Расчет системы электроснабжения предприятия

метки: Расчет, Предприятие, Электроснабжение, Нагрузка, Трансформатор, Потеря, Мощность, Линия

Системой электроснабжения называют комплекс устройств для производства, передачи и распределения электрической энергии. Система электроснабжения промышленных предприятий служит для обеспечения требований производства путем подачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества. По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий.

Система электроснабжения предприятия должна быть гибкой, допускать постоянное развитие технологий, рост мощности предприятия и допускать изменение производственных условий, а так же удовлетворять требованиям надежности, экономичности и безопасности обслуживания.

Система электроснабжения предприятия определяется не только характеристиками источников питания, электроприёмников и распределительных сетей, но и технологией производства, планировкой и строительной частью предприятия, ростом его производственных мощностей и расширением, совершенствованием технологического процесса.

Знание технологического процесса проектируемого предприятия позволяет правильно определить основные требования к системе электроснабжения в отношении надежности функционирования. Знание среды необходимо для правильного выбора электрического оборудования и выполнения электрических сетей.

По характеру окружающей среды производственные помещения делятся на

• Нормальное — сухое помещение, в котором отсутствуют признаки, свойственные жарким, пыльным помещениям и помещениям с химически активной средой;
• Сухое — относительная влажность воздуха в помещении не превышает 60 %;
• Влажное — пары или конденсирующаяся влага выделяются в помещении временно и в небольших количествах;
• относительная влажность воздуха в нем более 60, но не более 75 %;

• Сырое — относительная влажность воздуха в помещении длительное время превышает 75 %;
• Жаркое — температура воздуха в помещении длительное время превышает 30°С;
• Пыльное — по условиям производства технологическая пыль в помещении выделяется в таком количестве, что может оседать на проводах, проникать внутрь машин, аппаратов и т.д;
• С химически активной средой — по условиям производства в помещении содержатся (постоянно или длительно) пары или образуются отложения.

Сведения о среде производственных помещений приведены в таблице 1.

Таблица 1- Сведения о среде производственных помещений

Электроснабжения предприятия

... обеспечения технологических процессов, заданных техническим заданием, а также площадь производственных помещений цеха (предприятия), параметры установленных электроприемников, существующие схемы системы электроснабжения и т. п. Указывается объект автоматизации. В пояснительной ...

№ цеха по генплану	Наименование цеха	Характеристика производственной среды
1	Прядильный	Нормальная
2	Ткацкий	Нормальная
3	Красильный	С химически активной средой
4	Котельная	Жаркое
5	Механический	Нормальная
6	Столярный	Пыльное
7	БВЦ	Нормальная
8	Административный корпус	Нормальная
9	Лаборатория	Нормальная
10	Ремонтно-механический цех	Нормальная

Степень бесперебойности электроснабжения цехов промышленного предприятия определяется установленными ПУЭ тремя категориями электроприемников. К 1 категории относятся такие электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. 2 категория — это электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. К 3 группе относятся все остальные электроприемники, не подходящие под определение 1 и 2 категорий [ПУЭ 1.2.17].

Сведения о степени бесперебойности электроснабжения основных потребителей электроэнергии предприятия приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Сведения о степени бесперебойности электроснабжения основных потребителей электроэнергии

№ цеха по генплану	Наименование цеха	Категория приемников по степени бесперебойности электроснабжения
1	Прядильный	2
2	Ткацкий	2
3	Красильный	2
4	Котельная	1
5	Механический	2
6	Столярный	2
7	БВЦ	2
8	Административный корпус	3
9	Лаборатория	3
10	Ремонтно-механический цех	2

1. Расчет электрических нагрузок

Важным этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Зная электрические нагрузки, можно выбрать нужное число и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбрать и проверить токоведущие элементы по условию допустимого нагрева, рассчитать потери и колебания напряжения и выбрать защиты.

Существуют различные методы расчета электронагрузок, которые в свою очередь делятся на основные и вспомогательные.

1.1 Определение расчетной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса

Активная расчетная нагрузка, Рр, кВт, определяется по формуле

Р _р = К _с

• Р _у , (1)

где К _с — коэффициент спроса данной группы электроприемников;

Р _у — установленная (номинальная) мощность группы электроприемников, кВт.

Установленная мощность равна сумме номинальных паспортных Р ном мощностей отдельных приемников.

Расчетная реактивная нагрузка Qр , кВар, группы электроприемников определяется по формуле

Q _p = P _p · tg , (2)

где tg — коэффициент реактивной мощности.

tg = tg(arccos())

Коэффициент реактивной мощности определяется по характеру для данной группы электроприемников по средневзвешенному коэффициенту мощности.

Полная нагрузка, Sp , кВА определяется по формуле

(3)

Расчёт произведем для прядильного цеха текстильного комбината, для остальных цехов результаты расчёта представим в таблице 4.

Для прядильного цеха:

предприятие электроснабжение установка электроосвещение

1.2 Определение расчетной нагрузки установок электроосвещения

Установленная мощность установок электроосвещения Р уо , кВт определяется по формуле

Р _уо = Р _уд

• Р ^. 10 ³ , (4)

где Р _уд — удельная расчетная нагрузка освещения на 1 м² освещаемой поверхности, кВт [3, т.2, с.67; 4, с.296];

Р — освещаемая площадь цеха, определяемая по генплану завода, кВт.

Расчетная нагрузка установок электроосвещения определяется по методу коэффициента спроса

Р _ро = К _со ·Р _уо

• К _пра , (5)

где К _со — коэффициент спроса осветительных нагрузок [3, т.2, с.72];

К _пра — коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре [3, т.2, с.72; 7, с.35-36];

В случае отсутствия данных, величину Руд можно определить, исходя из нормированной величины освещенности объекта [1, с.367-370; с.375].

Применяем к установке для всех цехов светильники с лампами ДРЛ, а следовательно по величине светового потока из [7, с.24-34; 9, с.12-29], можно определить величину площади, на которой обеспечивается требуемая освещенность по мощности лампы и величине площади находят Руд.

Расчёт освещения произведем для прядильного цеха текстильного комбината, для остальных цехов результаты расчёта представлены в таблице 3.

Для ламп типа ДРЛ Кпра =1,1.

