Отже, місце розміщення ТП доцільніше буде визначити в точці, яку вказано на плані.

Таблиця 2.3 – Розрахункові дані для побудови картограми навантажень

Центр наван-тажень | Щиток | Координати центру навантажень | P,

кВт | Радіус кола

r, мм | Q, кВАр | Кут сектора,

х, мм | у, мм

1 | ЩС-1 | 110 | 255 | 159,137 | 31,8 | 83,78 | 99,77

2 | ЩС-2 | 22 | 389 | 85,228 | 23,3 | 45,62 | 103,14

3 | ЩС-3 | 100 | 125 | 69,645 | 21 | 39,54 | 116,03

4 | ЩС-4 | 193 | 125 | 48 | 17,5 | 31,25 | 92,58

5 | ЩС-5 | 651 | 68 | 207,373 | 36,3 | 125,12 | 111,05

6 | ЩС-6 | 660 | 68 | 147,972 | 30,7 | 79,91 | 104,98

7 | ЩС-7 | 628 | 372 | 91,805 | 24,2 | 47,76 | 97,431

Продовження таблиці 2.3

Центр наван-тажень | Щиток | Координати центру навантажень | Р,

кВА | Радіус кола

r, мм | Q, кВАр | Кут сектора, |

Центр наван-тажень

8 | ЩС-8 | 656 | 372 | 72,894 | 21,5 | 42,23 | 120,82

9 | ЩВ | 111 | 212 | 11,65 | 8,6 | 7,82 | 112,20

10 | ЩО-1 | 221 | 380 | 13,662 | 9,3 | 8,11 | 126,85

11 | ЩОА-1 | 225 | 388 | 3,772 | 5 | 1,95 | 96,21

РП-0.4кВ | 109 | 111 | 1188,239 | 87 | 598 | 91,17

3 Компенсація реактивної потужності споживачів та вибір потужності трансформаторів

3.1 Розрахунок компенсації реактивної потужності

Одним з основних питань, що вирішується при проектуванні та експлуатації системи електропостачання промислових підприємств, є питання компенсації реактивної потужності.

Передача значної кількості реактивної потужності з енергосистеми до споживачів не раціональна з наступних причинах: виникають додаткові втрати активної потужності та енергії в усіх елементах системи електропостачання, зумовлені завантаженням їх реактивною потужністю, і додаткова втрата напруги в живильній мережі.

Компенсація реактивної потужності з одночасним покращенням якості електроенергії безпосередньо в мережах промислових підприємств є одним із основних напрямків зменшення втрат електроенергії та підвищення ефективності електроустановок підприємств. Компенсація реактивної потужності призводить до зменшення втрат в період максимуму навантаження в середньому на 0,081кВт/квар таблиці 3.3 [4]. Тому вирішення цього питання дасть відчутний економічний ефект. З точки зору економії електроенергії та регулювання напруги компенсацію реактивної потужності найдоцільніше здійснювати як найближче до її споживачів.

Сумарну потужність компенсувальних пристроїв визначають з балансу на границі електричного розподілу підприємства і енергосистеми в період найбільшого активного навантаження енергосистеми. Реактивна потужність навантаження на третьому рівні

квар.

На даному підприємстві встановлено два трансформатори Т1 і Т2 (рисунок 3.2). Для оптимального розміщення компенсувальних пристроїв приймаємо мінімально можливу кількість трансформаторів (NТ=2), з коефіцієнтом завантаження для кожного з них в межах T = 0,6-0,7 (для першої та другої категорії споживачів).

Отже, проведемо попередній вибір потужності трансформатора

(3.1)

кВА.

Приймаємо найближче більше стандартне значення потужності трансформатора ST = 1000 кВА.

Коефіцієнт завантаження трансформатора

(3.2)

.

Визначимо найбільшу реактивну потужність, що може бути передана в мережу 380 В без збільшення кількості трансформаторів

(3.3)

кВар;

Так як , то трансформатори можуть передавати всю реактивну потужність, яка споживається з боку 0,38 кВ.

Визначимо сумарну потужність компенсувальних пристроїв (КП) з врахуванням втрат в трансформаторах

(3.4)

де - сумарні втрати реактивної потужності в трансформаторі ТМ-1000/10/0,4 кВ, згідно з таблицею 3.4 [4] квар.

Отже квар.

Для техніко – економічного обгрунтування вибору потужності компенсуючих пристроїв (КП) розглянемо два варіанти:

1) компенсація відсутня;

2) встановлення КП з боку низької напруги 0,38 кВ.

Щоб порівняти, чи вигідно компенсувати реактивну потужність, проведемо спочатку розрахунок для першого варіанта при відсутності компенсації.

Дисконтовані витрати

, (3.5)

де – вартість річних втрат електроенергії, грн;

– річна плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії, грн;

– норма дисконту (0,1 – 0,2).

Вартість втрат електроенергії

, (3.6)

де – річні втрати електроенергії, кВт•год;

– тариф на активну електроенергію на межі балансової належності, грн/кВт•год.

Річні втрати в елементах мережі, зумовлені протіканням реактивної електроенергії

, (3.7)

де – коефіцієнт форми добового графіка навантаження;

– опір елемента електричної мережі, Ом;

– тривалість розрахункового періоду, год;

– середня напруга мережі, кВ.

Річна плата за реактивну енергію

, (3.8)

де – основна плата за споживання і генерацію реактивної енергії;–

надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП.

Основна плата

, (3.9)

де – кількість точок розрахункового обліку реактивної енергії;

– споживання реактивної енергії в точці обліку за розрахунковий період, квар•год;

– економічний еквівалент реактивної потужності (ЕЕРП), що характеризує частку впливу реактивного перетоку в точці обліку на техніко-економічні показники, кВт/квар;

– фактична середня закупівельна ціна на електроенергію, що склалася за розрахунковий період (розраховується відповідно до нормативних документів НКРЕ), грн/кВт•год.

Додаткова плата

, (3.10)

де – коефіцієнт, що вибирається з таблиці [2] залежно від фактичного коефіцієнта реактивної потужності споживача (в середньому за розрахунковий період , ).

Згідно з добовим графіком реактивних навантажень (рисунок 3.1) визначаємо кількість спожитої реактивної енергії

квар;

квар.

Плата за реактивну енергію

грн;

грн;

грн;

Активний опір двох трансформаторів ТП

Ом.

Втрати електроенергії в трансформаторах від передачі реактивної потужності:

кВт·год.

Вартість втрат електроенергії в трансформаторах

грн.

Дисконтова ні витрати

грн.

Проведемо розрахунок для другого варіанта з встановленням КП з боку низької напруги 0,38 кВ. Умова вибору потужності КП

(3.11)

Встановлюємо дві комплектні конденсаторні установки типу УК-0,38-200-3У3 і дві установки УК-0,38-25-3У3 сумарною потужністю 450 квар.

Капітальні вкладення на встановлення нерегульованих конденсаторних батарей (НБК):

грн..

де – питомі