- відносна вологість повітря до 80% при температурі 20 градусів С;

- висота над рівнем моря не більше 1000 м;

- навколишнє середовище невибухонебезпечне, не містить струмоведучого пилу, агресивних газів і пари в концентраціях, що руйнують метали і ізоляцію.

Установки допускають тривалу роботу при:

- підвищенні діючого значення напруги до 1,1 номінального;

- підвищенні діючого значення струму до 1,3 номінального, одержуваного як за рахунок підвищення напруги, так і за рахунок вищих гармонік або того і іншого разом, незалежно від гармонійного складу струму.

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 630/10.

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 0,7;

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 = =608,562 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 KNK 6049 6х100 та KNK 5065 4х15 сумарною потужністю 660 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.

3. Встановлення регульованих КП (РКП) на низькій стороні.

Встановлюємо на ТП КП з регулятором реактивної потужності фірми типу СKNK – 650 ID сумарною потужністю 650 кВАр.

Капітальні вкладення на встановлення РБК,

грн.

Витрати на експлуатацію

грн.

Вартість втрат активної потужності

грн/рік.

Оскільки ми розглядаємо варіант з регульованими КБ, то перетоків реактивної потужності через силові трансформатори не буде. Отже, .

грн,

грн,

грн.

Дисконтовані затрати

Результати зводимо в табл. 1.4.

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– | 2466,5 | 1236,179– | 37026,796

Нерегульовані низьковольтні КП | ТП | 132 | 392,03 | 5,712 | 6600 | 11879,42

Регульовані низьковольтні КП | ТП | 1296 | 15,137 | 0 | 54000 | 67111,37

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 Вибір потужності трансформаторів цехових підстанцій

При напрузі живлення 10 кВ місце розміщення, кількість і потужність трансформаторів визначаються в залежності від величини, характеристики та розміщення навантажень напругою до 1 кВ з врахуванням встановлення конденсаторних батарей, а також можливості розміщення трансформаторних підстанцій в наміченому місці.

У нашому випадку переважна більшість споживачів цеху відноситься до 2-ї категорії надійності електропостачання.

Приймаємо для встановлення варіант двотрансформаторної підстанції. На двотрансформаторній підстанції потужність трансформатора вибираємо з врахуванням допустимого перевантаження при виході з ладу одного з трансформаторів. При цьому трансформатор, що залишився в роботі, повинен прийняти на себе все навантаження підстанції (або з деяким обмеженням - за рахунок вимкнення споживачів III категорії), з врахуванням аварійного перевантаження.

Значення перевантаження в аварійному режимі встановлюється стандартами