2.3 Определение нагрузок на шинах 10 кВ рп

Расчётная активная и реактивная нагрузка на шинах РП с учётом потерь в трансформаторах определяется по формулам:

, кВт (2.9)

квар, (2.10)

где m – число присоединений на сборных шинах 10 кВ РП;

К_иi – среднее значение коэффициента использования i-го присоединения;

К_о – коэффициент одновременности максимумов нагрузок, который определяется в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования К_и.ср и числа присоединений на сборных шинах РП m.

Значение средневзвешенного коэффициента использования определяется по формуле:

(2.11)

Математическое ожидание расчетных нагрузок потребителя:

(2.12)

(2.13)

где κ – коэффициент приведения расчетных нагрузок к математическому ожиданию, к=0,9.

Экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы в часы больших нагрузок ее сети, определяется с учетом суммарных расчетных нагрузок потребителя:

(2.14)

Нормативное значение коэффициента tgφ_э, которым пользуется энергоснабжающая организация, определяется по выражению:

(2.15)

где d_max – отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению ее в квартале максимума нагрузки предприятия (при отсутствии необходимых данных принимают d_max=1);

a_д – действующая основная ставка тарифа на активную мощность, a_д=1686877,10 руб/(кВт∙год);

b_д – дополнительная ставка тарифа на активную энергию, b_д =1306,10 руб/кВт·ч;

tgφ_Б – базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый равным 0,25; 0,3 и 0,4 для сетей 6-20кВ, присоединённых к шинам подстанции с высшим напряжением соответственно 35, 110 и 220-330кВ. В нашем случае tgφ_Б=0,3.

k₁ – коэффициент удорожания конденсаторов, принимаемый равным кратности тарифа на электроэнергию:

(2.16)

где a - основная ставка тарифа на активную мощность на момент принятия методики,

a=60 руб/(кВт∙год);

b – дополнительная ставка тарифа на активную энергию на момент принятия методики,

b =1,8 коп/кВт·ч;

Т_м – число часов использования максимальной нагрузки, определяемое характером и сменностью работы потребителя в год, ч:

для односменных предприятий – 1800-2500;

для двухсменных предприятий – 3500-4500;

для трехсменных предприятий – 5000-7000;

Для дальнейших расчетов примем количество присоединений m=11.

Используя ранее произведенные расчеты, сформируем таблицу расчетных нагрузок (таблица 2.5).

Таблица 2.5 – Таблица расчетных нагрузок

№ цеха	Pном, кВт	Рсм, кВт	Qсм, квар	Pрo, кВт	Qрo, кВт	∆Pт, кВт	∆Qт, квар
1	4600	1424,00	1332,38	27,09	46,87	13,20	67,60
2+3	6900	3686,50	2679,31	92,06	159,26	42,39	190,22
4+5+6+11	5420	2063,75	1893,97	177,93	246,03	27,40	102,24
7+8	2000	753,80	851,48	30,38	52,56	16,90	63,90
9	600	373,00	263,68	5,49	9,49	5,49	20,76
10	1900	1300,00	2061,22	21,30	36,85	17,22	77,39
Итого	21420	9601,05	9081,94	354,25	551,07	122,60	522,11

По формуле (2.11) определим средневзвешенный коэффициент использования:

Зная число присоединений к РП и средневзвешенный коэффициент использования, находим по [2], таблица П3 коэффициент одновременности

По формулам (2.9) и (2.10) определим расчетные активную и реактивную нагрузки на шинах РП с учетом потерь в трансформаторах:

;

Математическое ожидание расчетных нагрузок потребителя по формулам (2.12) и (2.13):

Для нашего блока цехов примем двухсменный режим работы и Т_м=4500 ч, согласно таблице П3,[1]. Тогда значение коэффициента повышения тарифов на электроэнергию по выражению (2.16) равно:

.

Нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению (2.15):

.

Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой из энергосистемы, находим по выражению (2.14):

квар.

Произведём расчет баланса РМ на границе с энергосистемой:

; (2.17)

квар.

Так как , надо искать пути получения РМ. Для одно-, двух- и трехсменных предприятий рассматривается целесообразность дополнительной установки БНК.