2.2Компенсация реактивной мощности

Реактивную мощность на ряду с активной потребляет значительная часть промышленных электроприёмников:

– 60-65% приходится на асинхронные двигатели, 20-25% на трансформаторы

– около 10% на воздушные электрические сети и другие электроприёмники.

Компенсация реактивной мощности или повышение коэффициента мощности промышленных предприятий имеет большое народнохозяйственное значение и является частью проблемы повышения КПД работы системы электроснабжения и улучшения качества отпускаемой электроэнергии потребителям.

В качестве основного средства компенсации реактивной мощности на промышленных предприятиях рекомендуется применять батареи статических конденсаторов, подключаемых параллельно к электрическим сетям.

Мощность Qк компенсирующего устройства (кВАр) определяется, как разность между фактической нагрузкой предприятия и предельной реактивной мощностью _,представляемой предприятию энергосистемой по условию режима работы.

; (8)

, (9)

где – мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы, (кВт);

– фактический тангенс угла соответствующий мощностям нагрузки , ;

– оптимальный тангенс угла соответствующий установленной предприятию условиями получения от энергосистемы мощностей нагрузки , .

В цехах промышленных предприятий батареи конденсаторов рекомендуется размещать у групповых распределительных пунктов или у магистральных шинопроводов, либо подсоединять БК к шинам 380 В цеховых трансформаторных подстанций в соответствии с учитываемой мощностью выбранной батареи.

Определяем мощность компенсирующего устройства по выше приведённой формуле

Окончательно принимаем к установке конденсаторную батарею типа: УКМ58-0,4-200-50У3 с номинальной мощностью 200кВАр(3 ступени по 50кВАр каждая).

Определяем ток компенсирующего устройства: , А, по формуле:

2.3 Выбор числа и мощности трансформатора путём технико-экономического сравнения

При выборе числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций рекомендуется:

– Выбирать трансформаторы следующих номинальных мощностей

= 100; 160; 250; 400; 630; 1000; 1600; 2500 кВА.

Причём трансформаторы малой = 100; 160; 250 кВА уменьшают надёжность схем электроснабжения, так как увеличивается их число, длина линий связи и т.д., трансформаторы >1000 кВА рекомендуется выбирать в случаях питания электроприёмников большой мощности, в цехах с большой удельной плотностью нагрузки. По мере возможности принимать комплектные трансформаторные подстанции КТП;

– стремиться к возможно большей однотипности трансформаторов ТП;

–число трансформаторов определяется категорией нагрузки. При преимуществе нагрузки I категории обязательно выбирается 2-х трансформаторная подстанция, если преобладает нагрузка II категории, товыбирается 2-х трансформаторная подстанция, но возможно питание от одно трансформаторной подстанции с резервированием по низкой стороне. Потребители III категории не требуют резервного источника питания, поэтому могут питаться от одно трансформаторной подстанции.

– при 2-х трансформаторных подстанциях и подстанциях с магистральной схемой электроснабжения мощность трансформаторов выбирается такая, чтобы при отключении одного трансформатора другой бы обеспечивал бы питание потребителей I и II категории (с учётом перегрузки), при этом потребители III категории могут быть временно отключены. Номинальная нагрузка при работе двух трансформаторов, обеспечивающая их экономичный режим работы равна 60-80% , аварийная перегрузка с учётом отключения одного трансформатора по ПЭУ допускается на 140% в течении 5 суток, но не более 6 часов в сутки

при =0,75.

Выбор числа и мощности трансформаторов производится:

– по графику нагрузки потребителя и посчитанным по нему средней и максимальной мощности с учётом допустимой нагрузки в номинальном режиме работы;

– по технико-экономическим показаниям намеченных вариантов числа и мощности трансформатора (рассматриваются не менее 2-х вариантов);

– по категории потребителей, причём учитывается, что потребители I-й категории требуют бесперебойности электроснабжения и надёжного резервирования;

– по экономически целесообразному режиму, то есть режиму с минимальными потерями мощности и энергии в трансформаторах.

Технико-экономическое сравнение вариантов проводится по минимальным ежегодным затратам.

, (10)

где – ежегодные суммарные затраты;

– ежегодные эксплуатационные расходы;

– капитальные затраты;

- нормативный коэффициент экономической эффективности, =0,15

_{, (11)}

_{где - стоимость потерь электроэнергии;}

_{- амортизационные расходы;}

_{- стоимость обслуживания и ремонта}

_{, (12)}

где - стоимость 1кВт/ч. электроэнергии;

- годовые потери электроэнергии;

,кВт/ч. (13)

где: - число трансформаторов;

- потери холостого хода, кВт;

- потери короткого замыкания, кВт;

- ток холостого хода, %;

- напряжение короткого замыкания, %;

- номинальная мощность трансформатора, кВА;

- коэффициент изменения потерь, кВт/кВАр, кВт/кВАр,

- фактическое время работы трансформатора в году ( );

- время потерь, час;

- коэффициент загрузки трансформатора;

(14)

C_а- стоимость амортизации;

(15)

C_о - стоимость обслуживания и ремонта,

где ; - отчисления на амортизацию обслуживание и ремонт.

Рассчитывается ежегодные затраты для каждого варианта выбора трансформаторы и по минимальным затратам окончательно принимаются число и мощность трансформаторов на подстанции промышленного предприятия.

Используем данные S_max.=325,6; U₁=10кВ; U₂=0,38/0,22кВ;

C=3,56 руб./кВт. ч; k_ип – 0,07; Т_д.-8760ч.; τ – 3000ч.

С учётом категории потребителей принимаем цеховую подстанцию с одним трансформатором.

Для технико-экономического сравнения принимаем два варианта:

Вариант 1 - два трансформатора мощностью 250 кВА;

Вариант 2: -один трансформатор мощностью 400 кВА.

Вариант 1: ;

Вариант 2: .

Каталожные данные трансформаторов сведём в таблицу 3.

Таблица 3 – Каталожные данные для трансформаторов

Вариант	, кВт	Потери кВА		, %.	%.	Стоимость, тыс.руб.
I	250	0,53	3,7	1,0	4.5	168
II	400	0,8	5,5	0,8	4,5	220

Определим капитальные затраты: K, тыс.руб., по формуле:

, (16)

где: n – число трансформаторов, шт.;

K_т.р. – капитальные затраты на установку 1 трансформатора и необходимой аппаратуры, тыс.руб.

Вариант 1: , тыс.руб.

Вариант 2: тыс.руб.

Определяем годовые потери электрической энергии:

Вариант 1: кВт. ч.

Вариант 2: кВт. ч.

Определяем стоимость потерь электроэнергии C_п., тыс.руб., по формуле

(17)

Вариант 1: , тыс.руб.;

Вариант 2: , тыс.руб..

Определяем амортизационные отчисления C_а, тыс.руб., по формуле

, (18)

где P_а – процент амортизационных отчислений, P_а=6,3 %:

Вариант 1: , тыс.руб.;

Вариант 2: , тыс.руб..

Определим отчисление на обслуживание C_о, тыс.руб., по формуле

(19)

Вариант 1: , тыс.руб.;

Вариант 2: , тыс.руб..

Определим суммарные расходы C, тыс.руб., по формуле

, (20)

Вариант 1 , тыс.руб.;

Вариант 2 , тыс.руб..

Определим суммарные затраты З, тыс.руб., по формуле

(21)

Вариант 1: , тыс.руб.;

Вариант 2: , тыс.руб..

По максимальным затратам окончательно принимаем II вариант, то есть один трансформатор типа ТМ-400/10 (6) 0,4 кВ, обязательно наличие перемычек на низшем напряжении.