Косинус фи для различных потребителей: Как выбрать коэффициент мощности? | Проектирование электроснабжения

Как выбрать коэффициент мощности? | Проектирование электроснабжения

25 августа 2015 k-igor

При расчете электрических нагрузок мы постоянно сталкиваемся с необходимостью выбора коэффициентов мощности для различных электроприемников. В данной статье хочу рассказать, как выбрать cosϕ и чем руководствоваться в таких случаях.

Чтобы правильно выбрать cosϕ и правильно рассчитать ток самый верный способ – посмотреть в паспорт на оборудование либо руководство по эксплуатации. Лично я очень редко туда заглядываю, т.к. не всегда паспорта имеются под рукой, поэтому пойдем по другому пути.

Проектировщик любое свое решение должен подкреплять требованиями нормативных документов. Кое-что можно найти в ТКП 45-4.04-149-2009 (п.8.1.15, 8.2.18) и СП 31-110-2003 (п.6.12, 6.30).

Также советую иметь у себя:

М788-1069. Справочные данные по расчетным коэффициентам электрических нагрузок.

Скачать М788-1069 можно на форуме.

1 Выбор коэффициента мощности для освещения.

Для освещения выбрать cosϕ проще всего.

Коэффициент мощности зависит от типа лампы. У ламп накаливания он 1,0, у люминесцентных – 0,92; у ДРЛ, ДРИ, МГЛ — 0,85; у светодиодных – до 0,98.

При проектировании наружного освещения и промышленных объектов cosϕ лучше выбирать из каталогов производителей светильников, поскольку они могут немного колебаться от приведенных значений. Не стоит брать коэффициент мощности больше 0,92 для освещения, несмотря на то, что в каталогах можно встретить и 0,96, и 0,98. Пусть будет небольшой запас, поскольку заказчик может купить светильник совсем другого производителя и лучше ориентироваться на требования нормативных документов. Лучше бы производители указывали и потребляемый ток светильников, поскольку часть электроэнергии теряется в ПРА.

Для освещения у меня 3 значения: 1,0; 0,92 и 0,85.

2 Выбор коэффициента мощности для силовых электроприемников.

Коэффициент мощности для электроприемников, которые не нашел ТНПА я выбираю исходя из режима работы и наличия двигательной нагрузки. Если не знаешь cosϕ для силового оборудования  — принимай 0,8 =) Например, лифты, подъемные механизмы имеют cosϕ около 0,65.

Если мощность ЭП не превышает пару кВт, то не правильно выбранный cosϕ  не значительно  повлияет на расчетный ток.

Для мощных ЭП при выборе коэффициента мощности нужно относиться более ответственно, а также для однотипного оборудования имеющегося в большом количестве.

2.1 Выбор коэффициента мощности для электронно-вычислительной техники.

Отдельным пунктом следует выделить компьютерное оборудование. В проектах для ЭВМ я принимаю cosϕ=0,7. У некоторых он может быть чуть выше, все зависит здесь от блока питания.

2.2 Выбор коэффициента мощности для холодильного оборудования.

Коэффициенты мощности для холодильного оборудования нужно принимать в зависимости от мощности. У данного оборудования cosϕ  от 0,65 до 0,85. Например, у моего холодильника cosϕ=0,85, хотя по ТНПА нужно принимать 0,65. cosϕ=0,75 – среднее значение для всех холодильных установок.

2.3 Выбор коэффициента мощности для нагревательного оборудования.

Чайники, электрические плиты, водонагреватели и другие электронагревательные ЭП имеют коэффициент мощности близкий к 1,0.

Чтобы лучше запомнить, подведем итоги:

  • cosϕ для освещения — 1,0; 0,92 и 0,85.
  • cosϕ для нагревательного оборудования – 1,0.
  • cosϕ для ЭВМ – 0,7.
  • cosϕ для холодильников – 0,75.
  • cosϕ для других силовых ЭП – 0,65-0,8.
Советую почитать:

Значения коэффициентов реактивной мощности

Технически необходимая степень КРМ в каждой точке сети определяется параметрами линий, соединяющих эту точку с источниками питания. Эти параметры индивидуальны для каждой точки и, следовательно, для каждого потребителя. Однако тарифы на электроэнергию не устанавливаются индивидуально для каждого потребителя, а дифференцируются только по четырем уровням напряжения питания: 110 кВ и выше, 35 кВ, 6-20 кВ и 0,4 кВ.

