2 Компенсація реактивної потужності

Активна енергія перетворюється в інші види енергії. Реактивна енергія необхідна для підтримки електричних або магнітних полів. Основними споживачами реактивної потужності є асинхронні двигуни 65% і трансформатори 20%. Основними джерелами реактивної потужності є генератори електричних станцій, синхронні компенсатори, синхронні двигуни, тиристорні джерела.

Батареї статичних конденсаторів. Надмірне споживання реактивної енергії від системи приводить до значних втрат активної енергії, втрат напруги, збільшення потужності трансформаторів підстанції. Таким чином необхідно її генерувати як можна ближче до споживача. Для цехової трансформаторної підстанції приймається комплектна установка як найбільш розповсюджене джерело реактивної потужності.

Але устаткування на компенсацію потребує витрат на придбання та експлуатацію, тому остаточне рішення про встановлення такого устаткування приймається після техніко-екомічного обґрунтування, яке виконується в наступній послідовності.

2.1 Знаходимо реактивну потужність, яку потрібно компенсувати, кВАр:

(12)

де Qе – це межа значення потужності, що виділяється цеху в період максимуму активної потужності;

– це оптимальний кут, який відповідає значенню Qe;

(13)

2.2 З довідника знаходимо одну або дві ККУ, щоб забезпечити вимогу:

(14)

УКРП-0,4-25З

2.3 Виконуємо техніко-економічне застосування ККУ.

2.3.1 Визначаємо вартість втрат активної енергії на компенсацію:

(15)

де – питомі втрати на компенсацію;

Т – річне число годин роботи, залежить від кількості змін;

В0 – тариф на електроенергію;

2.3.2 Амортизаційні відрахування, грн:

, (16)

де к – капітальні витрати на ККУ;

– процент відрахувань, %;

2.3.3 Повні річні витрати, грн.:

(17)

2.3.4 Річна економія за рахунок зниження втрат активної енергії при зменшені реактивної потужності, грн:

(18)

де Квв – коефіцієнт використання втрат;

Висновок: , використання компенсаційної установки доцільно.

3 Вибір кількості і потужності силових трансформаторів

На підстанції встановлюється не більше двох трансформаторів. Третій може бути встановлений тільки на підставі техніко-економічного обґрунтування. Кількість трансформаторів залежить від категорії надійності об'єкту. Робота трансформаторів повинна бути роздільною. Потужність вибирається в залежності від коефіцієнту завантаження, який залежить від категорії надійності. В усіх випадках приймаються комплектні підстанції (КТП). Остаточний висновок робиться на основі техніко-економічного порівняння не менше 2-х варіантів. Трансформатори перевіряються на перевантаження при максимальному й аварійному навантаженні.

4.1 Техніко-економічний розрахунок

Для його виконання намічаються два технічно обґрунтовані варіанти підстанцій – з двома і з одним трансформатором. Таким чином, щоб коефіцієнти завантаження були не більше 0,7 – для першої категорії надійності, не більше 0,8 – для другої і не більше 0,93 – для третьої категорії. В таблицю заносяться технічні дані трансформаторів: втрати холостого ходу (∆Р_хх), короткого замикання (∆Р_кз), струм холостого ходу(І_хх%), напруга короткого замикання (U_кз%), а також повна вартість КТП.

3.1.1 Розрахункова потужність цеху, кВА:

, (19)

3.1.2 Приймаються два варіанти КТП, які задовольняють вимогам категорії надійності.

_{1) КТП ТМ 2х100}

_{2) КТП ТМ 2х160}

3.1.3 Коефіцієнт завантаження:

, (20)

де ΣS_т.ном – сумарна потужність трансформаторів підстанції;

3.1.4 Зведені втрати холостого ходу в трансформаторі першого варіанту, кВт:

, (21)

3.1.5 Зведені втрати короткого замикання, кВт:

, (22)

3.1.6 Повні зведені втрати, кВт:

, (23)

де n_т – кількість трансформаторів у КТП.

3.1.7 Втрати електроенергії за рік, кВт∙год:

, (24)

3.1.8 Вартість втрат електроенергії, грн:

, (25)

де В₀ – тариф на електроенергію.

3.1.9 Амортизаційні відрахування, грн:

, (26)

де φ – відсоток відрахувань;

К – капітальні витрати по варіанту.

3.1.10 Повні річні витрати, грн:

, (27)

3.2 Перевірка на перевантаження

3.2.1 Максимальна потужність, кВА:

, (28)

3.2.2 Коефіцієнт перевантаження при максимальній потужності:

<1,4, (29)

3.2.3 При виході з ладу одного трансформатора в роботі залишається інший, тоді коефіцієнт перевантаження аварійний дорівнює:

<1,4, (30)

Таблиця 2 – Дані розрахунків

№ з/п	Найменування	Позначення	Од. вимірювання	1 варіант КТП	2 варіант КТП
1	Розрахункова потужність	Sрозр	кВА	97,53	97,53
2	Максимальна потужність	Sмакс	кВА	97,55	97,55
3	Кількість трансформаторів	пт	Один.	2хТМ100	2хТМ160
4	Коефіцієнт завантаження	kз	в.о.	0,35	0,304
5	Коефіцієнт перевантаження аварійний	kп.ав	в.о.	0,73	0,45
6	Повна вартість КТП	К	т.грн.	21681	25938
7	Втрати х.х.	∆Рхх	кВт	0,29	0,45
8	Втрати к.з.	∆Ркз	кВт	1,9	2,6
9	Струм х.х.	Iхх	%	2,2	1,9
10	Напруга к.з.	Uкз	%	4,5	4,5
11	Річне число годин роботи	Т	год.	7500	7500
12	Норма амортизаційних відрахувань	φ	%	7,5	7,5
13	Повні зведені витрати трансформатора	∆´Рт	кВт	2,33	2,34
14	Втрати електроенергії за рік	∆Wр	кВт∙год.	17504,4	17605,15
15	Вартість втрат електроенергії за рік	Вв	т.грн.	34133,59	34330,04
16	Амортизаційні відрахування	Са	грн.	1626,0,75	1945,35
17	Повні річні витрати	В	т.грн.	39011,82	40166,09

Висновок: в результаті техніко-економічного розрахунку приймаємо 1 варіант КТП 2хТМ100 тому що повні річні витрати по ньому менше ніж у іншого варіанта