность

использования РМ СД при одновременном потреблении РМ из энергосистемы, не превышающем экономическое

значение. Минимальные значения ft , при которых использование РМ СД экономически целесообразно по сравнению с потреблением РМ из энергосистемы,

0,2; 0,6; 1;

1,2. При значениях

менее указан

приведены в табл. 1 и 2 для значений ct. , равных

ных в табл. 1 и 2 для (Л,    =0,2    использование

генерируемой СД РМ экономически нецелесообразно.

При значении Я , находящемся в интервале между

приведенными в указанных таблицах значениями, (К определяется интерполяцией. Суммарное значение РМ, генерируемое этими группами СД

С1дм - LciQa,//

3.6.4. РМ СД, которую экономически целесообразно использовать для КРМ при одновременном потреблении РМ из энергосистемы, не превышающем экономическое значение

Qc-Д -Qa/

25

1. Общая част*

1.1.    Область применения РТМ — проектирование

установок КРМ в сетях общего назначения промышленных и приравненных к ним потребителей с присоединенной электрической мощностью 750 кВ*А и выше, отнесенных прейскурантом N 09-01 к I тарифной группе и получающих питание от энергосистем.

1.2.    РТМ заменяет раздел 2 “Компенсация реактивной мощности в электрических сетях общего назначения" "Указаний по проектировании КРМ в электрических сетях промышленных предприятий", шифр М788-930, разработанных а 1984 г. и опубликованных в "Инструктивных указаниях по проектированию электротехнических промышленных установок” N 1 за 1984 г. Раздел 3 "Компенсация реактивной мощности в электрических сетях со специфическими нагрузками” Указаний 1984 г. действует до завершения институтом соответствующей разработки в 1994 г.

1.3.    РТМ могут руководствоваться все организации при проектировании новых и реконструируемых предприятий независимо от отрасли промышленности и ведомственной принадлежности организации.

1.4.    Согласно РТМ производится выбор средств КРМ, определение их мощности и мест подключения в электрических сетях общего назначения напряжением до 1 кВ и 6 - 10 кВ, выбор оптимального числа цеховых трансформаторных подстанций. Решения, принятые согласно РТМ, являются неотъемлемой частью проекта электроснабжения предприятия.

1.5.    В качестве средств КРМ в сетях общего назначения принимаются батареи низковольтных (БНК) и высоковольтных (БВК) конденсаторов и синхронные электродвигатели.

1.6.    В основу принимаемых согласно РТМ решений по выбору средств КРМ положена минимизация приведенных затрат. Критерии выбора решений не привязаны жестко к действующим в настоящее время

26

ценам на электрооборудование, как это имело место в Указаниях 1984 г., а представлены в общем виде, позволяющем принимать оптимальные и близкие к ним решения в условиях частого и значительного изменения стоимостных показателей.

1.7. Содержащиеся в РТМ указания носят не обязательный, а рекомендательный характер. Потребитель вправе принять и другие, менее экономичные, решения по КРМ, но при этом он неизбежно будет нести дополнительные затраты при расчетах с энергоснабжающей организацией за пользование электрической энергией. Взаимоотношения между электроснабжающей организацией и потребителем в части КРМ определяются договором на пользование электроэнергией (ДПЭ).

2. Обозначения и определения основных величин

2.1.    Рр , Qp - математическое ожидание

расчетной активной и реактивной мощности (нагрузки) потребителя на границе балансового разграничения с энергосистемой.

Рр *РрК₀ ; Qp ^sQp/(b

где Рр и Qp ~ расчетные нагрузки, определяемые согласно Указаниям по расчету электрических нагрузок РТМ 36.18.32.4-92 в целях выбора элементов сети электроснабжения по условиям их нагрева;

Ко “ коэффициент приведения расчетной нагрузки

к математическому ожиданию.    Согласно

РТМ 36.18.32.4-92 может быть принят равным 0,9.

2.2.    Рр,ц , Qp.M - расчетная активная и

27

реактивная мощность (нагрузка) группы электро-приемников до 1 кВ (цех, корпус, предприятие в цр'ом, группа трансформаторов) при натуральном коэффициенте мощности, определяемая согласно РТМ 36.18.32.4-92. При значительном числе электроприемников Рр.н , Qp.H фактически являются математическим ожиданием нагрузки.

2.3. Qg - экономическое значение РМ,

потребляемой из сети энергосистемы в часы больших нагрузок электрической сети;

где

Q, * Р_Р Щ

максимальное значение экономического

коэффициента реактивной мощности, определяемого энергоснабжающей организацией согласно [2] оптимизационным или нормативным методами. Значение

Ch для конкретного потребителя указывается в ДПЭ;

QfJ.3 ~ РМ, потребляемая из сети энергосистемы,

превышающая экономическое значение.