Дифференциация условий потребления (генерации) реактивной мощности для потребителей, присоединенных к сетям 110 кВ и ниже, в новом документе также осуществлена по четырем группам напряжений сетей, что представляется правильным. Так как затраты на производство и передачу реактивной энергии гораздо меньше аналогичных затрат, обусловленных активной энергией, способы выражения тарифов на реактивную энергию не могут быть «изощреннее» тарифов на активную энергию.

Значение коэффициента реактивной мощности в часы больших суточных нагрузок электрической сети (tg φ) установлены в зависимости от номинального напряжения сети, к которой подключен потребитель:

Напряжение сети, кВ……….   110(154)       35(60)        6-20         0,4

tg φ………………………………….        0,5             0,4               0,4          0,35

Данные значения указывают в договорах с потребителями электрической энергии, присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых более 150 кВт (за исключением граждан-потребителей, использующих электрическую энергию для бытового потребления, и приравненных к ним в соответствии с нормативными правовыми актами в области государственного регулирования тарифов групп (категорий) потребителей (покупателей), в том числе многоквартирных домов, садоводческих, огороднических, дачных и прочих некоммерческих объединений граждан).

Значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, устанавливается равным нулю для всех случаев.

Сумма часов, составляющих периоды больших и малых суточных нагрузок, должна быть равна 24 часам и относиться ко всем суткам месяца, за исключением периодов привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности. При определении в договоре временных интервалов больших и малых нагрузок необходимо руководствоваться фактическими параметрами режима электрической сети в конкретном энергоузле. Если иное не определено договором, часами больших нагрузок считается период с 7 ч 00 мин до 23 ч 00 мин, а часами малых нагрузок — с 23 ч 00 мин до 7 ч 00 мин местного времени. Временные интервалы, в течение которых потребитель привлекается к регулированию реактивной мощности в часы больших и малых нагрузок, могут быть меньше соответствующих периодов больших и малых суточных нагрузок и относиться только к установленным в договоре суткам месяца.

В случае участия потребителя по соглашению с сетевой организацией в регулировании реактивной мощности в часы больших и/или малых нагрузок электрической сети, в договоре энергоснабжения определяются также диапазоны значений коэффициентов реактивной мощности, устанавливаемые отдельно для часов больших (tg φб) и/или малых (tg φм) нагрузок электрической сети и применяемые в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности.

При решении задачи установки КУ в сети потребителя суммарная мощность КУ является известной (равной разности между фактическим и заданным потреблением). Необходимо определить наилучший вариант размещения КУ в узлах внутренней сети предприятия с учетом специфики технологического процесса, возможностей установки КУ и желаемых режимов напряжения в узлах. При решении аналогичной задачи для сетевой организации кроме указанных факторов необходимо осуществить экспертную оценку возможных действий потребителя. Если предполагается, что потребитель (или группа потребителей, питающихся от узла) в течение длительного времени не произведет установку КУ в своих сетях, то установка КУ в узле сетевой организации экономически выгодна. В противном случае установленные КУ могут оказаться неиспользуемыми. В обеих задачах необходимо учитывать прогноз изменения реактивных нагрузок.

Для потребителей, присоединенных к сетям напряжением 220 кВ и выше, а также к сетям 110 кВ (154 кВ) в случаях, когда они оказывают существенное влияние на электроэнергетические режимы работы энергосистем, предельное значение коэффициента реактивной мощности определяют на основе расчетов режима работы электрической сети, выполняемых как для нормальной, так и для ремонтной схем сети.

Индивидуальный характер влияния на режим сети крупных потребителей и малая вероятность компенсации изменений их нагрузки другими потребителями приводят к необходимости установления предельно допустимых значений в виде почасового суточного графика, а не в виде средних значений для часов больших и малых нагрузок как для потребителей, присоединенных к сетям 0,4-110 кВ. Это могут быть не обязательно 24 разных значения; в конкретном случае могут быть выделены несколько интервалов в течение суток.

Предельное значение реактивной нагрузки конкретного потребителя может быть определено при последовательном ее увеличении до значения, при котором параметры режима в каком-либо узле сети или в какой-либо линии электропередачи выходят на предельно допустимый уровень. Очевидно, что получение этого значения связано с теми или иными допущениями в отношении нагрузок других потребителей.

Можно рассматривать два предельных порядка утяжеления режимов:

увеличение реактивной мощности только в рассматриваемом узле сети;

одновременное увеличение реактивной мощности, потребляемой во всех узлах сети.