Для прядильного цеха:

;

;

Таблица 3 — Расчёт освещения объекта

Номер цеха по генплану	Ксо	Кпра	Руд, кВт/м2	F, м2	Руо, кВт	Рро, кВт	cosц	Qро, квар	Sро, кВА
Цех №1	0,85	1,1	0,017	11326,61	192,55	180,04	0,57	259,25	315,63
Цех №2	0,85	1,1	0,018	9639,67	173,51	162,24	0,57	233,62	284,43
Цех №3	0,85	1,1	0,016	14944,83	239,12	223,57	0,57	321,95	391,96
Цех №4	0,9	1,1	0,013	3497,73	45,47	45,02	0,57	64,82	78,92
Цех №5	0,85	1,1	0,015	2891,90	43,38	40,56	0,57	58,40	71,11
Цех №6	0,85	1,1	0,017	4145,06	70,47	65,89	0,57	94,88	115,51
Цех №7	0,85	1,1	0,017	8100,00	137,70	128,75	0,57	185,40	225,72
Цех №8	0,9	1,1	0,012	8033,06	96,40	95,43	0,57	137,42	167,31
Цех №9	0,8	1,1	0,024	3514,46	84,35	74,23	0,57	106,88	130,13
Цех№10	0,85	1,1	0,015	8568,60	128,53	120,17	0,57	173,05	210,69
Завод	1	1,1	0,0012	157581,82	189,10	208,01	0,57	299,53	364,67

1.3 Определение расчетной нагрузки всего предприятия на стороне НН

Расчетная полная мощность, сети низкого напряжения цеха без учета мощности компенсирующих устройств Spнн , кВА, без учета потерь мощности в сетях НН цеха в связи с их малой протяженностью определяется по выражению:

(6)

Для прядильного цеха:

Определенные расчетные нагрузки цехов на стороне НН, без учета мощности компенсирующих устройств, приведены в таблице 4.

Таблица 4 — Расчёт электрических нагрузок по цехам на стороне НН

Группы приемников по цехам	Ру, кВт	Ки	Кс	cos?	tg ?	Кпра	Средняя мощность за максимально загруженную смену	Максимальная расчётная мощность
							Рсм, кВт	Qсм, кВАр	Sсм, кВА	Pр, кВт	Qр, кВАр	Sр, кВА
Цех№1
Cиловая нагрузка	1800	0,7	0,75	0,65	1,17		1260	1473,1	1938,46	1350	1578,32	2076,92
Осветительная нагрузка	192,5	0,9	0,85	0,57	1,44	1,1	173,3	249,8	304,03	180,04	259,52	315,85
Всего нагрузка НН	1992,5						1433,3	1722,91	2242,49	1530,04	1837,84	2391,38
Цех№2
Cиловая нагрузка	3200	0,7	0,4	0,6	1,33		2240	2986,67	3733,33	1280	1706,67	2133,33
Осветительная нагрузка	173,51	0,9	0,85	0,57	1,44	1,1	156,16	225,11	273,97	162,24	233,86	284,62
Всего нагрузка НН	3373,51						2396,16	3211,77	4007,3	1442,24	1940,53	2417,79
Цех№3
Cиловая нагрузка	850	0,5	0,5	0,55	1,52		425	645,35	772,73	425	645,35	772,73
Осветительная нагрузка	239,12	0,9	0,9	0,57	1,44	1,1	215,21	310,22	377,55	236,73	341,24	415,31
Всего нагрузка НН	1089,12						640,21	955,57	1150,28	661,73	986,59	1187,96
Цех№4
Cиловая нагрузка	1000	0,75	0,8	0,75	0,88		750	661,44	1000	800	705,53	1066,67
Осветительная нагрузка	45,47	0,9	0,85	0,57	1,44	1,1	40,92	58,99	71,80	42,51	61,28	74,59
Всего нагрузка НН	1045,47						790,92	720,43	1071,80	842,51	766,82	1139,23
Цех№5
Cиловая нагрузка	650	0,25	0,2	0,5	1,73		162,5	281,46	325	130,00	225,17	260
Осветительная нагрузка	43,38	0,9	0,85	0,57	1,44	1,1	39,04	56,28	68,49	40,56	58,46	71,16
Всего нагрузка НН	693,38						201,54	337,73	393,49	170,56	283,63	330,96
Цех№6
Cиловая нагрузка	200	0,8	0,8	0,8	0,75		160	120	200	160	120	200
Осветительная нагрузка	70,47	0,9	0,85	0,57	1,44	1,1	63,42	91,42	111,26	65,89	94,97	115,59
Всего нагрузка НН	270,47						223,42	211,42	311,26	225,89	214,97	311,83
Цех№7
Cиловая нагрузка	410	0,6	0,5	0,7	1,02		246,00	250,97	351,43	205	209,14	292,86
Осветительная нагрузка	137,7	0,9	0,8	0,57	1,44	1,1	123,93	178,64	217,42	121,18	174,67	212,59
Всего нагрузка НН	547,7						369,93	429,61	568,85	326,18	383,81	503,69
Цех№8
Cиловая нагрузка	200	0,2	0,7	0,6	1,33		40	53,33	66,67	140	186,67	233,33
Осветительная нагрузка	96,4	0,9	0,9	0,57	1,44	1,3	86,76	125,06	152,21	112,78	162,58	197,87
Всего нагрузка НН	296,4						126,76	178,39	218,87	252,78	349,24	431,13

Продолжение таблицы 4

Группы приемников по цехам	Ру, кВт	Ки	Кс	cos?	tg ?	Кпра	Средняя мощность за максимально загруженную смену	Максимальная расчётная мощность
							Рсм, кВт	Qсм, кВАр	Sсм, кВА	Pр, кВт	Qр, кВАр	Sр, кВА
Цех№9
Cиловая нагрузка	175	0,7	0,6	0,8	0,75		122,5	91,88	153,13	105	78,75	131,25
Осветительная нагрузка	84,35	0,9	0,85	0,57	1,44	1,1	75,91	109,43	133,18	78,86	113,68	138,36
Всего нагрузка НН	259,35						198,41	201,30	286,30	183,86	192,43	266,15
Цех№10
Cиловая нагрузка	300	0,25	0,2	0,55	1,52		75	113,89	136,36	60	91,11	109,09
Осветительная нагрузка	128,53	0,9	0,85	0,57	1,44	1,1	115,68	166,74	202,94	120,17	173,23	210,83
Всего нагрузка НН	428,53						190,68	280,63	339,30	180,17	264,34	319,9
Освещение завода	189,1	0,9	1	0,57	1,44	1,1	187,21	269,86	328,43	208,01	299,84	364,93

1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

Определение числа и мощности цеховых трансформаторов выполняем с учетом следующих факторов:

• Категории надежности электроснабжения потребителей;
• Компенсации реактивной мощности на напряжение до 1кВ;
• Перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах;
• Шага стандартных мощностей.

Однотрансформаторные цеховые подстанции применяем при наличии в цеху потребителей 3-й категории, допускающих перегрев электроснабжения на время доставки “складского” резерва.

Двухтрансформаторные подстанции применяем в случаях:

• При наличии потребителей особой группы или преобладании потребителей 1-й категории;
• Для сосредоточенный цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения;
• Для цехов с высокой удельной плотностью нагрузки.

Цеха запитываем от цеховой трансформаторной подстанции установленной в непосредственно в цехе.

Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов проводим по плотности максимальной нагрузки у, кВА/м ² определяемой по формуле

(7)

где Sp — расчетная нагрузка цеха, кВА;

F — площадь цеха, м ² ;

Определяем минимально возможное число цеховых трансформаторов, Но, исходя из предположения, что в сети НН будет осуществлена полностью компенсация реактивной мощности, то есть до cosц=1, и при S=P,

, (8)

где S _т.ном — номинальная мощность одного трансформатора, выбирается ориентировочно по плотности нагрузки у, кВА;

в — коэффициент загрузки трансформатора;

Ррн — реактивная активная нагрузка цеха до 1кВ, кВт;

Для нагрузок 2-й и 3-й категории коэффициент загрузки в принимается равным 0,9-0,95, для 1-й категории 0,65-0,7.

Рекомендуемая номинальная мощность цеховых трансформаторов в зависимости от плотности нагрузки приведена в таблице 5.

Таблица 5 — Номинальная мощность трансформаторов

Плотность максимальной нагрузки у, кВА/м2	до 0,05	до 0,1	до 0,2	до 0,3	свыше 0,3
Рациональная мощность трансформатора Sт.ном , кВА	400	630	1000	1600	2500

Для прядильного цеха имеем:

1. Для трансформаторной подстанции ТП № 1

2.Возможное число трансформаторов для ТП №1 будет равно

Результаты расчета числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций приведены в таблице 6.

Таблица 6 — Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций

Наимено- вание ТП	№ цеха по генплану	Pрн, кВт	Qрн, кВАр	Sр, кВА	Кате- гория	у, кВА/м2	F, м	Sт.ном, кВА		H
ТП № 1	Цех №1	1530,04	1837,84	2391,38	2	0,21	11326,61	1600	0,9	2
ТП № 2	Цех №2	1442,24	1940,53	2417,79	2	0,25	9639,67	1600	0,95	1
ТП № 3	Цех №3	661,73	986,59	1187,96	2	0,08	14944,83	630	0,9	2
ТП № 4	Цех №5	170,56	283,63	330,96	2	0,11	2891,9	1000	0,9	1
	Цех №6	225,89	214,97	311,83	2	0,08	4145,06	630	0,9	1
	Цех №9	183,86	192,43	266,15	3	0,08	3514,46	630	0,95	1
ТП № 5	Цех №7	326,18	383,81	503,69	2	0,06	8100	630	0,9	1
	Цех №8	252,78	349,24	431,13	3	0,05	8033,06	400	0,95	1
	Цех №10	180,17	264,34	319,90	2	0,04	8568,6	400	0,9	1
ТП № 6	Цех №4	842,51	766,82	1139,23	1	0,33	3497,73	2500	0,7	1

1.5 Определение мощности конденсаторных батарей в сети напряжением ниже 1 кВ

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана из сети высокого напряжения в сеть низкого напряжения Q _{в-н ,} кВар без превышения предусмотренного значения коэффициента загрузки определяется по формуле

, (9)

где = 0,93 для нагрузок 2-й и 3-й категорий, или 0,7 для нагрузок 1-й категории.

Если расчетная реактивная нагрузка сети низкого напряжения равна Qнн , а допустимый переток реактивной мощности шины 10 кВ в сеть низкого напряжения равен Qвн , то от источников реактивной мощности низкого напряжения синхронных двигателей и конденсаторов необходимо обеспечить получение реактивной мощности

(10)

Значение мощности Qкн уточняется при выборе стандартных комплектных конденсаторных батарей.

Проверяем какая величина cosц получается в сети низкого напряжения по формуле

(11)

Если cos _нн 0,85, то следует увеличить Q _кн из условия cos _нн 0,85. Это требование обусловлено технико-экономическими соображениями. Аналогично следует поступить, если Q _в-н Q _рн .

Для трансформаторной подстанции ТП№ 1

Следовательно принимаем

Так как не выполняется условие cos _нн 0,85, рассчитываем cos _нн по формуле

Расчет и выбор компенсирующих устройств на напряжение до 1 кВ представлены в таблице 7.

Таблица 7- Определение расчетных нагрузок цехов на стороне 1000 В с учетом мощности компенсирующих устройств

Наиме- нование ТП	№ цеха по генплану	Qвн, кВАр	Qкн, кВАр	Qбат, кВАр	cos цнн	Q’рн, кВАр	Рнн, кВт
ТП №1	1	2552,56	-714,72	1950	0,93	-112,16	1530,04
ТП №2	2	366,20	1574,33	330	0,99	1610,53	1442,24
ТП №3	3	967,07	19,52	660	0,91	326,591	661,726
ТП №4	5, 6, 9	2251,41	-1560,38	330	0,89	-1259	580,309
ТП №5	7, 8, 10	1279,79	-282,39	950	0,92	47,3961	759,135
ТП №6	4	2166,98	-1400,16	1950	0,97	-1183,2	842,515

Комплектные конденсаторные установки, устанавливаемые на трансформаторных подстанциях: ТП № 1 КУ10 — 1; ТП № 2 КУ10 — 1; ТП № 3 КУ10 — 1; ТП № 4 КУ10 — 1; ТП № 5 КУ10 — 1; ТП № 6 КУ10 — 1;

1.6 Определение расчетных нагрузок цехов (подстанций) на стороне выше 1 кВ

Суммарные активные и реактивные нагрузки электропотребителей до и выше 1 кВ в целом по предприятию определяются суммированием соответвующих нагрузок всех цехов с учетом реактивной нагрузки освещения, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций.

Активные потери ДРт , кВт и реактивные потери, ДQ , кВАр, мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций рассчитываются по формулам

(12) (13)

где ДРхх , ДQкз — активные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

Iхх , Uкз , — ток холостого хода и напряжение короткого замыкания ;%;

Кз — коэффициент загрузки трансформатора.

Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

, (14)

где n — число трансформаторов;

• Данные для вычисления потерь мощности в трансформаторах берем из таблицы 8.

Для цеховой трансформаторной подстанции ТП № 1

;

Таблица 8- Данные принятых трансформаторов

Тип Трансформатора	Sном.т, кВА	Uн, кВ	Uк,%	ДРкз, кВт	ДРхх, кВт	Iхх,%
		ВН	НН
ТМН	630	35	6,3	6,5	12,2	2,7	1,5
ТМН	1600	35	6,3	6,5	23,5	5,1	1,1
ТМН	2500	35	6,3	6,5	23,5	5,1	1,1

Для цеховой трансформаторной подстанции ТП № 1

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.

Таблица 9 — Расчетная нагрузка цехов, приведенная к стороне ВН

Наиме нование ТП	№ цеха по генплану	Pу, кВт	Pнн, кВт	Qнн, кВАр	Sт.ном, кВА	Kз	ДPт, кВт	ДQт, кВт	Pвн, кВт	Qвн, кВАр	Sр.в, кВА
ТП N 1	1	1992,55	1530,04	1837,8	1600	0,75	18,22	121,6	1566,48	2081	2604,7
ТП N 2	2	3373,51	1442,24	1940,5	1600	0,76	18,52	121,6	1479,27	2183,7	2637,5
ТП N 3	3	1089,12	661,72	986,5	630	0,94	13,54	50,4	688,82	1087,3	1287,2
ТП N 4	5,6,9	1223,19	580,3	691	630	0,36	27,73	50,4	635,77	791,8	1015,4
ТП N 5	7,8,10	1272,63	759,13	997,39	630	0,78	50,99	50,4	861,12	1098,2	1395,5
ТП N 6	4	1045,47	842,51	766,8	2500	0,46	9,98	190	862,47	1146,8	1434,9

1.7 Определение расчетной нагрузки всего предприятия

Расчетная нагрузка предприятия в целом, приведенная к шинам 6-10 кВ ГПП, определяется как сумма расчетных нагрузок всех цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории предприятия, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и несовпадения максимумов силовых нагрузок различных цехов во времени по формулам

(15)

(16)

где Р _рот , Q _рот , — активная и реактивная расчетная нагрузка освещения территории завода, кВт, кВАр;

К _рм — коэффициент разновременности максимумов силовой нагрузки

К _рм = 0,95 из [3,с.65,Т1] ;

Рассчитаем обобщенные по предприятию показатели:

1. Коэффициент использования оборудования

2. Коэффициент спроса

3. Коэффициент мощности предприятия в период максимума нагрузки

2. Построение картограммы электрических нагрузок предприятия и определение их центра

Для выбора места расположения ГПП предприятия, а так же цеховых ТП, при проектировании строим картограмму электрических нагрузок.

Картограмма представляет собой размещение на генплане предприятия окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам цехов.

Постоим картограмму активных нагрузок цехов. При этом считаем, что нагрузка равномерно распределена по площади цеха. Тогда центр круга совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех на генплане.

Радиусы окружностей, r _i , мм определяются по формуле

(17)

где Р _рi — расчетная активная нагрузка i-го цеха, кВт;

m — масштаб площади круга, (m =1).

Осветительную нагрузку покажем в виде сектора внутри круга, угол которого находится из выражения:

(18)

Цифровые значения нагрузок приводим в виде дроби с кругом: в числителе указываем силовую нагрузку, а в знаменателе — осветительную.

Для прядильного цеха:

Для построения картограммы нагрузок расчетные данные представим в таблицах 10 и 11.

Таблица 10. Расчетные данные для построения картограммы

Номер цеха по генплану	Ррi, кВт	Рроi, кВт	ri, мм	бi, град
1	1530,04	180,04	22,07	42,36
2	1442,24	162,24	21,43	40,50
3	661,73	223,57	14,51	121,63
4	842,51	45,02	16,38	19,23
5	170,56	40,56	7,37	85,61
6	225,89	65,89	8,48	105,00
7	326,18	128,75	10,19	142,10
8	252,78	95,43	8,97	135,91
9	183,86	74,23	7,65	145,33
10	180,17	120,17	7,57	240,12

Для нахождения местоположения ГПП определим центр электрических нагрузок предприятия.

Координаты центра Х ₀ , Y ₀ , м определим из выражений

• (19)
• (20)

где Хi и Yi — координаты центра нагрузок до 1 кВ i-го цеха, м.

Таблица 11- Расчетные данные для построения картограммы

Номер цеха по генплану	Ррi, кВт	Хi,м	Ррi·X, кВт·м	Yi, м	Ppi . Yi, кВт.м
1	1530,04	174	266226,3	404	618135
2	1442,24	63	90860,85	404	582663
3	661,73	76	50291,19	125	82715,8
4	842,51	375	315943,1	70	58976
5	170,56	270	46050,91	60	10233,5
6	225,89	212	47887,77	60	13553,1
7	326,18	364	118728,1	357	116445
8	252,78	349	88221,66	473	119567
9	183,86	198	36405,18	132	24270,1
10	180,17	350	63061,09	227	40899,6
Сумма	5815,96	193,21	1123676,1	286,7	1667457,9

Координаты ГПП будут равны

Х ₀ = 193,21 м. Y ₀ = 286,7 м.

3. Технико-экономический анализ схем электроснабжения предприятия

Данный раздел проекта является центральным по своей значимости. Выполнять его рекомендуется в следующей последовательности:

1) технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения;

2) технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внутреннего электроснабжения;

3) выбор оптимального варианта схемы электроснабжения предприятия.

Для выбора рациональной системы электроснабжения предприятия необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них.

При числе вариантов более двух экономическая целесообразность того или иного варианта определяется по годовым расчетным затратам по формуле

З = К

• Е _н + С _э + У , (21)

где К — капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения, тыс.руб.

К = К _л + К _а + К _т , (22)

где К _л — капитальные затраты на сооружение линий, тыс.руб.;

К _а -капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры, тыс.руб.;

К _т — капитальные затраты на установку силовых трансформаторов, тыс.руб

Другие капитальные вложения сравниваемых вариантов принимаются одинаковыми.

Ен — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, принимаемый в энергетике равным 0,15;

С _э — годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения, тыс.руб.

С _э = С _а + С _п , (23)

где С _а — годовые амортизационные расходы, тыс.руб.;

С _п — годовые расходы на оплату потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения, тыс.руб.

С _а = Е _а ·К _а + Е _т ·К _т + Е _л ·К _л , (24)

где Е _а , К _т , Е _л — норма амортизационных отчислений соответственно на аппаратуру, трансформаторы и линии, тыс.руб.;

У — годовой ущерб от перерывов электроснабжения.

Далее рассматривается методика выполнения подразделов раздела 3.

3.1 Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения

3.1.1 Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения

При выборе рациональной схемы внешнего электроснабжения предприятия учитываем категорию потребителей электроэнергии, потребляемую ими мощность, особенности технологии производства, климатические условия, загрязненность окружающей среды и другие факторы.

Все предприятия в зависимости от суммарной установленной мощности могут быть условно разделены но крупные (75-100МВт), средние (до75МВт) и малые (до 5МВт).

Данное предприятие относится к средним предприятиям.

Основными источниками электроснабжения предприятия являются электростанция и сети энергосистемы.

Так как отсутствуют специальные требования к бесперебойности питания, компактное расположение нагрузки, то принимаем схему с одним общим приемным пунктом электроэнергии (ГПП).

Так как есть нагрузки 1-й категории, то применяем секционные шины приемного пункта и питание каждой секции от отдельных линий.

Питание от энергосистемы осуществляем по двум линиям с установкой на подстанции на менее двух трансформаторов. Пропускная способность этих линий и трансформаторов должна обеспечить питание всех потребителей 1-й категории и основных нагрузок 2-й категории в послеаварийном режиме с учетом допустимой перегрузки при выходе из работы одного из этих трансформаторов.

В системах электроснабжения применяем глубокое секционирование всех звеньев системы от источника питания до сборных ими низкого напряжения трансформаторных подстанций.

При построении системы электроснабжения исходим из раздельной работы линий и трансформаторов, так как при этом снижаются уровни токов короткого замыкания, упрощаются схемы коммуникаций и релейной защиты.

Найдем рациональное нестандартное напряжение, U _рац , кВ питающих линий по формуле

(25)

где Р _{р У} — расчетная активная мощность предприятия, МВт;

l — расстояния от предприятия до точки подключения к источнику питания, км;

• Из напряжений в ближайших пунктах электросистемы выбираем одно ниже, а другое выше величины рационального напряжения, для технико-экономического сравнения.

Вариант схемы внешнего электроснабжения представлены на рисунке 1.

Рисунок 1 — Вариант питающих линий системы внешнего электроснабжения предприятия

3.1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Главную понизительную подстанцию предприятия выполняем двухтрансформаторной. Выбор мощности трансформаторов ГПП производим на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматриваем их питания от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

При установке на ГПП двух трансформаторов номинальная мощность каждого из них определяется по условию

(26)

где S ‘_pУ — номинальная расчетная мощность предприятия с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ, кВА;

Кз — коэффициент загрузки трансформатора, (Кз=0,75);

Номинальная расчетная мощность предприятия с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ определяется по формуле

(27)

где Qкв — мощность компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ, кВар;

Мощность компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ определяется по формуле

(28)

Таблица 12 — Данные о трансформаторах ГПП

Трансформаторы ГПП	Sтн, кВА	Pхх, кВт	Pкз, кВт	Ixx ,%	Uкз, %
Вариант 1 — ТРДЦН-40000/330	40000	80	180	1,4	11
Вариант 2 — ТМН — 6300/110	6300	11,5	44	0,9	10,5

В послеаварийном режиме оставшийся в работе трансформатор проверяем на допустимую перегрузку:

Для варианта 1: 56000 ? 7282,23,

Для варианта 2: 8820 ? 7282,23.

Расчетная полная мощность, S”p , кВА, передаваемая от источника питания при наличии ГПП, отличается от S’pУ на величину потерь мощности в силовых трансформаторах ГПП и может быть определена по формуле

(29)

Для варианта № 1 (по формулам (12) и (13)):

;

;

Для варианта №2

;

;

3.1.3 Расчет технико-экономических показателей вариантов схем

Максимальный ток линии, Imax, А определяется по формуле

(30)

Для определения мощности отключаемой выключателями, намечается расчетная точка КЗ (К-1), а затем составляется схема замещения для трех фазного КЗ в точке (К-1) и определяются параметры схемы замещения в относительных базисных единицах (при S _б и U _б ).

Сопротивление системы в относительных базисных единицах.

(31)

где Sб — полная мощность батарей, кВА;

Sc — из расчетных показателей, кВА.

Полная мощность батарей, Sб , кВА определяется по формуле

, (32)

Сопротивление трехобмоточного трансформатора в относительных базисных единицах определяется по выражению:

(33)

где U _к% — напряжение короткого замыкания в процентах между обмотками, по которым протекает ток повреждения.

Суммарное сопротивление цепи от источника питания до точки КЗ К — 1.

Х _*б = Х _c*б + Х _т*б , (34)

Мощность и ток отключаемые выключателями определяются по формулам

(35)

• (36)

Для варианта №1

Х _*б = 0,0094 + 0,028=0,037.

Мощность и ток отключаемые выключателями:

Для варианта №2

Х _*б = 0,0075 + 0,135=0,142.

Мощность и ток отключаемые выключателями:

3.1.4 Выбор сечения проводов питающих ЛЭП

Сечение проводов ВЛ выбираем минимально возможным из стандартных сечений, обеспечивающих работу проводников без перегрева выше допустимой температуры при расчетной максимальной нагрузке. При этом потери напряжения не должны превышать допустимой величины, а плотность тока в проводах должна соответствовать нормированному экономическому значению.

Выбор сечения проводов ВЛ по нагреву производится по условию:

I _доп I _р , (37)

где I _доп — допустимая токовая длительная нагрузка на провод, А;

I _р — расчетная токовая нагрузка линии, равная получасовому максимуму нагрузки и определяется по формуле (30).

Выбор сечения проводников по экономической плотности тока производится для ВЛ напряжением 6-330 кВ.

Экономическое сечение проводника, Fэк , мм² определяется из соотношения

(38)

где Jэк — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм² .

Сечение, полученное в результате расчета по экономической плотности тока, округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения и проверяем по мере напряжения в нормальном и аварийном режиме при фактической нагрузке по формуле

(39)

где Ip — расчетный ток линии, А;

• длина линии, км;

R ₀ , X ₀ — удельное активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км;

сos , sin

(40)

Сечение проходит по потери напряжения, если выполняются условия

U% 5% ; U% _ав 10 %

Сводим полученные данные в таблицу 13.

Таблица 13- Сечения воздушной линии

Номер варианта	Iр2, А	Fэк,мм2	Iдоп,А	Ro, Ом	Xo, Ом	Iр1, А	cosц	sin ц	ДU%	ДUав%
Вариант 1	16,85	15,32	80	0,45	0,36	16,85	0,86	0,51	0,09	0,19
Вариант 2	40,40	36,73	140	0,45	0,36	40,40	0,86	0,51	0,35	0,7

Расчет технико-экономических показателей питающих линий

а) Капитальные затраты

Стоимость двух ячеек отходящей линии, Кв , тыс.руб. с выключателями В1 и В2 определяется по формуле

К _в = 2·К _ов , (41)

Стоимость сооружения воздушной линии, К _л , тыс.руб. определяется по формуле

К _л = l·К _ол (42)

где Ков, Кол — стоимость одной ячейки выключателя и одного километра двухцепной воздушной линии, тыс.руб.,

Суммарные капитальные затраты:

К = К _в + К _{л ,} (43)

б) Эксплуатационные расходы

С _э = С _пл + С _ал +С _ав (44)

где Скл — стоимость потерь электроэнергии в линиях,т.р;

Сал, Сов — стоимость амортизационных отчислений от Кл и Кв соответственно, тыс.руб.

Потери мощности в линиях.

(45)

Потери электроэнергии в линиях А _л , кВт определяются по формуле

А _л = Р _{л · л} (46)

где _л — время максимальных потерь мощности в линии[2, с. 167 — 168].

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

С _пл = С _о ^. А _л , (47)

где Со — стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.

Стоимость амортизационных отчислений.

С _ал + С _ав = _л К _л + _в К _в (48)

где _л , _в — норма ежегодных отчислений для линий и выключателей, %. _л = 2,4 % ; _в = 6,4 % из [6, с.68].

Расчет технико-экономических показателей трансформаторов связи с энергосистемой

а) Капитальные затраты.

Стоимость двух трансформаторов, К _т , тыс.руб., при наружной установке равно

К _т = 2

• К _от , (49)

Стоимость двух вводов К _ок , т.р., с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ) равно

К _ок = 2

• К _оок , (50)

где Кот и Коок — единичная стоимость трансформатора и одного ввода с отделителями короткозамыкателями, тыс.руб.

Суммарные капитальные , К , тыс.руб., затраты равны

К = Кт + Кок

б) Эксплутационные расходы определяются по формуле

С _э = С _пт + С _ат + С _аок , (52)

где С _{пт —} стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, тыс.руб.;

С _ат и С _аок — стоимость амортизационных отчислений от К _т и К _ок , тыс.руб.

Приведенные потери мощности Р’ _т , кВт, в трансформаторах составляют

Р’ _т =2

• (Р’ _хх + К _з ² Р’ _к.з ), (53)

где Р`хх , Р`кз — приведенные потери активной мощности трансформатора при ХХ и КЗ, кВт;

Приведенные потери активной мощности трансформатора при ХХ и КЗ определяются по формулам

где Кип — коэффициент изменения потерь, Кип = 0,02-0,12 из [3, т.1, с.315]

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах связи, C _пт , тыс.руб., определяется по формуле

C _пт = 2 С ₀ ·(Р’ _хх ·Т _вкл + К _з ² ·Р’ _к.з ·) , (54)

где Т _вкл — время включения трансформатора под напряжение, принимается обычно равным 8760 часов.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы, С _э , тыс.руб., определяется по формуле

С _э = С _пт + _т К _т + _ок К _ок , (55)

Технико-экономические показатели варианта № 1.

4. Расчет технико — экономических показателей питающих линий

а) Капитальные затраты

К _ов = 160 тыс.руб.; К _ол = 37,3 тыс.руб.

Стоимость двух ячеек отходящей линии

К _в = 2

• 160 = 320 тыс.руб.

Стоимость сооружения воздушной линии

К _л = 37,3·37 =1380,1 тыс.руб.

Суммарные капитальные затраты

К = 320 + 1380,1 = 1700,1 тыс.руб.

Стоимость амортизационных отчислений

Сал + Сов

Потери электроэнергии в линиях

Ал = 2340,6·2700 = 6319691,95 Квт/ч. Квт/ч

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях

Спл = 0,64^. 6319691,95 = 4044,6 тыс.руб.

б) Эксплуатационные расходы

Сэ = 53,6 + 4044,6 = 4098,2 тыс.руб.

5. Расчет технико-экономических показателей трансформаторов связи с энергосистемой

а) Капитальные затраты

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке

Кот = 194 тыс.руб.; Коок = 23,4 тыс.руб.

К _т = 2·194 = 388 тыс.руб.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

К _ок = 2·23,4 = 46,8 тыс.руб.

Суммарные капитальные затраты

К = 388 + 46,8 = 434,8 тыс.руб.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Р’ _т =2·(12 + 0,75² ·89,8) = 125 кВт.

Стоимость потерь в трансформаторах связи

C _пт = 2·0,64 ·(12 ·8760 + 0,75²

• 89,8 ·2700 = 309,12 тыс.руб.

б) Эксплутационные расходы

С _от + С _оок = 0,024·388 + 0,064·46,8 = 12,31 тыс.руб.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

Сэ = 309,12 + 12,31 = 321,43 тыс.руб.

Технико-экономические показатели варианта № 2.

6. Расчет технико-экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты

К _ов = 42 т.р.; К _ол = 14,5 тыс.руб.

Стоимость двух ячеек отходящей линии

К _в = 2

• 42 = 84 тыс.руб.

Стоимость сооружения воздушной линии.

К _л = 14,5·19 = 275,5 тыс.руб.

Суммарные капитальные затраты

К = 84 + 275,5 = 359,5 тыс.руб.

Стоимость амортизационных отчислений

С _ал + С _ов = 0,024·275,5 + 0,064·84 = 11,99 тыс.руб.

Потери электроэнергии в линиях

А _л = 2302,3·2700 = 6216176,7 Квт/ч. Квт/ч

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях

С _пл = 0,64 ^. 6216176,7= 3978,35 тыс.руб.

б) Эксплуатационные расходы

С _э = 11,99 + 3978,35 = 3990,34 тыс.руб.

7. Расчет технико-экономических показателей трансформаторов связи с энергосистемой

Таблица 14 — Расчёт технико-экономических показателей

Расчет технико-экономических показателей линий	Вариант 1	Вариант 2
Технико-экономические показатели питающих линий
Стоимость одной ячейки выключателя, Ков, тыс.руб	160	42
Стоимость одного километра двухцепной ВЛ, Кол, тыс.руб.	37,3	14,5
Длина линии, l,км	37	19
Cтоимость двух ячеек Кв, тыс.руб.	320	84
Стоимость сооружения ВЛ, Кл, тыс.руб.	1380,1	275,5
Суммарные капитальные затраты, К, тыс.руб.	1700,1	359,5
Норма ежегодной амортизации для выключателей,цв,%	0,064	0,064
Норма ежегодной амортизации для линий, цл,%	0,024	0,024
Стоимость амортизационных отчислений, тыс.руб.	53,6	11,99
Эксплуатационные расходы, Сэ, тыс.руб.	4098,21	4049,85
Потери мощности в линиях, ДPл, кВт	2340,6	2302,3
Время максимальных потерь в линиях, фл,ч	2700	2700
Потери электроэнергии в линиях, ДАл, кВт	6319691,9	6216176,7
Стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, Сo, руб.	0,64	0,64
Стоимость ежегодных потерь в ВЛ, Спл, тыс.руб.	4044,60	3978,35
Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой
Единичная стоимость трансформатора, Kот, тыс.руб.	194	54
Единичная стоимость одного ввода с отделителями короткозамыкателями, Kоок, тыс.руб.	23,4	11,2
Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ), Kок, тыс.руб.	46,8	22,4
Стоимость двух трансформаторов Kт, тыс.руб.	388	108
Суммарные капитальные затраты, К, тыс.руб.	434,8	130,4
Коэффициент изменения потерь, Кип	0,02	0,02
Приведенные потери активной мощности трансформатора при ХХ, ДP’хх, кВт	12	1,25
Приведенные потери активной мощности трансформатора при КЗ, ДP’кз, кВт;	89,8	13,67
Приведенные потери трансформатора, ДP’т, кВт;	125	17,88
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах связи, Спт, тыс.руб.	309,12	40,58
Эксплуатационные затраты, Сэ, тыс.руб.	321,43	44,6

а) Капитальные затраты

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке

К _от = 54 тыс.руб.; К _оок = 11,2 тыс.руб.,

К _т = 2

• 54 = 108 тыс.руб.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

К _ок = 2

• 11,2 = 22,4 тыс.руб.

Суммарные капитальные затраты.

К = 108 + 22,4 = 130,4 тыс.руб.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Р’ _т =2·(1,25 + 0,75² ·13,67) = 17,88 кВт.

Стоимость потерь в трансформаторах связи

C _пт = 2·0,64·(1,25·8760 + 0,75² ·13,67 ·2700) = 40,58 тыс.руб.

б) Эксплутационные расходы

С _от + С _оок = 0,024·108 + 0,064

• 22,4 = 4,03 тыс.руб.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

С _э = 40,58 + 4,03 = 44,61 тыс.руб.

7.2 Технико-экономический расчет при выборе схемы внутреннего электроснабжения

Намечаем два варианта схемы внутреннего электроснабжения:

Вариант №1 — Радиальная схема

Вариант№2 — Смешанная схема.

Расчет ведем для напряжения 10 кВ. Предварительный выбор этого напряжения обусловлен тем, что он обеспечивает меньший расход цветного металла и экономию электроэнергии по сравнению с напряжением 6 кВ.

Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6-35 кВ

Расчетные нагрузки линий распределительной сети 10 кВ для каждого варианта определяются по расчетным нагрузкам цеховых ТП со стороны ВН с учетом компенсации реактивной мощности.

Результаты расчетов нагрузок линий распределительной сети 10 кВ представлены в таблицу 15.

Таблица 15 — Расчетные нагрузки линии сети

№	Назначение линии	Потре- битель э/э	Длина линий, км	Расчетная мощность	сos ц	Qкв, кВАр	Число и мощ. КУ	Q’рв, кВАр	S’рв, кВА	J’рв, А	Fэк, мм2
				Ррв, кВт	Qрв, кВА
1	ГПП -ТП — 1	ТП — 1	0,048	1566,4	2081	0,93	1600	5х330	2552,5	2391,3	76,4	37,3
2	ГПП -ТП — 2	ТП — 2	0,11	1479,2	2183,7	0,97	1600	5х330	366,2	2417,7	46,9	29,4
3	ГПП -ТП — 3	ТП — 3	0,124	688,8	1087,3	0,91	630	1х630	967,1	1187,9	46,7	27,2
4	ГПП -ТП — 4	ТП — 4	0,179	635,7	791,84	0,89	630	1х630	2251,4	908,9	60,5	47,6
5	ГПП -ТП — 5	ТП — 5	0,138	861,1	1098,2	0,92	630	1х630	1279,7	1254,7	69,8	68,1
6	ГПП -ТП — 6	ТП — 6	0,32	862,4	1146,8	0,97	2500	4х660	2166,9	1139,2	50,9	33,6

Выбор выключателей конца питающих линий 6-35 кВ и линий, отходящих от ГПП (ГРП)

По каждому варианту производится предварительный выбор выключателей по U _ном , I _{ном.дл .} и S _{ном.откл} согласно расчетной схеме.

Для выключателей В ₂ , В₃ , В₄ и линий, отходящих от шин, выбирают предварительно выключатель с номинальными расчетными данными.

Таблица 16 — Выбор высоковольтных выключателей

Вариант схемы	Номер линии	Тип аппарата	Кол-во, шт.	Стоимость 1 аппарата, тыс. руб.	Капитальные затраты, тыс. руб.	в, %	Сов, тыс. руб./год
1	1	ВБМЭ-10-35/630	2	15	30	9,3	2,8
	2	ВБМЭ-10-35/630	2	15	30	9,3	2,8
	3	ВБМЭ-10-35/630	2	15	30	9,3	2,8
	4	ВБМЭ-10-35/630	2	15	30	9,3	2,8
	5	ВБМЭ-10-35/630	2	15	30	9,3	2,8
	6	ВБМЭ-10-35/630	2	15	30	9,3	2,8

Определение сечения кабельных линий распределительной сети

Выбор сечения кабельных линий распределительной сети 10 кВ производим по технологической плотности тока по формуле

(56)

где Jэк — нормированное значение экономической плотности тока, для кабельной линии, А/мм² (Jэк = 1,4 А/мм² ).

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

(57)

, (58)

где К ₁ — поправочный коэффициент, учитывающий число рядом лежащих кабелей и их взаимный нагрев;

К ₂ — поправочный коэффициент на температуру земли и воздуха.

Проверяем по потере напряжения.

(59)

где Ip — расчетный ток линии, А;

• длина линии, км;

R ₀ , X ₀ — удельное активное и реактивное сопротивление линии; Ом.

сos , sin — коэффициенты мощности предприятия в период максимума нагрузки (см п.2.4)

Расчёт сечений кабелей представлен в таблице 17.

Таблица 17 — Расчетные сечения кабелей

Вариант схемы	№ п.п	Назначение линии	Количество кабелей	Длина линий, км	Расчет нагрева на 1 кабель	Способ прокладки	Поправочный коэффициент	Расчет нагрузки на 1 кабель	Марка кабеля
					Ip,A	Iмах.р, А
								К1	К2	Iдоп, А	1,3·Iдоп ,А
1	1	ГПП -ТП — 1	2	0,048	230,4	299,5	В траншее	0,9	1	270	351	3х70
	2	ГПП -ТП — 2	2	0,11	114,4	148,8		0,9	1	250	325	3х50
	3	ГПП -ТП — 3	2	0,124	48,5	63,1		0,9	1	90	117	3х25
	4	ГПП -ТП — 4	2	0,179	232,9	302,8		0,9	1	270	351	3х70
	5	ГПП -ТП — 5	2	0,138	31,9	41,5		0,9	1	90	117	3х25
	6	ГПП -ТП — 6	2	0,32	25,6	33,3		0,9	1	90	117	3х25

Проверяем по допустимой нагрузке и по условию нагрева

ГПП — ТП — 1: : ;

• ГПП — ТП — 2: : ;
• ГПП — ТП — 3: : ;
• ГПП — ТП — 4: : ;
• ГПП — ТП — 5: : ;
• ГПП — ТП — 6: : .

Проверяем по потере напряжения

ГПП-ТП-1:

ГПП-ТП-2:

ГПП-ТП-3:

ГПП-ТП-4:

ГПП-ТП-5:

ГПП-ТП-6:

Расчет технико-экономических показателей вариантов схем внутреннего электроснабжения

Для сокращения расчетов исключим из рассмотрения трансформаторы цеховых ТП т.к. одинаковые элементы во всех вариантах.

Потери электроэнергии в линиях определяем по формулам (45) и (46).

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях, Скл , т.р. определяется по формуле

(60)

Таблица 17 — Технико-экономические показатели внутреннего электроснабжения

Вариант схемы	№	Назначение линии	Марка кабеля	Длина линий, км	Стоимость 1км линии.	Капитальные затраты	н,%	Сол, т.р.	Rл, Ом	Рл, кВт	Скл, т.р.	Ал, кВт
1	1	ГПП -ТП — 1	3х70	0,048	3,51	0,34	6,4	0,081	0,258	0,61	135,8	1641
	2	ГПП -ТП — 2	3х50	0,11	2,85	0,63	6,4	0,08	0,443	0,25	312,9	683,2
	3	ГПП -ТП — 3	3х25	0,124	2,57	0,64	6,4	0,079	0,443	0,04	695,2	109,5
	4	ГПП -ТП — 4	3х70	0,179	3,51	1,26	6,4	0,081	0,258	2,32	754,8	6257
	5	ГПП -ТП — 5	3х25	0,138	2,57	0,71	6,4	0,079	0,258	0,02	762,2	52,65
	6	ГПП -ТП — 6	3х25	0,32	2,57	1,64	6,4	0,079	0,443	0,03	516,8	78,95

7.2 Экономическая оценка надежности вариантов схем электроснабжения

При проектировании и эксплуатации электроустановок важным вопросом является оценка составляемых вариантов схем электроснабжения предприятия.

Вопрос об экономической оценке надежности связан с народнохозяйственным ущербом (У), вызываемый аварийным нарушением электроснабжения. С увеличением надежности электроснабжения этот ущерб снижается, но возрастают капитальные затраты.

При параллельном соединении цепей следует иметь в виду, что системы электроснабжения имеют малое значение вероятности отказа и поэтому уже две параллельные линии от разных источников или с разными трассами являются высоконадежными (У=0).

Поэтому в электроснабжении промышленных предприятий в подавляющем большинстве случаев ограничиваются двумя параллельными линиями, состоящими каждая из общепринятых элементов (масляные выключатели, ЛЭП, трансформаторы и т.п.).

7.3 Выбор оптимального варианта схем электроснабжения

Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения производим путем суммирования приведенных затрат, результат сводим в таблицу 18.

Таблица 18 — Сведение сравнения вариантов схем внешнего электроснабжения

Варианты схем электроснабжения промышленного предприятия.	Суммарные технико-экономические показатели, тыс. руб.
	К	Сэ	У
Сеть с ГПП при напряжении 330/10 кВ.	2134,9	4419,6	6554,5
Сеть с ГПП при напряжении 110/10 кВ.	489,9	4094,4	4584,3

В результате технико-экономических расчетов видим, что эксплуатационные затраты у варианта № 1 выше, следовательно, стоимость капитального ремонта будет выше. Принимаем схему внешнего электроснабжения завода от системы напряжением 110/10 кВ, с сооружением ГПП 110/10 кВ, и установкой трансформатора ТМН-6300-110/10.

8. Расчёт токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей по условиям КЗ в проекте производится расчет токов КЗ.

Расчётная схема и схема замещения для расчёта приведены на рисунке 2 и рисунке 3.

Рисунок 2 — Схема для расчета токов короткого замыкания

Принимаются базисные условия: S _б и U _б .

Базисный ток , I _б , А определяется по формуле

(61)

Для U = 110 кВ:

;

Для U = 35 кВ:

Для U = 6 кВ:

Рисунок 3 — Схема замещения для расчёта токов КЗ

Расчет сопротивлений схемы замещения, Х ₁ , Х ₂ , Х ₃ в относительных единицах при базисных условиях производим по следующим выражениям

Сопротивление воздушной линии 110 кВ равно

Сопротивление трансформатора ГПП

Сопротивление кабельной линии ГПП-РУ-1

Определяем токи КЗ в расчетных точках в следующем порядке:

Определяем сопротивление от источника питания до точки КЗ К-1

X1 = X1 + X2 + X3

r ₁ = r ₂ ,

X ₁ = 1,33 + 813,3 + 135 = 949,63 Ом.

r ₁ = 1011 Ом

Если r ₁ < X ₁ , то активным сопротивлением линии пренебрегают;

Начальное значение периодической слагающей тока КЗ, I» , А определяется по формуле

, (62)

Ударный ток КЗ, i _y , А определяется по формуле

i _y = K _y ^. I” , (63)

где K _y — ударный коэффициент,