компенсаторів (СК) або батарей конденсаторів (БК).
3.1 Вибір компенсуючих пристроїв
Джерела реактивної потужності на напругу 6/10 кВ є більш економічні джерел на напругу до 1000 В, але передача реактивної потужності в мережу до 1000 В може привести до збільшення числа трансформаторів та збільшенню втрат в електроенергії в мережі та трансформаторах.
Тому ми розглядаємо декілька варіантів та вибираємо оптимальний варіант компенсації реактивної потужності. Виконання технічних вимог повинно забезпечити:
-
допустимі режими напруг в живлячих та розподільчих мережах;
-
допустимі струмові навантаження всіх елементів мережі;
-
режими роботи джерел реактивної потужності в заданих межах;
-
необхідний резерв реактивної потужності у вузлах мережі.
Варіант 1. Компенсація на стороні 0,4 та 6 кВ.
Визначаємо мінімальне число трансформаторів необхідне для живлення найбільшого розрахункового активного навантаження:
, шт, (3.1)
де Рмт – середнє розрахункове сумарне активне навантаження, даної групи трансформаторів за найбільш завантажену зміну, кВт;
т - коефіцієнт завантаження трансформаторів, цей коефіцієнт рівний 0,7;
Sт – прийнята номінальна потужність трансформатора, кВА.
Визначаємо мінімальне число трансформаторів:
.
Приймаємо шт.
Визначаємо найбільшу реактивну потужність яку допускається передати через трансформатори в мережу напругою 0,4 кВ, квар;
, квар; (3.2)
квар.
Сумарне реактивне навантаження для даної групи трансформаторів по таблиці 2.3 =408,37 квар.
отже трансформатор може передавати всю реактивну потужність яка споживається на стороні 0,4 кВ.
Для компенсації реактивної потужності споживачів 0,4 кВ на низькій стороні ТП встановлюємо комплектні конденсаторні установки типу УК-0,38-22 номінальною потужністю QН=2Ч110 квар.
Кількість низьковольтних конденсаторних установок:
шт. (3.3)
Сумарна потужність низьковольтних компенсуючих пристроїв:
квар. (3.4)
Сумарне реактивне навантаження цеху квар.
Втрати реактивної потужності в трансформаторі:
, квар, (3.5)
де – струм холостого ходу трансформатора, ;
– напруга короткого замикання трансформатора, ;
– номінальна потужність трансформатора, кВА;
– фактичне навантаження.
, кВА; (3.6)
кВА.
квар.
Визначаємо сумарну потужність, яку необхідно скомпенсувати (батарей конденсаторів) з умови балансу реактивної потужності:
, квар; (3.7)
квар.
Визначаємо необхідну потужність компенсуючих пристроїв на стороні 6 кВ.
, квар; (3.8)
квар.
Для компенсації реактивної потужності на стороні 6 кВ встановлюємо комплектні конденсаторні установки типу УКМ-6/10-400 номінальною потужністю QН=400 квар.
Кількість високовольтних конденсаторних установок:
шт.
Встановлюємо по два компенсуючому конденсаторному пристрою типу УКМ-6/10-400 ЛУ3 на I-ій та II – ій секціях шин 6 кВ.
Сумарна потужність високовольтних компенсуючих пристроїв:
квар.
Сумарна потужність компенсуючих пристроїв:
квар.
Потужність, що споживається з мереж електропостачальної організації:
квар.
Варіант 2. Компенсація на стороні 6 кВ.
Втрати реактивної потужності в трансформаторі:
, квар, (3.9)
де – фактичне навантаження, кВА.
квар.
Визначаємо сумарну потужність, яку необхідно скомпенсувати з умови балансу реактивної потужності:
, квар;
квар.
Встановлюємо два компенсуючі конденсаторні пристрої типу УКМ-6/10-400 ЛУ3 номінальною потужністю QН=400 квар та два компенсуючі конденсаторні пристрої типу УК-6/10-630 номінальною потужністю QН=630 квар.
Сумарна потужність високовольтних компенсуючих пристроїв:
квар.
Потужність, що споживається з мереж електропостачальної організації:
квар.