Первый порядок предполагает определение максимальной реактивной мощности, потребляемой в рассматриваемом узле сети, при условии, что потребители во всех остальных узлах не увеличивают своего потребления. Такой расчет приведет к достаточно высоким значениям допускаемого коэффициента реактивной мощности, так как не предполагает одновременного нарушения условий несколькими потребителями. Второй порядок предполагает ситуацию, при которой потребители во всех узлах могут одновременно увеличить потребление. Очевидно, что при первом подходе требования к потребителям окажутся наиболее мягкими, а при втором -наиболее жесткими. Вместе с тем обе описанные ситуации можно считать маловероятными. Необходимо рассчитывать на ситуацию, при которой в ряде узлов нагрузки могут увеличиться одновременно, однако число таких узлов при расчете максимально допустимого потребления реактивной мощности конкретным потребителем должно быть ограничено разумным пределом.

Каждый из узлов сети имеет разную степень влияния на уровень напряжения в других узлах и разный размер «зоны влияния». Поэтому представляется логичным выделение сравнительно небольшой группы «критериальных» узлов, нагрузки которых следует рассматривать как увеличивающиеся с большой вероятностью одновременно с нагрузкой рассматриваемого узла. В остальных узлах реактивные нагрузки следует принимать на уровне их фактических значений, но не более соответствующих tg φ = 0,5.

Каждая сеть имеет свои специфические особенности режимов, поэтому получить строгие математические выражения для установления необходимого числа «критериальных» узлов и тем более их конкретного перечня невозможно. Можно использовать обычно принимаемый в инженерных расчетах критерий практической достоверности, который предполагает возможный выход за обычные условия пяти процентов случайных ситуаций. В этом случае число «критериальных» узлов необходимо ограничить пятью процентами общего числа узлов в сети. Например, для схемы в 300 узлов это составит 15 узлов. Выбор конкретных узлов является прерогативой энергоснабжающей организации.

Превышение установленных в договоре предельных значений коэффициента реактивной мощности оплачивается потребителем в соответствии с повышающим коэффициентом к тарифу. Выход технических параметров режима сети за предельно допустимые значения по определению является недопустимой ситуацией и не может компенсироваться оплатой. Поэтому допустимые значения коэффициента реактивной мощности, включаемые в договор с потребителем, должны рассчитываться из условия сохранения определенного запаса по напряжению и нагрузкам линий электропередачи. При превышении этих значений потребитель выводит режим сети в зону риска, хотя расчетные значения параметров режима еще не достигают предельно допустимых значений. В этой зоне допустимо стимулировать потребителя к нормализации нагрузки экономическими способами.

Предельное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой конкретным потребителем в рассматриваемый час суток, определяют из условия недопущения снижения напряжения ни в одном из узлов электрической сети ниже номинального значения и повышения нагрузки ни одной из линий электропередачи сверх значения, допустимого по условиям устойчивости работы электрической сети.

Предельное значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой конкретным потребителем в рассматриваемый час суток, определяют из условия недопущения повышения напряжения ни в одном из узлов электрической сети выше значения, предельно допустимого для электрооборудования, и повышения нагрузки ни одной из линий электропередачи сверх значения, допустимого по условиям устойчивости работы электрической сети.

Для обеспечения указанных условий расчетные значения напряжений в узлах и нагрузок линий электропередачи должны приниматься с учетом коэффициентов запаса. Исходя из экспертных оценок они могут быть установлены на уровнях:

0,3 — для повышения напряжения в узлах от номинального напряжения сети до допустимого для электрооборудования;

0,1 — для нагрузок линий электропередачи по отношению к предельно допустимому значению по условиям устойчивости работы электрической сети.

Предельно допустимые (максимальные) напряжения электрооборудования установлены ГОСТ 721 «Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В» (прил. 8). Значения допустимых напряжений с учетом коэффициента запаса приведены в табл. 7.2.

Таблица 7.2

Предельно допустимое минимальное напряжение в узле сети может быть получено из условия обеспечения допустимых отклонений напряжения в сетях, присоединенных к шинам низкого напряжения трансформаторов. Расчеты показывают, что допустимые отклонения напряжения на этих шинах с учетом стандартных диапазонов РН устройствами РПН обеспечиваются при любом значении напряжения на шинах высокого напряжения в диапазоне от 0 до +10 % от номинального напряжения сети (см. п. 8.4.2). Поэтому предельно допустимое минимальное напряжение в узле сети может быть принято равным номинальному напряжению.

