Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности

число часов включения трансформатора в году,  ч;

t - время максимальных потерь, ч, определяемое по формуле:

                                    

Покажем  расчет определения потерь в трансформаторах на примере ТП-1.

Определим потери активной и реактивной мощности по (7.13) и (7.14):

Найдем время максимальных потерь:

По (7.15) и (7.16) определим потери энергии:

, где:

Результаты расчета потерь мощности и энергии в трансформаторах цеховых ТП представим в виде таблицы 7.4.

Таблица 7.4

Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторах

№ ТП	Nт	ΔРК, кВт	ΔРХ, кВт	UK,%	IХХ,%	bТ	ΔРТ, кВт	ΔQТ,  квар	DWТ, кВтч	DVТ, кварч
ТП-1 ТП-2 ТП-3 ТП-4 ТП-5 ТП-6 ТП-7 ТП-8 ТП-9	1 2 1 1 2 1 2 2 1	7,6 7,6 7,6 7,6 10,8 7,6 10,8 7,6 7,6	1,31 1,31 1,31 1,31 1,9 1,31 1,9 1,31 1,31	5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5	1,8 1,8 1,8 1,8 1,2 1,8 1,2 1,8 1,8	0,9 0,79 0,96 0,945 0,788 0,88 0,729 0,77 0,78	7,47 5,7 8,31 8,1 7,15 7,19 6,67 4,87 5,93	39,4  33,5 43,3 42,3 41,1 38,2 38,6 32,9 32,4	26893,1 44147,8 29786,2 29045,4 62849,7 25970,2 56255,3 42530,2 21666,9	232960,05 396168,56 253896,77 248535,96 340984,4 226281,31 307401,98 384462,01 195138,88
ИТОГО:							61,39	341,7	339144,8	2585829,92

По (7.2) и (7.3) определяем матожидание активной и реактивной мощностей:

Экономически целесообразное значение реактивной мощности, потребляемое из сети 10 кВ, определяется по формуле (7.1):

 квар

Баланс реактивной мощности на стороне 10 кВ по формуле (7.7):

 квар

Так как DQ'  < 0 то необходимо уменьшить Q_Э на величину DQ'  :

Q_Э = 1983,6 – 1674,62 = 308,98  квар

Конденсаторные установки должны иметь защиту от токов КЗ, действующую на отключение без выдержки времени. Такая защита осуществляется автоматами с электромагнитным расцепителем.

Номинальный ток БНК определяется по формуле:

                                                       

Выбор осуществляется с учетом следующего условия:

                                                        

Покажем пример выбора автомата для защиты батареи типа УКМ-58-0.4-200-33¹/₃ УЗ.

По формуле (7.18):

 Из условия (7.19):

А;

По таблице П14 [2] выбираем автомат ВА53-37; I_НР=400 А; к =2  ( I_У =2×I_НР =2×400 = 800 А ).

Для остальных типов конденсаторных батарей выбор аналогичен, результаты выбора в таблице 7.5.

Таблица 7.5

Выбор защиты конденсаторных установок

Рассчитаем экономический эффект и срок окупаемости средств компенсации реактивной мощности.

Установка компенсирующих устройств (КУ) позволяет снизить общий ток, протекающий от источника питания, находящегося в энергосистеме, до цеховых электроприемников. Экономия, полученная за счет уменьшения потерь электрической энергии, может покрыть затраты на установку КУ и позволит получить экономический эффект ∆З.

Годовой экономический эффект от компенсации реактивной мощности на предприятии:

                    ∆З=З₁ -З₂ ,                                                                  

где З₁ – приведенные затраты до установки КУ;

З₂ – приведенные затраты после их установки.

Приведенные затраты определяются по следующим формулам:

З₁ = И_{пот1       ,}                                                                                      

                                          З₂ =Е_Н ^. К_ку+ И_ам+ И_экс+И_пот+ И_пот2 ,                          

где И_1пот, И_2пот – соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации;

 К_ку – капитальные вложения в средства компенсации;

И_ам – амортизационные отчисления на средства компенсации;

И_экс – эксплутационные издержки средств компенсации.

