З урахуванням граничного відхилення місткості плюс 10% найбільший допустимий струм може бути до 1,43 номінальні струми установки.

Попередньо виберемо силові трансформатори. Номінальна потужність одного трансформатора:

кВ•А.

За довідником [1] вибираємо трансформатор типу: ТМ 400/10.

Для кожної групи трансформаторів однакової потужності визначаємо мінімальну їх кількість, необхідну для живлення найбільшого розрахункового активного навантаження

Nт.мін = , (12)

де Рмт – середнє розрахункове сумарне активне навантаження групи

трансформаторів за найбільш завантажену зміну, кВт;

т - коефіцієнт завантаження трансформаторів, який приймаємо рівним 0,52;

Sт – прийнята номінальна потужність трансформатора, кВА.

Визначаємо мінімальну кількість трансформаторів

Nт. мін = Приймаємо Nт. = 2.

Визначаємо найбільшу реактивну потужність, яку можна передати через трансформатори в мережу напругою 0,38 кВ, квар

Qт = , (13)

Qт = =197,180 квар.

Отже через трансформатори може бути передана вся реактивна потужність яка споживається. Тому розглянемо три варіанти.

1. Без компенсації.

Проводимо визначення затрат для ТП.

Дисконтовані затрати:

, (14)

де – вартість річних втрат електроенергії, грн;

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

– норма дисконту (0.1 – 0.2).

. (15)

де – річні втрати електроенергії, кВт•год

– тариф на активну електроенергію на межі розподілу з енергосистемою, грн./кВт•год.

Втрати в елементах мережі, обумовлені протіканням реактивної електроенергії

. (16)

де – спожита або генерована реактивна електроенергія, яка передається через елемент схеми мережі, кВАр?год;

– коефіцієнт форми добового графіка навантаження;

– опір елемента електричної мережі, Ом ;

– розрахунковий період, год;

– напруга мережі, кВ.

Визначаємо споживання активної та реактивної потужностей за рік на ТП

кВАр·год,

кВт,

, (17)

де – основна плата за споживання і генерацію реактивної енергії;

– надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП.

, (18)

де – число точок розрахункового обліку реактивної енергії;

– споживання реактивної енергії в точці обліку за розрахунковий період, кВАр?год;

– генерація реактивної енергії в мережу електропередавальної організації в точці обліку за розрахунковий період, кВАр?год;

– нормативний коефіцієнт урахування збитків енергосистеми від генерації реактивної електроенергії з мережі споживача;

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

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

, (19)

де – сумарна основна плата;

– нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП в електричних мережах споживача;

– коефіцієнт, що вибирається з Методики [2] залежно від фактичного коефіцієнта потужності споживача в середньому за розрахунковий період.

,

,

грн.,

грн.,

грн.,

Ом,

кВАр·год,

грн,

грн.

Для інших трансформаторних підстанцій здійснюємо розрахунки аналогічно. Результати зводимо в табл.

2. Встановлення нерегульованих КП (НКП) на низькій стороні.

Встановлюємо на ТП КП конденсатори низьковольтні трифазні типу 4 шт УК-0,38-55 НУЗ сумарною потужністю 220 кВар.

Капітальні вкладення на встановлення НБК

грн.

Витрати на експлуатацію

грн.

Вартість втрат активної потужності в НКБ

грн/рік.

де – питомі втрати активної потужності в компенсуючих пристроях, при встановленні батарей на 0.38 кВ кВт/МВАр.

Вартість втрат потужності в силових трансформаторах

грн,

де

Складова WQг = 0, потужність КБ вибрано так, щоб генерування реактивної потужності не відбулось при ввімкнених батареях.

грн

грн,

грн.

Дисконтовані затрати

Результати зводимо в табл.

Таблиця 3.1 – Порівняння варіантів компенсації реактивної потужності

Варіант компенсації | Трансформаторна підстанція | ВЕКС , грн | ВВТР , грн | ПQ ,

грн | К ,

грн | ЗДС , грн

Без компенсації | ТП– | 739,5 | 396,251– | 11897,51

Нерегульовані низьковольтні КП | ТП | 52,8 | 166,13 | 5,20 | 2200 | 4441,3

Аналізуючи результати техніко-економічних розрахунків варіантів компенсації реактивної потужності, можна зробити такі висновки:

1. компенсація реактивної потужності є обов’язковою, оскільки відсутність КП в системі електропостачання підприємства призводить до різкого збільшення грошового потоку за спожиту електроенергію;

2. з усіх розглянутих варіантів компенсації реактивної потужності раціональнішим виявився варіант із нерегульованими низьковольтними КП, оскільки дисконтовані затрати даного варіанту є найменшими. Тому для подальшого проектування вибираємо варіант із нерегульованими КП

4. Розрахунок картограми навантажень

Для визначення місця розміщення ТП необхідно побудувати картограму навантажень. Картограма навантажень являє собою наглядне зображення на генплані потужності окремих споживачів у відповідному масштабі, у вигляді кола. Площа кола у вибраному масштабі рівна повному навантаженню окремих споживачів.

Si = mR2, (4.2)

де Si - повна потужність споживача, кВА;

m – масштаб, кВА/см2 ;

R - радіус кола, см.

З виразу (4.2) визначаємо радіуси кіл

R = . (4.3)

Координати центру електричного навантаження знаходимо за виразами

X0 = ; ( 4.4)

Y0 = , (4.5)

де Хі , Yi - відповідні координати центрів навантажень окремих споживачів.

Кут, який займає реактивна і активна потужності в колі відповідного споживача, визначаємо за виразами

Р = , (4.6)

Р = ,

де Pi, Qi - активна та реактивна потужності електроприймачів.

Розрахуємо центр електричних навантажень ЩСУ-1 (таблиця 4.1).

Для ЩСУ - 1 при m = 2 кВ·А/см2 радіус кола картограми навантажень за виразом (4.3) дорівнює

R = см.

Визначимо кут, який займає активна та реактивна потужності

P = =214,0630; Q = =145,930.

Для інших електроприймачів розрахунок проводимо аналогічно.

Результати розрахунків зведені в таблиці 4.1.

Таблиця 4.1 – Дані для визначення центру електричних навантажень |

Si, кВ·А | Xi, м | Yi, м

Споживачі ЩСО-1 | 119,88 | 10 | 8,4

Споживачі ЩСО-2 | 132,13 | 13 | 7,4

Споживачі ЩСУ-3 | 159,46 | 12,6 | 6,2

Споживачі ЩСО-4 | 47,22 | 11,4 | 4,6

Знаходимо координати центру електричного навантаження ЩСУ-1:

Х0= =11,91 м;

Y0= =6,95м.

Результати розрахунків для інших ЩСУ і електроприймачів зведені в таблицю 4.2.

Таблиця 4.2 Результати розрахунків картограми і центру електричних навантажень

Назва РШ | Рм2, | Qм2, | Sм2, |