3.2 Техніко-економічне порівняння вибраних варіантів
Варіант 1. Компенсація на стороні 0,4 та 6 кВ.
Визначаємо капіталовкладення на встановлення низьковольтних та високовольтних конденсаторних батарей.
, грн, (3.11)
де , – відповідно капіталовкладення в низьковольтні та високовольтні компенсуючі пристрої.
, грн; (3.12)
грн.
, грн; (3.13)
грн.
, грн; (3.14)
грн.
Втрати на експлуатацію:
грн; (3.15)
грн.
Втрати активної енергії:
, кВт; (3.16)
де – груповий коефіцієнт використання грипи низьковольтних електроспоживачів, що живляться від ТП,
. (3.17)
кВт•год.
Вартість втрат активної енергії:
грн; (3.18)
грн.
Відповідно до Методики розрахунків плати за перетоки реактивної електроенергії між енергопостачальною організацією та її споживачами, плата за перетоки реактивної електроенергії визначається трьома складовими величинами:
П=П1+П2+П3, (3.19)
де П1 – основна плата за споживання і генерацію реактивної енергії;
П2 – надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами компенсації реактивної потужності;
П3 – знижка плати за споживання і генерацію реактивної електроенергії у разі участі споживача в оптимальному добовому регулюванні режимів мережі електропостачальної організації в розрахунковий період.
Основна плата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію:
,грн, (3.20)
де n – число точок розрахункового обліку реактивної енергії (місць приєднання мережі споживача до мереж енергопостачальної організації);
v – число зон добового графіка електричного навантаженя енергопостачальної організації;
і – номер зони добового графіка;
WQСПі – споживання реактивної енергії в точці обліку в і-й зоні розрахункового періоду, кВАр?год;
WQГН – генерація реактивної енергії в точці обліку в нічних провалах добових графіків розрахункового періоду, кВАр?год;
K=3 – нормативний коефіцієнт урахування збитків енергопостачальної організації від генерації реактивної електроенергії з мережі споживача;
D – економічний еквівалент реактивної потужності (ЕЕРП), що характеризує частку впливу реактивного перетоку через межу розділу електропостачальної організації та споживачав розрахунковому режимі на сумарні техніко-економічні показники мереж, кВт/кВАр;
Т – середня вартість активної електроенергії за розрахунковий період, грн/кВт?год;
kі – коефіцієнт диференційованого тарифу для і-ї зони добового графіка.
Надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами компенсації реактивної потужності:
,грн, (3.21)
де П1 – сумарна основна плата;
Сбаз=1,3 – нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень в засоби КРП в електричних мережах споживача;
Кц – коефіцієнт, який залежить від фактичного коефіцієнта потужності споживача tgц в середньому за розрахунковий період. Визначається по таблиці. (табл. 2, [16]).
Знижка плати за споживання та генерацію реактивної електроенергії можлива за умов достатнього оснащення електричної мережі споживача засобами КРП, наявності зонного обліку спожитої і генерованої електроенергії, виконання споживачем обумовленого енергопостачальною організацією добового графіка споживання і генерації електроенергії та наявності його оперативного контролю. Графіки споживання і генерації та розміри знижок вказуються в Договорі на поставку електроенергії.
Величина споживання та генерації реактивної енергії визначається за допомогою лічильників реактивної енергії.
В дипломному проекті величину споживання реактивної енергії визначаємо як:
квар. (3.22)
грн.
Оскільки менший 0,25, надбавка за недостатнє оснащення мережі не нараховується.
Дисконтові затрати:
, грн; (3.23)
грн.
Варіант 2. Компенсація на стороні 6 кВ.
Розрахунки проводимо аналогічно першому варіанту.
Визначаємо капіталовкладення на встановлення високовольтних конденсаторних батарей:
грн.
Втрати на експлуатацію:
грн.
Втрати активної енергії:
кВт•год.
Вартість втрат активної енергії:
грн.
Величина споживання реактивної енергії:
квар.
Плата за споживання реактивної енергії:
грн.
Оскільки менший 0,25, надбавка за недостатнє оснащення мережі