Как следует из изложенного, к потребителям, присоединенным к сетям напряжением 110 кВ (154 кВ), могут предъявляться разные требования в зависимости от того, оказывают они существенное влияние на режимы работы энергосистем или нет. Несмотря на то что однозначно определить понятие существенности влияния трудно, очевидно, что в нормативном документе должен быть указан его количественный критерий. На основе экспертной оценки принято, что потребителя относят к существенно влияющим на режимы сети, если при изменении его реактивной мощности от нуля до значения, соответствующего tg φ = 0,5, изменение напряжения в точке его присоединения превышает   5 %.

 

Кос Фи | Как работает запрос на выставление счетов

Чтобы лучше объяснить, как работает выставление счетов по требованию, давайте начнем с некоторых показаний реального мира и рассмотрим их, поскольку они используются утилитой при выставлении вам счетов. Затем мы рассмотрим способы возможного уменьшения суммы, которую мы должны платить за нашу мощность, за счет использования оборудования для коррекции коэффициента мощности.

Если вы не понимаете, какие компоненты составляют потребляемую мощность вашей электрической системы (кВт, кВА, кВАр), прочтите короткую статью «Что такое коэффициент мощности?» для обзора, прежде чем продолжить.

Пример

В конце расчетного периода коммунальное предприятие записывает следующие значения пиковых значений на вашем объекте:

кВт = 100
кВА = 150
Коэффициент мощности = кВт/кВА = 100/150 — 0,67 или 67%

Это показания, которые утилита будет использовать для определения вашего счета по требованию.

Вам нужно будет уточнить в местной коммунальной службе тарифный план, но для нашего примера мы будем использовать 9 долларов США..00 за выставленный счет кВт.

В соответствии с общей практикой выставления счетов (за некоторыми исключениями) ставки до востребования применяются к:

100% показаний кВт

или

90 % от показаний кВА

Какой из них САМЫЙ БОЛЬШОЙ!

Пусть вас не вводит в заблуждение термин «Выставленный счет за кВт», который может быть указан в вашем счете за коммунальные услуги. Этот термин обычно используется только для обозначения значения показаний, к которому применяются ставки, а не к кВт или кВА.

Хотя «Выставленный счет за кВт», кажется, подразумевает, что спрос основан на кВт, это число может фактически быть либо значением кВт, либо 90% значения кВА, в зависимости от того, какое значение больше и используется для целей выставления счетов.

Цитата: Hydro One — Условия эксплуатации (брошюра 2011 г. )

2.4.1.2 Компоненты ставок распределения

Тарифы на услуги распределения Hydro one включают компонент ежемесячной платы за обслуживание и компонент, основанный на объеме. Для клиентов с выставлением счетов по требованию объемная ставка рассчитывается за кВт. Спрос на выставление счетов принимается равным 90 % кВА или 100 % измеренного потребления в кВт, в зависимости от того, что больше. Для клиентов, использующих только энергию, объемная ставка рассчитывается за кВтч. Компонент ежемесячной платы за обслуживание предназначен для возмещения некоторых общих затрат на услуги по распределению, которые не зависят от потребления электроэнергии. Все другие расходы на услуги по распределению возмещаются за счет объемной ставки.

Чтобы определить, к каким числам показаний будут применяться ставки в нашем примере, давайте посмотрим:

100% кВт = 100

90 % кВА = 150 x 0,9 = 135

Как мы видим, 135 кВА — это большее число, поэтому к этому показателю будут применяться тарифы.

Таким образом, наш Счет за потребление (или, как его можно назвать, «Выставленный счет за кВт») за этот период будет равен 135 x 9,00 долл. США = 1 215,00 долл. США.

Снижение затрат

Теперь, когда мы знаем, на какую сумму нам выставляется счет и на основании каких показаний, давайте посмотрим, сможем ли мы снизить эту стоимость.

В нашем примере ставки применялись к 90% от показания кВА, потому что оно было больше. В идеале мы хотели бы, чтобы ставки применялись к нашим кВт, потому что это меньшее число показаний. Если бы мы могли это сделать, мы могли бы добиться сокращения наших счетов за коммунальные услуги. Только сколько?:

Стоимость, если ставки применялись к показаниям кВт: кВт x 9,00 долл. США/кВт = 100 x 9,00 долл. США/кВт = 900,00 долл. США

Потенциальное сокращение доли спроса в нашем ежемесячном счете за электроэнергию, если ставки применялись к показаниям кВт:

1250,00 — 900,00 долл. США = 315,00 долл. США (это сокращение затрат на спрос на 28 %).