Кроме Qj в ДПЭ энергоснабжающая организация

указывает:

Wfy - экономическое значение реактивной

Qn . Щ,

энергии;

технические пределы пот-

28

ребления реактивной мощности и энергии;

S_r • W<t_r - технические пределы генерации реактивной мощности и энергии в сеть энергосистемы.

2.4.    Qh.k ~ мощность устанавливаемых батарей низковольтных конденсаторов (БНК).

2.5.    Qв.к ~ мощность устанавливаемых батарей высоковольтных конденсаторов (БВК).

2.6.    -    удельная стоимость потребления

реактивной мощности и энергии, не превышающего экономическое значение, руб./квар*год,

С_в, T„_q, -Ю^г1-/,6/<,,

где Cf - плата за 1 квар потребляемой РМ,

руб./квар*год, (согласно [3] Cf - 1,2);

плата за 1 квар*ч потребляемой реактивной энергии, коп./квар*ч, (согласно [3] Cli - 0,03).

Для потребителей, не имеющих приборов учета

максимальной РМ, значение Cq₃ определяется по выражению

Cq₉    'Ю

где Ctf - плата за 1 квар*ч потребляемой реактивной энергии, принимаемая согласно [3] для потребителей, не имеющих приборов учета максимальной

29

РМ, равной 0,08 кол./квар*ч;7/к7^ - годовое число

часов использования максимальной РМ при потреблении, не превышающем экономическое значение, ч;

Kf - коэффициент удорожания компенсирующих устройств. Согласно 14] принимается равным кратности тювышения тарифа на электроэнергию, т. е. Kf -

- Kw (см. m. 2.9, 2.9.2).

2.7. Значение T/iQ^ при потреблении РМ, не

превышающем экономическое значение, определяется

в зависимости от соотношения У' и Км по следующим выражениям:

ПР" 'ft Км    7Щ ‘    ;

при уж* г*,*.

где ^- степень компенсации. При предположении

равенства натурального ig? - 0,8 и обеспечения компенсации до экономического значения для приве

та для ГПП с первичным напряжением 35, 110, 220, 500 кВ равной соответственно 0,7; 0,6; 0,5; 0,25,

30

а при питании от генераторных шин Ц* - 0,25. /Сц- отношение натуральной минимальной нагрузки

к натуральной максимальной нагрузке, принимаемое для 1-, 2-, 3-сменной и непрерывной работы равным соответственно 0,9; 0,8; 0,7; 0,8; Тг ~

годовой фонд рабочего времени (время включения), принимаемое для 1-,    2-,    3-сменной    и    непрерывной

работы соответственно 2000, 4000, 6000, 8500 ч.

2.8.    ~    удельная    стоимость    потребле

ния реактивной мощности и энергии, превышающего экономическое значение, руб./квар*год,

где С% - плата за 1 квар потребляемой реактивной мощности, руб./квар*год (согласно '[3] 3,6); Ct£- плата за 1 квар*ч потребляемой

энергии, коп./квар*ч (согласно [3] dp - 0,09). Для потребителей, не имеющих приборов учета

максимальной РМ, значение    определяется по

выражению    ^4,7

где Чг - плата за 1 квар*ч потребляемой реак-

31

тивной энергии, принимаемая согласно [3] для потребителей, не имеющих приборов умета максимальной

PH, равной 0,2 коп./квар*ч; TMQ_n - годовое число

использования максимальной РМ при потреблении,

превьшиощем экономическое значение. Значение 7fiQ_n

определяется по приведенным в п. 2.7 формулам при

значении У' , равном

^    ~ Qns /Qp /

Kw - см. nn. 2.9_V 2.9.2.

2.9. Cp.n - удельная стоимость потерь активной мощности и энергии при передаче РМ в сети внутризаводской системы электроснабжения, руб./кВт*год

Cfi^n *(С£ +6Т($'№ ^S)Kw

где а - основная ставка тарифа на активную мощность, руб./кВт*год; 6 - дополнительная ставка тарифа на активную энергию, коп./кВт*ч; Tq -

число ч&сов максимальных потерь при передачи РМ:

при V^х^ Км

т - т fJkzP + "

^lq 'г{_ з (PWp J¹

1

Введен взамен раздела 2 "Указаний по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий", М788-930, 1984 г.

Срок введения установлен с 1 января 1993 г. Разработан ВНИПИ Тяжпромэлектропроект: Исполнители:    Л.    Б.    Г    о    д    г    е л ь Ф,

Б. Д. Ж о х о в. Утвержден главным инженером ВНИПИ Тяжпром-электролроект А. Г. Смирновым.