1.5 Выбор и расчет компенсирующих устройств

Реактивная мощность на ряду с активной потребляет значительную часть электроприемников: 60-50% приходятся на асинхронные двигатели, 20-25% на трансформаторы и около 10% на воздушные электросети и другие электроприемники. Компенсация реактивной мощности или повышение коэффициента мощности имеет большое народнохозяйственное значение и является частью проблем повышения КПД работы системы электроснабжения и улучшения качества отпускаемой электроэнергии. В качестве основного средства компенсации реактивной мощности на промышленных предприятиях рекомендуется применять батареи статических конденсаторов, подключенных батарей параллельно нагрузке.

Мощность компенсирующего устройства определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощности нагрузки предприятия и предельной реактивной мощности предоставляемой предприятию энергосистемой по условию режима ее работы.

(23)

где Pн - мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума

энергосистемы, применяется по средней расчетной мощности за наиболее загруженную смену, Pн =34,2кВт;

tg _ф-фактический тангенс угла соответствующий мощности нагрузки Рн и Qн.

tg опт – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным

предприятию условию получения от энергосистемы мощностей нагрузки Рн

и Q, tg опт =0,48.

Qк=34,2(1,33-0,48)=29,1 кВАр.

Для выбора компенсирующего устройства нужно посчитать ток

компенсирующего устройства, который рассчитывается по следующей формуле:

Iк=1.2 , (24)

Iк=1.2

Выбираем автоматический выключатель типа ВА 51-31 Iн =100А, Iрасц=40А.

В цехах промышленных предприятий батарей конденсаторов рекомендуется устанавливать у групповых распределительных пунктов или магистральных и распределительных пунктов или магистральных и распределительных шинопроводов, либо присоединять к шинам 380В цеховых трансформаторных подстанций.

Выбираем тип батареи конденсаторов УК1 – 0,415 – 20, Qк=20кВАр [2; т.7]

Выбираем тип кабеля АВВГ 4х с Iдоп=54А [3; т.1.2.7].

1.6 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции

с технико-экономическим сравнением.

Выбор числа и мощности трансформаторов производится:

1.6.1 По графику нагрузки потребителей и подсчитаем по нему средний максимальной мощности с учетом допустимой нагрузки в нормальном режиме работы,

1.6.2 По технико-экономическим показателям намеченных вариантов числа мощности трансформаторов (не менее двух вариантов),

1.6.3 По категории потребителей, причем учитывается, что питание потребителей I категории требует бесперебойного электроснабжения и надежного резерва,

1.6.4 По экономически целесообразному режиму, то есть режиму с минимальными потерями мощности энергии в трансформаторах.

Порядок расчета:

Smax=38,2кВА

С учетом того, что трансформаторная подстанция установленная на участке №1 РМЦ, питает соседние участки №2,3,4,5 с максимальной мощностью 250кВА, выбор трансформаторной подстанции выполняем по суммарной мощности:

Smax =Smax №4+S1,2,3 (25)

где Smax№4 – максимальная полная мощность участка =38,2кВА;

S2,3,4,5- максимальная полная мощность соседних участков =275кВА.

Smax=38,5+275=313,2кВА.

Намечаем два варианта цеховых трансформаторов;

Iвариант =Кз = , (26)

IIвариант=Кз=

1.6.5 Так как на участке расположены в основном металлорежущие станки,

Относящиеся ко II категории электроснабжения, предварительно принимаем однотрансформаторную подстанцию.

1.6.6 Каталожные данные выбранных трансформаторов

Таблица 3 Параметры трансформаторов [3, табл.7]

Тип		Uк,%	Потери кВт		Iк,%	Цена т.руб.
			Рх	Рк.з.
ТМ 400/10	6,10/0,38;0,22	4,5	1,05	5,5	2,1	187
ТМ 630/10	6,10/0,38;0,22	5,5	1,56	7,6	2	276

1.6.7 Техника экономическое сравнение вариантов производим по формуле

суммарных ежегодных затрат

З = С+Рн∙К, (28)

где С – суммарные эксплуатационные затраты;

Рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, Рн =0,15 для сибири;

К – капитальные затраты.

С=Сn+Са+Со, (29)

где Сn– стоимость потерь электроэнергии;

Са- амортизационные расходы;

Со- стоимость обслуживания и ремонта.

1.6.9 Определяем эксплуатационные расходы

Сn =С∙∆W (30)

где С – стоимость 1кВч, С =4,5руб;

∆W – расход электроэнергии.

∆W =n[(∆Px+Kип∙ )*Тд+ (∆Рк+Кип∙ ) τ], (31)

где n – число трансформаторов;

Кз – коэффициент згрузки для нормального режима работы;

∆Px,Ix, Sнт, Uк, ∆Pк – каталожные данные трансформатора;

Тд – действительное время трансформатора в год =8760ч;

Кип – коэффициент измерения потерь = 0,1кВт/кВАр.

τ=4000 ч. – время потерь.

Iвар.∆W =1∙[(1,05+0,1 )∙8760+ (5,5+0,1 )∙4000]=34368,4кВч,

IIвар.∆W =1∙[(1,05+0,1 )∙8760+ (7,6+0,1 )∙4000]=35768.2кВч.

1.6.10 Определяем амортизационные расходы

Iвар Сn1 =4,5∙3436,84=154660руб,

IIвар Сn2 =4,5∙35768,2=160960руб.

Iвар Са= К, (32)

где Ра – отчисления на амортизацию =6,3%.

Iвар Са = ∙187000=11780 руб,

IIвар Са = ∙276000=17390 руб.

Определяем суммарные эксплуатационные расходы

Iвар С1 =154660+11780=166440 руб,

IIвар С2=160960+17390=178360 руб.

1.6.11 Подсчитываем суммарные затраты

Iвар З1 =166440+0,15∙187000=194490 руб,

IIвар З2=178360+0,15∙276000=219750 руб.

Так как З1≤З2 по экономическим соображениям выбираем трансформатор

ТМ1х400/10.