И_пот – стоимость потерь электроэнергии в БНК.

Срок окупаемости КУ:

,                                                    

где U₂ – суммарные издержки после компенсации.

Определим капиталовложения в БНК:

,                                                             

где n_куi – количество БНК одинаковой мощности, шт;

Ц_куi – стоимость БНК, тыс.руб.

Согласно [14] определим капвложения в БНК:

 тыс.руб.

Определим амортизационные отчисления на средства компенсации:

,                                                                

где - норма амортизационных отчислений, %. = 4,4 %

 тыс.руб.

Определим эксплутационные издержки средств компенсации:

, где - норма эксплуатационных расходов, %. = 3 %

 тыс.руб.

Определим стоимость потерь электроэнергии в БНК:

,                                               

где β_СР – средний тариф на электроэнергию;

∆Э_КУ – потери энергии в БНК.

Потери энергии в БНК определяем по формуле:

,                                               

где ∆Р – удельные потери в БНК. Принимаем  ∆Р = 0,004 кВт/квар.

Т_Г – время работы БНК в году. Принимаем Т_Г = 5000 ч.

 кВтч

Тогда стоимость потерь по (7.26):

 тыс.руб.

Стоимость потерь электроэнергии в электрических сетях определяем по выражению:

,                                                      

где ∆Э_∑ - суммарные потери энергии в кабельных линиях и трансформаторах.

  ,                  

где ∆Р_Л∑ - суммарные потери мощности в кабельных и воздушных линиях электропередач, кВт;

n – число трансформаторов, шт.

Коэффициент загрузки трансформаторов до установки БНК определяем по формуле:

,                                                   

,                                                  

где - полная расчетная нагрузка группы без установки БНК, кВА.

Произведем расчет потерь мощности в трансформаторах до установки БНК. Для ТП-2 по (7.30), (7.31) получаем:

 кВА.

По формулам (7.13) и (7.14) имеем:

 кВт.

 квар.

Для остальных трансформаторов расчет аналогичен. Результаты заносим в таблицу 7.6

Таблица 7.6

Потери мощности в трансформаторах до установки БНК.

Потери мощности в кабельных линиях определяем по формуле:

,                                   

где U_Н – номинальное напряжение линии, кВ;

r_o – удельное активное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

l – длина линии, км.

Покажем расчет потеь мощности в линии РП – ТП-2:

До установки БНК по (7.32) имеем:

 кВт.

После установки БНК получаем:

 кВт.

Расчеты потерь мощности для остальных линий аналогичны, их результаты сведены в таблицу 7.7

Таблица 7.7

Потери мощности в кабельных линиях

Потери мощности в кабельной линии, питающей РП завода по (7.32):

 кВт.

 кВт.

Рассчитаем потери мощности в трансформаторах ГПП. Принимаем к установке два трансформатора ТРДН 32000/220 с ∆Р_Х = 125 кВт, ∆Р_К = 215 кВт,  U_К = 12%, I_Х = 4,5%.

Определим полную расчетную нагрузку ГПП по выражению:

 ,                                          

где n_Т – число трансформаторов на ГПП, шт.

Принимаем β_Т = 0,7.

МВА.

Активную нагрузку ГПП определяем по формуле:

 ,                                              

где cos φ – коэффициент мощности, принимаем cos φ = 0,9.

 МВт

Реактивную нагрузку ГПП находим по формуле:

 .                                              

 Мвар.

Полная расчетная нагрузка ГПП до установки компенсирующих устройств:

.                                    

МВА

Полная расчетная нагрузка ГПП после установки БНК:

 МВА.

Коэффициенты загрузки трансформаторов на ГПП до и после установки БНК:

Потери мощности в трансформаторах ГПП до установки БНК:

 кВт.

 квар.

Потери мощности в трансформаторах ГПП после установки БНК:

 кВт.

 квар.

Найдем расчетный ток воздушной линии, питающей трансформатор ГПП:

.                                       

 А.

По [14] выбираем провод марки АС сечением