Итак, что мы можем сделать с нашей электрической системой, чтобы тарифы применялись к показаниям кВт? Самый экономичный способ сделать это – установить блоки конденсаторов для коррекции коэффициента мощности. Коррекция коэффициента мощности существует столько же, сколько и электричество. Это средство, с помощью которого мы можем настроить нашу электрическую систему, чтобы сделать ее более энергоэффективной, и тем самым мы можем гарантировать, что мы платим наименьшую возможную стоимость нашей энергии.

Корректировка коэффициента мощности в этом примере выше 90% гарантирует отсутствие дополнительных расходов.

Дополнительную экономию можно получить за счет корректировки коэффициента мощности и качества электроэнергии на вашем объекте. Низкий коэффициент мощности и качество электроэнергии также играют роль в преждевременных отказах двигателей, сокращении срока службы оборудования, простоях электрической системы и т. д. Решение этих проблем при обеспечении максимального ожидаемого срока службы и работы двигателей, а также оптимизации вашей электрической системы может и часто намного превосходит только измеримые экономия, полученная за счет устранения предотвратимых и измеримых штрафов за спрос, которые выплачиваются коммунальному предприятию на постоянной основе. Типичные сроки окупаемости часто составляют 18 месяцев или меньше в зависимости от требований.


Кос Фи | Отраслевые решения


Промышленные и коммерческие потребители электроэнергии часто имеют большое количество нагрузок двигателей и других нагрузок, которые потребляют большое количество реактивной мощности (обычно индуктивной), и часто оцениваются надбавки за дополнительные потери мощности, которые эти нагрузки производят на находящиеся в собственности) линии передачи/распределения, питающие объекты заказчика.

Чтобы избежать этой надбавки, эти клиенты часто предпочитают устанавливать компенсирующие (часто называемые коррекцией коэффициента мощности) реактивные сопротивления, которые полностью или частично компенсируют реактивную составляющую их нагрузок, тем самым делая их совокупную нагрузку в основном резистивной по своей природе, что минимизирует ток, необходимый для работы этих нагрузок.

Конденсаторы для коррекции коэффициента мощности используются для компенсации нагрузок со значительным отстающим (индуктивным) коэффициентом мощности. В зависимости от затрат они обычно распределяются по всей распределительной системе, в том числе на двигательные нагрузки, на подстанции и на главную распределительную сеть, которая питает электрическую систему потребителей. Каждое расположение имеет свои преимущества и недостатки в зависимости от желаемого результата их применения.

В следующей таблице показаны типичные неулучшенные коэффициенты мощности в различных отраслях промышленности. Обычная структура выставления счетов, используемая электроэнергетическими предприятиями, обычно называется 9.метод 0%. В этом методе ставки применяются либо к 100% показаний кВт за месяц, либо к 90% показаний кВА, в зависимости от того, что больше. В последнем столбце показана величина снижения стоимости спроса, которая может быть реализована, когда коэффициент мощности объектов увеличивается до порогового значения 90%, при котором начинают взиматься надбавки.

Типовой неулучшенный коэффициент мощности в отраслях

9090

По отраслям Коэффициент мощности Potential Demand
Cost reduction by %
Auto Parts 75-80 10-15
Brewery 76-80 10-14
Cement 80-85 5-15
Chemical 65-75 15-25
Coal Mine 65-80 10-25
Clothing 35-60 30-55
Electroplating 65-70 20-25
Foundry 75-80 10-15
Forge 70-80 10-20
Hospital 75-80 10-15
Machine Mfg 60-65 25-30
Metalworking 65-70 20-25
Офисный корпус 80-90 0-10
Нефтяной насос 40-60 30-50
Краска MFG 55-65 .

75-80 10-55
Stamping 60-70 20-30
Steelworks 65-80 10-25
Textile 65-75 15-25
Инструмент, Die, Jig 60-65 25-30

Рис.1. .
Важно проконсультироваться с вашей коммунальной службой, чтобы выяснить
, какой структуре вы должны следовать для своего объекта.

Типовой неулучшенный коэффициент мощности по операциям

9 — Сварка сопротивлением

По операциям Power Factor
Air compressor: &nbsp
— External motors 75-80
— Hemetic motors 50-80
Metal working: &nbsp
— Дуговая сварка 35-60
— Дуговая сварка со стандартными конденсаторами 40-60
-00087 40-60
Machining 40-65
Melting: &nbsp
— Arc furnace 75-90
— Inductance furnace
60Hz
100
Stamping: &nbsp
— Standard speed 60-70
— High speed 45-60
Spraying 60-65
Weaving: &nbsp
— Individual drive 60
— Multiple drive 70
Brind 70-75

Fig.


Опубликовано

в

от

Метки:

Комментарии

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *