Введение

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и др.

Система распределения и потребления электроэнергии, получаемой от энергосистем, строится таким образом, чтобы удовлетворялись основные требования электроприемников, находящихся у потребителей.

Надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического включения резерва, контроля и сигнализации.

Качество электроснабжения определяется поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, а также ограничением в сети высших гармоник, несинусоидальности и несимметричности напряжения.

Экономичность электроснабжения достигается путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств и компенсации реактивной мощности и их размещение в сети.

Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями этой системы, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий. В результате увеличивается электровооруженность труда в промышленности и в других отраслях народного хозяйства, которая представляет собой количество электроэнергии на одного работающего (МВт/чел.год), а это в свою очередь обеспечивает рост производительности труда и степень его механизации.

1. Основные характеристики электрических нагрузок РМЦ

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплутационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов её работы, потребителя электроэнергии рассматривают в качестве нагрузок.При этом необходимо учитывать, что режимы работы приемников электроэнергии разнообразны и меняются во времени.

В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок. Для расчета цеха воспользуемся методом упорядоченных диаграмм. По этому методу расчетную активную нагрузку приемников электроэнергии на всех ступенях питающей и распределительной сетей определяют по средней мощности и коэффициенту максимума. До этого все электроприемники разбивают на группы по расположению в цехе или по присоединениям к шкафам или шинопроводам.

Значение коэффициента максимума зависит от коэффициента использования данного узла эффективного числа электроприемников. Под эффективным числом приемников понимают число однородных по режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обуславливает ту-же расчетную нагрузку, что и данный рассматриваемый узел различных по номинальной мощности и режиму работы приемников. Коэффициент максимума можно определить по кривым или таблицам.

В методе упорядоченных диаграмм принята допустимая для инженерных расчетов погрешность равная 10%. Однако, на практике прменение этого метода обуславливает погрешность 20-40% и поэтому применение его требует тщательного анализа исходных данных и результатов расчета.

2. Расчет электрического освещения цеха

Помещения в которых необходимо рассчитать освещение а также нормативная освещенность для различных помещений цеха по [10 табл.24] выбираем:

Цех -300Лк

Инструментальный склад - 75Лк

Начальник цеха и комната мастеров - 200Лк

Коридор - 75Лк

Раздевалки - 75Лк

2.1 Расчёт рабочего освещения основной площади цеха

Освещение применяем равномерное, используя лампы типа ДРЛ и светильники типа УПДДРЛ. Расчёт ведём по методу коэффициента использования.

Исходные данные для расчёта:

а) высота цеха - H=10 м;

б) по табл.4-4а [104], для ремонтно-механического цеха, находим:

- плоскость нормирования освещения и её высота от пола (м) - Г-0,8 (hР =0,8 м);

- разряд и подразряд зрительной работы - IIв+1;

- нормируемая освещённость - ЕН =300 Лк;

- коэффициент запаса - кЗ =1,5;

показатель ослеплённости - Р=20;

в) из §3-5 [1.52] и табл. 3-7 [1.55], для светильников типа УПДДРЛ, имеем:

- кривая силы света - Д;

свес светильников - hС =0,5 м;

г) принимаем, что в цехе чистый побеленный потолок и стены при незавешенных окнах. Тогда, по табл. 5-1 [126], имеем коэффициенты отражения от потолка, стен и рабочей поверхности соответственно - ρП =0,5; ρС =0,3; ρР =0,1.

Определяем расчётную высоту подвеса светильников:

Нр=H-hС -hР (1.10)

Нр=10-0,5-0,8=8,7 м.

По табл. 4-16 [123] при кривой силы света Д(косинусная)- коэффициент λ=1,4 находим отношение расстояния между соседними светильниками к расчетной высоте:

l=L/h=1,4 => L=h∙1,4=8,7∙1,4=12,2 м,

но, исходя из линейных размеров цеха принимаем Lа=7,5 м. Lв=7,5 м, lА=2,25м. lВ=3м.

По ф-ле (5-3) [125] находим индекс помещения:

(1.11)

где А - длина помещения, м;

В – ширина помещения, м.

i = =2,76

далее, по табл. 5-10 [135], находим коэффициент использования при принятых ρП=0,5; ρС=0,3; ρР =0,1, и определённом i =2,76: u =0,595. По ф-ле(5-1) [125] находим потребный световой поток ламп в каждом светильнике:

(1.12)

где z =1,15 - отношение ЕСР/Еmin;

NСВ - число светильников.

Фтреб. ==45087,73 Лм.

По табл. 2-15 [28] принимаем лампу ДРЛ1000, РЛ =1000 Вт, ФЛ =50000 Лм, cos=0.57 что составляет (50000/45087,73)∙100% =110,9% и не выходит за предел (-10%,+20%,) что допустимо. Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):

Ефакт. =ЕН ∙=300=332,7 Лк.

Проверим освещение цеха при помощи точечного метода. Для этого берём три характерные точки и группу светильников, которые освещают эти точки (см. рис. 1.1). Определяем расстояния от каждого светильника до точек (di), и данные заносим в табл. 1.2. По рис. 6-27 [190] по пространственным изолюксам находим условную освещённость (еi) для каждой точки, в зависимости от расстояния до светильника, и заносим данные в ту же таблицу.

Таблица 1.2. Определение условной горизонтальной освещенности для точек А,В,С

№светильника	dA,м	dB,м	dC,м	eA,Лк	eB,Лк	eC,Лк
1	11,86	13,52	14,18	0,3	0,18	0,15
2	11,86	11,25	11,3	0,3	0,4	0,4
3	11,86	15,5	16,56	0,3	0,11	0,07
4	5,3	8,4	9,4	2	0,9	0,7
5	5,3	3,75	3,92	2	2,7	2,7
6	11,86	15,5	16,56	0,3	0,11	0,07
7	5,3	8,4	9,4	2	0,9	0,7
8	5,3	3,75	3,92	2	2,7	2,7
Сумма	-	-	-	7,49	7,49	7,49

Далее, по (6-2) [1.178] определяем освещённость в каждой точке:

Еi =, (1.13)

где μ=1,2 - коэффициент, учитывающий дополнительную освещённость от удалённых светильников и световых потоков отраженных от стен, потолка и рабочей поверхности.

ЕА ==352,67 Лк (=∙100%=117,56%);

ЕВ ==306,67 Лк (=∙100%=102,22%)

ЕВ ==287,12Лк (=∙100%=95,7%)

Установленная мощность рабочего освещения:

Ру=50*1000=50000 Вт;

Qу=Ру * tg j =50000*1,441 = 72050 Вт

2.2 Расчёт эвакуационного освещения цеха

Данное освещение выполняется по середине обоих проездов вдоль всей длины цеха. Применяются светильники типа ППД-100 (см. табл.3-4 [45]) c лампами накаливания типа Б220-100, РЛ =100 Вт, ФЛ =1350 Лм (см. табл.2-2 [13]). По (1.11) определяем индекс «помещения» для полосы дороги:

i = =0,435

По табл. 5-3 [128] находим u =0,2. Преобразовав (1.12) находим освещённость, создаваемую шестью светильниками:

Ефакт= (1.14)

Ефакт ==3,26Лк,

что входит в допустимые пределы 0,5-15 Лк (см. §5-1 [1.124]).

Установленная мощность -- Ру=2ґ(6*100)=1200Вт;

2.3 Расчет аварийного освещения

Нормативную освещенность аварийного освещения примем Ен=15Лк; по плану выбираем 25 ламп. Для аварийного освещения используем лампы накаливания в светильниках ППД.

Найдем световой поток одной лампы:

При u =0,53; КЗ=1,3- для ламп накаливания;

Фл == 4196Лм

По табл.2-16 выбираем лампу накаливания Г-220-300 Фн=4600Лм; Uн=220В, Р=300Вт;

Установленная мощность Ру=25*300=7500Вт;

Щиток аварийного освещения имеет независимое питание от рабочего.

2.4 Расчёт рабочего освещения кабинета начальника цеха. и комнаты мастеров

Данные помещения одинаковы по площади и, следовательно имеют одинаковые системы освещения. Расчет проводим для обоих помещений одинаково.

Освещение применяем равномерное, используя люминесцентные лампы и светильники типа ЛПО (две лампы в светильнике).

Исходные данные для расчёта:

а) высота помещений - H=3 м;

б) по табл.4-4к [1.93], для данных помещений, находим:

- плоскость нормирования освещения и её высота от пола (м) - Г-0,8 (hР =0,8 м);

- разряд и подразряд зрительной работы - Iв;

- нормируемая освещённость - ЕН =200 Лк;

- коэффициент запаса - кз =1,5;

- показатель ослеплённости - Р=20;

в) из §3-6 [1] и табл. 3-9 [59], для светильников типа ЛПО, имеем:

- кривая силы света - Г;

- свес светильников - hС =0,2 м;

г) принимаем, что в помещениях чистый побеленный потолок и стены при незавешенных окнах. Тогда, по табл. 5-1 [1.127], имеем коэффициенты отражения потолка, стен и рабочей поверхности соответственно - ρП =0,5; ρС =0,3; ρР =0,1.

Расчёт ведём по методу коэффициента использования. По (1.10)

Нр=3-0,2=2,8 м.

По (1.11) находим индекс помещения:

i = =1,286.

По табл. 5-10 [135] находим u =0,455.

Принимаем, что в помещениях установлено два ряда светильников, тогда, по (1.12) определяем требуемый поток от одного ряда светильников (вместо NСВ подставляем число рядов):

Фтреб.ряда == 20472,53 Лм.

По табл. 2-12 [24] принимаем лампу ЛБ80-4, РЛ =80 Вт, ФЛ =3680 Лм, cosj = 0,95 тогда число светильников в ряду равно 20472,53/(3680 ∙2)≈3 Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):

Ефакт. =ЕН ∙=200 ∙=215,7Лк,

что составляет (215,7/200)∙100%=107,85%, что допустимо.

Установленная мощность

Ру=6*(2х80)+6*(2х80) =1920Вт;

Qу=Ру * tg j =1920*0,328 = 630 Вт

2.5 Расчет освещения коридора

Высота помещения Н=3м используем люминесцентные лампы со светильниками ЛПО-02

Нр=2м; L=3,3м; Lст=1м

По табл.21.3 u =0,33

Принимаем, что в помещениях установлен один ряд светильников, тогда, по (1.12) определяем требуемый поток от одного ряда светильников (вместо NСВ подставляем число рядов):

Фтреб.ряда ==9315 Лм.

Ф==1552,5Лм

По табл.2-12[1.24] выбираем лампы ЛБ-30-4 Фн=1995Лм; Ру=30Вт, тогда число светильников в ряду равно 9315/(1995 ∙2)≈3 Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):

Ефакт. =ЕН ∙=75 ∙=96,38Лк,

Ру=6*30=180Вт;

Qу=Ру * tg j =180*0,328 = 59,04 Вт

2.6 Расчет освещения раздевалки

Нр=2м; L=1,3м; Lст=0,9-1,5м

i ==1,5

По табл. 5-10 [135] находим u =0,55.

Ф==1058,5Лм

По табл.2-12[1.24] выбираем лампы ЛБ-20-4 Фн=1120Лм;

Ру=4*(2х20)+4*(2х20) =320Вт;

Qу=Ру * tg j =320*0,328 = 105 Вт

2.7 Расчет освещения инструментального склада

Габариты помещения-(12х6х5,5)м. Высота подвеса светильников:

Нр=5,5-1,2-0,8=3,5м;

L=3,5*1,4=5м;

Lст=1,5-2,5м

По табл.5-3 для ППД500 u = 0.21

Ру=6*500=3000Вт;

Суммарная мощность рабочего освещения:

РΣраб=50000+1920+180+320+3000=55420 вар;

QΣраб= 72050 + 630 +59,04+105= 72844,04 вар;

Суммарная активная мощность аварийного, эвакуационного и рабочего освещения:

РΣ= РΣАВ +РΣЭВ + РΣраб = 7500+1200+55420=64120 Вт=64,12кВт.

2.8 Расчет уличного и охранного освещения предприятия

Для освещения дорог на территории предприятия применяем лампы ДРЛ400 с типом светильника СКЗПР-400, Ф=19000Лм по [1.243]. Ширина дороги b=10м, с высотой подвеса h=10м. Отношение b:h=10:10=1. По табл 9-3[1.244] находим коэффициент использования по яркости: hL=0,075.

Найдем необходимый поток в Лм/м2 по [245]:

, (1.15)

где L - нормированная яркость, Кд/м2;

к- коэффициент запаса;

Найдем площадь, которую может осветить одна лампа.

При Фн=19000Лм 19000:25=750м2

Зная площадь легко определить расстояние между светильниками, при b=10м, L=750:10=75м2

2.8.1 Расчет охранного освещения

Применяем светильник СЗП-500М с лампой накаливания Г-220-500, Фн=8300Лм.

Ширину осветительной полосы принимаем 10м влоль периметра предприятия. Высоту подвеса светильника принимаем 5м. Тогда b:h=10:5=2 и по [244] hL=0,095.

Площадь, освещаемая одной лампой 8300:17,2=483м2

L=483:10=48,3м

Найдем суммарную мощность уличного освещения

, (1.16)

где n-количество светильников, определяемое по генплану в зависимости от протяженности дорог и периметра охраняемой территории LеУЛ=7862м. LеОХ=3695м

Рул=105*400 = 42000Вт

Qул=42000*1,441 = 60522Вт

Рох=77*500 = 38500Вт

Суммарная мощность наружного освещения:

Ре=42+38,5=80,5 кВт

Qе = Qул = 60,522 кВт

Таблица 1.3. Результаты по выбору освещения

Вид освещения	Активная мощность	Реактивная мощность
	Р,кВт	Q.,кВАр
Аварийное-	Ру= 7,5	-
Эвакуационное	Ру= 1,2	-
Рабочее освещение:	Ру=50	Qу= 72,05
Комната мастеров(2)	Ру=0,96	Qу= 0,315
Коридор	Ру= 0,18	Qу= 0,05904
Раздевалки (2)	Ру= 0,16	Qу= 0,0525
Склад	Ру= 3	-
Итого по цеху:	РΣ= 64,12	QΣ= 72,84
Наружное освещение	Ру= 80,5	Qу= 60,52

2.9 Выбор проводников и защитных аппаратов

В производственном помещении цеха рабочее освещение выполнено в 5 рядов по 10 ламп в каждом рис.1.1. чередование фаз: 1 ряд: А, В, С, А, В, С, А, В, С, А

Используется трехфазная сеть с нулевым проводом. На одной фазе находятся четыре лампы, на двух других по 3 лампы следовательно выбираем сечение по наиболее загруженной фазе: по [2]

(1.17)

где n- количество ламп,

Руст- установленная мощность лампы, кВт

1,1 - потери в ПРА для ламп типа ДРЛ, ДРИ;

1,4 - пусковой коэффициент;

Uн- номинальное напряжение сети, кВ

cosφ=0.57 - коэффициент мощности для ДРЛ.

По [7 т.16,2] выбираем автомат АЕ-2063 Iу=50А;

Выбираем сечение провода по условию Iдоп≥Iна, тогда по [2 т.12-12] выбираем 3АПВ16+1АПВ10 Iдоп=55А;

Аварийное освещение выполнено в 5 рядов по 5 ламп в каждом с чередованием фаз рядов: А, В, С, А, А; А, В, С, А, В; А, В, С, А, С; А, В, С, А, А; А, В, С, А, В.

Используется трехфазная сеть с нулевым проводом. На одной фазе находятся одна лампа, на двух других по две лампы, следовательно выбираем сечение по наиболее загруженной фазе:

Выбираем АЕ2016 Iу=6А и сечение провода 4АПВ2,5 с Iдоп=19А.

Комната мастера

Выполняем однофазной с люминесцентными лампами. Сажаем на фазу С.

Выбираем АЕ2016 Iу=6А и сечение провода 2АПВ2,5 с Iдоп=19А.

Раздевалки и коридор

Рразд=0,16кВт; Ркорид=0,18кВт;

Выбираем АЕ2016 Iу=6А и сечение провода 2АПВ2,5 с Iдоп=19А

Освещение инструментального склада

Ввыполнено лампами накаливания

РS=6*500=3000Вт

Используется двухпроводная сеть. Выполнено в два ряда,каждый ряд однофазный

Каждый ряд на В и С.

Выбираем автомат АЕ1031 Iу=10А и провод 2АПВ2,5 Iдоп=19А

Для расчета цеха воспользуемся методом упорядоченных диаграмм.

Все электроприемники цеха распределяем по узлам. В узел собираются приемники, расположенные вблизи друг от друга – в линию, в одном помещении или просто рядом. Затем в каждом узле выделяют группы однотипных потребителей.

Узел 1:шкаф распределительный ЭП № 2ґ10, 11, 12, 2ґ13

Узел 2:шкаф распределительный ЭП № 2ґ14, 2ґ15, 2ґ16, 2ґ22

Узел 3:шкаф распределительный ЭП № 2ґ1, 3ґ2, 1ґ3, 22

Узел 4:шкаф распределительный ЭП № 4ґ7, 2ґ4, 2ґ2, 2ґ23

Узел5:шкаф распределительный ЭП № 3ґ6, 3ґ9, 3ґ4, 2ґ2, 1ґ3, 2ґ24

Узел6:шкаф распределительный ЭП № 3ґ6, 3ґ9, 5ґ3, 1ґ4, 2ґ23

Узел7:шиноровод ЭП № 18, 19, 20, 21, 2ґ14, 2ґ15, 4ґ7, 6ґ17, 4ґ5, 2ґ8, 3ґ22

Узел1

Вначале, для каждого электроприемника, по табл.2-2 [2.37] определяются коэффициенты использования Ки и cosφ (tgφ).

Сварочные посты с автоматической сваркой:

сosφ=0,5 Ки=0,4 tgφ=1,732

Сварочные генераторы:

сosφ=0,75 Ки=0,5 tgφ=0,882

Для электроприемников повторно-кратковременного режима номинальная мощность приводится к длительному режиму (ПВ=100%) по формуле:

Рдл=Sн** сosφ (1,1)

где Sн и cosφ- соответственно паспортная мощность и паспортный коэффициент мощности трансформатора.

Для ЭП №10 ПВ=50% S=60 кВА сosφ=0,5

Р10=60**0,5=21,2 кВт

Для ЭП №11 ПВ=60% S=40 кВА сosφ=0,5

Р11=40**0,5=15,5 кВт

Для ЭП №12 ПВ=65% S=30 кВА сosφ=0,5

Р12=30**0,5=12,1 кВт

Для ЭП №13 ПВ=50% S=40 кВА сosφ=0,75

Р13=40**0,75=21,21 кВт

Определяем неравномерность распределения нагрузки по фазам сварочных трансформаторов ЭП № 10,11,12 Ки=0,4 сosφ=0,5 tgφ=1,732

Находим ориентировочную нагрузку на одну фазу:

Рср= (2Р10 + Р11 + Р12)/3 =(2*21,1+15,5+12,1)/3 =16,67 кВт

Распределим нагрузку по фазам равномерно:

РАВ= Р10

РВС= Р11

РАС= Р11+ Р12

РА==21,2/2 +15,5/2 + 12,1/2 =24,4 кВт

РВ==21,2/2 + 21,2/2 =21,2 кВт

РС==21,2/2 +15,5/2 + 12,1/2 =24,4 кВт

Неравномерность загрузки фаз составит 13%, что допустимо.Т.О. за эквивалентную трехфазную мощность группы сварочных трансформаторов примем

РЭ = 2Р10 + Р11 + Р12 = 2*21,1+15,5+12,1 =70 кВт

Определим активную и реактивную мощность наиболее загруженной смены:

(1,2)

(1,3)

Рсм1 = Рэ*Ки1 + 2 Р13*Ки13

Рсм1 = 70*0,4 + 2*21,21*0,5= 49,21 кВт

Qсм1 = Рэ* tgφ1* Ки1 + 2 Р13*tgφ13 *Ки13

Qсм1 = 70*1,73* 0,4+ 2*21,21*0,88*0,5= 67,105 квар

Далее по (2.10)[2,16] определяем коэффициент использования для электроприёмников узла:

Ки.ср.=ΣРсм/ΣРном

(1,4)

Ки.ср.== 0,44

Определяем коэффициент силовой сборки по формуле т.е. отношение номинальной мощности наибольшего электроприёмника к номинальной мощности наименьшего:

m= Рmax/ Pmin (1,5)

m= 21,2 / 12,1 = 1,8< 3:

Таким образом при (n=6) > 5, (Ки=0,44) > 0,2, (m=1,8) < 3

Определяем эффективное число приемников nЭ = n =6)

Далее при nэ=6 и по Ки ср=0,44 из таблицы 2-7 в [2,51] находим коэффициент максимума Км группы электроприемников ---Км =1,64

Максимальная активная расчетная нагрузка узла определится как

Рр=Км*ΣРсм (1.6)

Рр=1,64*49,21= 80,7кВт

Расчетную реактивную нагрузку узла (цеха) определяют из двух условий:

а)Qр=1,1*ΣQсм, при nэ,≤10; (1.7а)

б) Qр= ΣQсм, при nэ>10. (1.7б)

поэтому при n=6:

Qр=1,1*67,105 = 73,92 квар

Максимальная расчётная полная мощность узла (цеха) определяется по выражению:

Sр= (1.8)

Sр= кВ*А.

Максимальный расчётный ток узла (цеха) определяется по выражению:

Ip = == 0,168 кА (1.9)

Узел 2

n = 8 m = 6,6 Ки = 0,52

В случае, когда n > 5, m > 3 и Ки > 0,2 эффективное число электроприемников определяется по формуле из [2,51];

(1.10)

Результаты расчета сведены в таблицу

Узел 3

n = 7 m = 2 Ки = 0,15

Т.О. nЭ = 7 т.к. согласно параграфу 2-3 [2.51] допускается при числе ЭП в группе более четырех при m< 3, считать n = nЭ. что справедливо для узлов №4 и №5

Кроме прочего для узла №5 необходимо мощности двигателей крана привести к длительному режиму

Р24 = = =27,83 кВт

Узел 6

n = 14 m = 4 Ки = 0,16

При Ки < 0,2 эффективное число ЭП определяется по рис. 2-2 или табл. 2-8 [2.52]

в следующем порядке:

выбирается наибольший по номинальной мощности ЭП рассматриваемого узла;

выбираются наболее крупные ЭП, номинальная мощность каждого из которых равна или больше половине мощности наибольшего ЭП;

подсчитывают их число n1 и их мощность РН1, а также суммарную номинальную мощность всех рабочих ЭП рассматриваемого узла РН; находят значения

n1* = Р1* =

по полученным значениям n1* и РН1 по рис. 2-2 или по табл.2-8 [2.52] определяется величина nЭ*, а затем находится nЭ =nЭ* n

Т.О. n1 = 11 РН1 = 5ґ30+3ґ28+3ґ40 = 326 кВт

n = 14 РН = 372 кВт

n1* = =0,786 Р1* = =0,876

nЭ* = 0,85

nЭ = =11,9 »12

3. Расчет нагрузки завода

Расчет нагрузки завода проводим по методу коэффициента спроса. Здесь необходимо учесть то, что на предприятии есть высоковольтная нагрузка, которую не следует брать в расчет при выборе ТП, но она имеет низковольтную нагрузку освещения, которое необходимо учесть. Расчетная мощность каждого цеха определяется по формуле из [3] Таким образом для заготовительного цеха:

Рр1 = РустКс; (3,1)

где Руст – установленная мощность каждого цеха, кВт;

Кс – коэффициент спроса, характерный для каждого производства из таб 2,2 [1,37].

Рр1 =395*0,6 = 237 кВт.

Реактивная мощность:

Qр1 = Рр1tg (arcos(cosj)). (3,2)

Qр1= 237* tg (arcos(0,6)) = 241,79квар

Далее необходимо рассчитать освещение цехов по методу удельной мощности, сложить эти активные и реактивные мощности с расчетными и найти полную мощность для каждого цеха по аналогии с предыдущим пунктом, а результаты занесем в табл.3.1

Учитывая освещение нормой удельной плотности: Руд..о,кВт/м2 с учетом коэффициента спроса освещения Кс.о и средних коэффициентов мощности для ламп ДРЛ - cosj =0,57, для люминесцентных ламп ЛБ (ПРА) - cosj =0,95, для ламп накаливания ЛН - cosj =1

Ррасч.о=1,12*Fцеха* Руд..о*Кс.о

Ррасч.о1=1,12*Fцеха1* Руд..о1*Кс.о1

Ррасч.о1=1,12*5000* 0,012*0,85=57,12 кВт

Qрасч.о1= 57,12* 1,441= 82,25 квар

Ррасч.сум=. Рр1+ Ррасч.о1=237+57,12 = 294,12 кВт

Qрасч.сум=. Qр1+ Qрасч.о1=241,79+82,25 = 324,04 квар

Так же необходимо учесть освещение незастроенных территорий предприятия.

Площадь завода	497062,0	м2
Площадь застроенных территорий	147284	м2
Площадь незастроенных территорий	349778	м2

Мощность нагрузки уличного (лампы ДРЛ) и охранного (ЛН) освещения незастроенных территорий с учетом типа ламп и соответствующего коэффициента мощности:

Ррасч.о = 1,12*349778*0,0002*1 = 80,05 кВт;

Qрасч.о = РУЛ(ДРЛ) *tgj(ДРЛ) = 42000*1,441 = 60,522 квар;

Итоговая нагрузка завода:

Рз = 14260,3 + (0,1*14260,3) = 15686,4 кВт;

Qз = 9778,06+ (0,02*9778,06) = 9973,62 квар;

Где коэффициенты 0,1 и 0,02 учитывают приближенно потери ЭЭ в трансформаторах

Величина тока,потребляемого заводом:

где Si – полная мощность соответствующего цеха;

Ui – напряжение распределения, в зависимости от характера нагрузки (высоковольтная или низковольтная)

4. Расчет графиков нагрузки

Из справочника [2] выбираем типовой график нагрузки для ремонтно-механических заводов. Этот график имеет 10 ступеней мощности. Суточный изображен на рис.5.1.а, а годовой на рис.5.1.б. Таблица 5.1. отражает эти графики.

Таблица 5.1

Ступень	Рр,%	Рр, кВт	Тступ.с, ч	Тступ.г, ч	Рр * Тступ	Рср%
Р1	100	14548,1	3	1095	15930169,5	300
Р2	95	13820,695	2	730	10089107,4	190
Р3	90	13093,29	2	730	9558101,7	180
Р4	84	12220,404	2	730	8920894,9	168
Р5	80	11638,48	3	1095	12744135,6	240
Р6	75	10911,075	1	365	3982542,4	75
Р7	70	10183,67	1	365	3717039,6	70
Р8	65	9456,265	1	365	3451536,7	65
Р9	50	7274,05	2	730	5310056,5	100
Р10	33	4800,873	7	2555	12266230,5	231
Сумма				8760	85969814,7	1619

Рис. 5.1.а. Суточный график нагрузки

Построим годовой график нагрузок

Рис. 5.1.б. Годовой график нагрузки

Из табл. 5.1. и рис. 5.1 определим среднее значение мощности в течение суток:

(5.1)

где Тiступ.с – время действия каждой ступени в течение суток, ч;

Рiс% – мощность каждой ступени графика нагрузки,%;

Р1 – максимальная мощность, кВт.

кВт

Определим объем электроэнергии, потребляемой предприятием за год:

85969814,7кВт*ч

Тогда время использования максимальной нагрузки определится по формуле:

ч (5.2)

Время наибольших потерь:

 = (0,124 + Тм*10-4)2*Тг; (5.3)

где Тг – количество часов в году, ч.

 = (0,124 + 5909*10-4)2*8760 = 4477 ч.

Коэффициент заполнения графика:

5. Построение картограмм нагрузок предприятия

ГПП промышленного предприятия желательно размещать в центре нагрузок. В этом случае параметры сети электроснабжения будут наиболее экономичными. Для этого необходимо определить геометрические центры всех цехов и графически, в масштабе, отобразить мощность, потребляемую каждым цехом, в соотношении с мощностью, затрачиваемой на освещение этого цеха. Расчет проведем для ремонтно-механического цеха, а далее по аналогии по [3] и результаты занесем в табл. 6.1.

Определим радиус окружности, отражающей мощность цеха с учетом освещения:

(4,1)

где Рр1 – расчетная мощность цеха, кВт;

m – масштаб, кВт/мм.

=25мм

Определим угол, определяющий сектор окружности радиусом R, который отражает содержание нагрузки освещения в общей нагрузке цеха:

(4,2)

где Рро1 – нагрузка освещения механического цеха, кВт.

Определим координаты центра нагрузок предприятия по формулам:

(4,3)

где Хi, Yi – координаты геометрических центров цехов, м;

Рi – расчетная мощность отдельного цеха, кВт.

В таблице считается произведение Р*Х и Р*Y для каждого цеха, а затем находится их сумма и отдельно считается сумма Р, после чего находится отношение для соответствующей координаты. В виду громоздкости последних выражений и их математической простоты, нет надобности приводить вычисления. Таким образом, из табл.6.1. координаты центра нагрузок промышленного предприятия, учитывая то, что начало координат, находится в левом нижнем углу генплана: Х = 291 м, Y = 339 м.

Результаты расчетов приведены в таблице 5.1

Таблица 5.1. Построение картограммы нагрузок предприятия

№	Цех	катег	Ррасч,	Росв,	Хi	Yi	Pi*Xi	Pi*Yi	R	Угол
			кВт	кВт	мм	мм	кВт*мм	кВт*мм	мм	град
1	Заготовительный	III	237	57,12	57	210	16764,84	61765,2	18	70
2	Цилиндрических сверел	II	195	204,29	155	144	61889,95	57497,76	20	184
3	Конических сверел	II	495	135,66	385	140	242804,1	88292,4	26	77
4	Метчиков	II	435	105,34	155	236	83752,7	127520,2	24	70
5	Плашек	II	585	119,7	145	285	102181,5	200839,5	27	61
6	Фрез и разверток	II	510	116,51	373	268	233688,2	167904,7	26	67
7	Сборочного инструмента	II	2264	73,42	385	190	899906,7	444109,8	49	11
8	Резьбонарезных головок	II	252,5	127,68	260	260	98846,8	98846,8	20	121
9	Нестандартн. инструмента	II	142,5	67,03	415	245	86954,95	51334,85	15	115
10	Мелкого инструмента	III	225	204,29	610	1030	261866,9	442168,7	21	171
11	Термический	I	1750	85,21	260	145	477154,6	266105,5	44	17
12	Сварочное отделение	II	497,7	199,18	164	194	114288,3	135194,7	27	103
13	Кузнечный	II	107	37,35	75	462	10826,25	66689,7	12	93
14	Инструментальный	III	340	93,08	126	495	54568,08	214374,6	21	77
15	РМЦ	II	528,07	64,12	171	430	101264,5	254641,7	25	39
16	Электроремонтный	II	40	36,77	75	430	5757,75	33011,1	9	172
17	Деревообделочный	III	68	124,72	474	895	91349,28	172484,4	14	233
18	Станкостроения	II	789	165,98	234	655	223465,3	625511,9	32	63
19	Литейный	I	92,8	31,99	142	700	17720,18	87353	11	92
20	Насосная 4х360	I	1440	30,84	320	480	470668,8	706003,2	39	8
21	Компрессорная 2х630	I	1260	27,42	360	480	463471,2	617961,6	37	8
22	Склад гот. продукции	III	30	34,27	280	760	17995,6	48845,2	8	192
23	Проходная	III	39,1	9,73	500	50	24415	2441,5	7	72
24	Администрация	II	110,5	134,61	540	75	132359,4	18383,25	16	198
	Сумма		12433,17	2286,31
	Итого		14719,48
	Координаты центра						291,7196	338,9577
	нагрузок предприятия

Таким образом размещаем ЦРП в точке на генплане с координатами:

X =291 м Y =339 м

6. Выбор варианта компенсации реактивной мощности

Рассмотрим несколько вариантов, в зависимости от расположения компенсирующих устройств – на низкой стороне ТП, на высокой и смешанная установка на низкой и высокой сторонах одновременно. Необходимо выбрать наиболее выгодный вариант с учетом потерь в трансформаторах.

6.1 Установка КУ на стороне низкого напряжения ТП 0,38 кВ

В этом случае

QКУ НН =ΣQр.цi, (6.1)

где Qр.цi- расчётные реактивные нагрузки НН цехов без учета потерь активной мощности в трансформаторах в виду их малости,

Qр.НН=9778,06 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки.

Далее определяем суммарную реактивную мощность групп ЭП - Qрасч.сумм., квар., определяем тип и требуемую мощность компенсирующих устройств Qку.треб.(на одну секцию), квар на каждой из секций подстанций согласно стандартному ряду. КУ устанавливаем на стороне НН каждой ТП.

По табл. 9.2 [5,221] принимаем к установке:

4*УКН-0,38-600 Н------ ККУ=4,46 тыс.у.е.., Qном=600 квар;

13* УКН-0,38-500 Н---- ККУ=3,64 тыс.у.е.., Qном=500 квар;

5* УКН-0,38-324 Н----- ККУ=2,91 тыс.у.е.., Qном=324 квар;

Их суммарная мощность 10520 квар.

На заводе установлено 7 двух-хтрансформаторных и 1 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 1000 кВА;

1 двух-хтрансформаторная и 2 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 630 кВА

Капиталовложения на сооружение КТП по табл. 2-20 [4,132]:

K2*1000 = 30,65 тыс. у.е.; K1*1000 = 15,50 тыс. у.е.;

K2*630 = 25,47 тыс. у.е. K1*630 = 13,14 тыс. у.е

На КТП принимаем к установке трансформаторы типа ТМ-630/10/0.4 и ТМ-1000/10/0.4 (по табл.2-93 из [2.263]).

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (6.7)-(6.9).

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

; (7.2)

квар;

(7.3)

квар;

; (7.4)

кВт;

(7.5)

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

; (7.6)

кВт,

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (5.3 ):

(7.7)

∆P1=4*2,9 + (1*0,603 2+1*0,698 2 +2*0,6632 )*9,33+

15*5,3+(1*0,622 2 +2*0,612 2 + 2*0,6552 + 2*0,6962 + 2*0,622 2 + 2*0,6982 + 2*0,822+2*0,82 2)*15,45 = (11,6+16,14)+(79,5+114,34) = 221,58 кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах завода с учётом того, что они работают при заданных kЗi круглый год по [2]:

(7.8)

∆W = 91,1*8760 + 130,48*4477 = 13,822*105 кВт*ч

где t - время максимальных потерь, t=4477 ч. из предыдущего расчета

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с0=0,015 у.е./кВт*ч

Сп1= b *DW1; (7.9)

Сп1=0,015*13,822*105= 20 733 у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ проведем по ф-ле 2-49 (2.63) с учетом нормативных коэффициентов экономической эффективности капитальных затрат:

З = рН К + СЭ = рН К +(Са + Ст.р)К .+ Сп (7.10)

где К – капитальные вложения на КТП и КУ, тыс. у.е.

рН - нормативный коэффициент экономической эффективности, рН = 0,125;

СЭ – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

Са - отчисления на амортизацию, Са= 6,4% табл. 56.1 (3,526)

Ст.р – отчисления на текущий ремонт, Ст.р =3% табл. 56.1 (3,526);

Сп - стоимость потерь электроэнергии из расчета по ф-ле (7,10), тыс. у.е.

KКУ=4*Kку600+ 13*Кку500+5*Кку324 =4*4,46 + 13*3,64 +5*2,91 =79,71 тыс.у.е.

KКТП=7*К2*1000+1*К1*1000 +1*К2*630 +2*К1*630

KКТП=7*30,65+1*15,5 +1*25,47+2*13,14 = 281,8 тыс.у.е.

К1 = KКУ + KКТП =79,71 + 281,18 =360,89 тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (pН=0,125):

З1=0,125*360,89+(0,03+0,064)360,89+20,733 = 99,768тыс.у.е. (7.12)

6.2 Установка КУ на стороне высокого напряжения ТП 10 кВ

В этом случае QКУ ВН = QВН = ΣQр.цi + SDQтр, (7.13)

где Qр.цi- расчётные реактивные нагрузки цехов, квар;

SDQтр – потери реактивной мощности в трансформаторах, квар;

Qр.ВН= 10756 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы полной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери DQтр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.2

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (7.7 ):

∆P2= (10*2,9 + (2*0,785 2+4*0,768 2 +4*0,7172 )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,828 2 +2*0,715 2 + 1*0,5382 + 3*0,7862+ 2*0,592 2 + 4*0,8452 )*15,45) = (29+52,7)+(74,2+125,04) = 280,94кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W2 = 103,2*8760 + 177,74*4477 = 16,998*105 кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

Сп2=0,015*16,998*105= 25 496,6 = 25,496 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = рН К2 + СЭ2 = рН К2 +(Са + Ст.р)К2.+ Сп

KКУ=2*Kку500+ 3*Кку450+19*Кку330 =2*3,23 + 3*2,62 +19*2,33 = 58,59 тыс.у.е.

KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630

KКТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К2 = KКУ + KКТП =58,59 + 342,25 =400,84тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №2

З2=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 113,28тыс.у.е.

6.3 Смешанная установка КУ “50/50” на стороне 0,38 кВ ина стороне 10 кВ

Согласно таблице 4.1 и по условию компенсации “50/50” мощности, подлежащие компенсации составят:

QКУ НН = Qр.НН = = 4889,03 квар.

QКУ ВН = Qр.ВН = = 5378 квар.

Определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы 50% реактивной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери DQтр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.3

∆P3= (10*2,9 + (2*0,763 2+4*0,748 2 +4*0,7042 )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,81 2 +2*0,878 2 + 1*0,5252 + 3*0,7722+ 2*0,578 2 + 4*0,8372 )*15,45) = (29+50,24)+(74,2+129,59) = 283,035кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W3 = 103,2*8760 + 179,83*4477 = 17,092*105 кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

Сп3=0,015*17,092*105= 25 637 = 25,637 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = рН К3 + СЭ2 = рН К3 +(Са + Ст.р)К3.+ Сп

KКУ=4*Kку150+ 13*Кку220+5*Кку300 +2*Кку320 +17*Кку330

KКУ =4*2,15 + 13*3,15 +5*4,16 +2*4,4 +17*2,33 = 118,76 тыс.у.е.

KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630

KКТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К3 = KКУ + KКТП =118,76 + 342,25 = 461,1тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №3

З3=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 126,62тыс.у.е.

Таким образом суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (pН=0,125) являются минимальными и отличаются от остальных вариантов более чем на 10% в пользу экономичности.

З1 = 99,768 тыс.у.е.

З2 =113,28 тыс.у.е.

З3 = 126,62 тыс.у.е.

Принимаем к исполнению вариант компенсации реактивной мощности на низкой стороне ТП-0,38 кВ.

7. Выбор оптимального варианта внутреннего электроснабжения

7.1 Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода

Размещаем ЦРП в центре нагрузок, в точке с координатами Х = 291 м, Y = 339 м. Составим и проанализируем различные варианты схемы электроснабжения с целью выявления оптимального. Три варианта схем внутреннего электроснабжения завода показаны на рис.8.1, 8.2, 8.3.

Выбор оптимальной схемы внутреннего электроснабжения предприятия производится по минимуму приведенных затрат.

Приведенные затраты на кабельныхе линии определяются по формуле (8.1а)

З = рН К + СЭ = (рН +Са + Ст.р)К + Сп

где К –. капитальные затраты на приобретение кабеля, тыс.у.е.

Ко –.удельная стоимость кабеля, тыс.у.е./км

рН - нормативный коэффициент экономической эффективности, рН = 0,125;

СЭ – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

Са - отчисления на амортизацию, Са= 4,3% табл. 56.1 (3,526)

Ст.р – отчисления на текущий ремонт, Ст.р =2% табл. 56.1 (3,526);

Сп - стоимость потерь электроэнергии, тыс. у.е.

Сп = n*3*Iр 2*R0*l* β* τ

где n - число параллельно прокладываемых кабелей

Ip-расчетный ток кабеля, А,

l – длина кабельной линии, км.

b - стоимость потерь1 кВт*ч, β=1,5*10 -5кВт*ч/тыс.у.е;

Ro-удельное сопротивление кабеля,Ом/км

τ=4477ч.- время наибольших потерь

ЗКЛ= n *(рН +Са + Ст.р)*К + n*3*Iр 2*R0*l* β* τ (8.1б)

Расчетный ток кабельной линии находим по формуле:

, (8.2)

где Рр -расчетная мощность ТП, кВт

Uн – номинальное напряжение кабеля, кВ

n – количество кабелей в линии

Расчетное сечение кабеля определяется по формуле:

, (8.3)

где jэ- экономическая плотность тока, А/мм2. При Тmax=5909 ч по [2.628] jэ=1,2 А/мм2.

Расчет приведенных затрат на кабельные линии представлен в табл.8.1,8.2.,8.3

В настоящих расчетах кабели питающие цеха высоковольтной нагрузки не учитываются т.к. во всех вариантах схем они не меняются. Из схем представленных на рис.8.1, 8.2, 8.3 составляем оптимальную. Учитывая сложность технико-экономического сравнения прокладки траншей для узлов по вариантам, чтобы избежать повторного счета (количество кабелей в траншеях по участкам для разных вариантов неодинаково) приведенные затраты на прокладку кабельных линий определим по формуле:

ЗПРОКЛ = рнS(Ск о* lКЛ) (8.4)

где Ск о –удельная стоимость 1м траншеи по количеству кабелей в ней,тыс.у.е;

lКЛ – длина траншеи с одинаковым количеством кабелей в ней, м

Проведем расчет приведенных затрат на кабельную линию W11' питающую по магистральной схеме подстанции ТП11,ТП12, ТП13 от ЦРП. Таким образом по ней протекает Ѕ расчетной мощности цехов № 3, 6, 7,9, 23, 24, т.к. по условию надежности электроснабжения питание выполняется двумя кабелями - W11',W11'':

ЭП № 3, 6, 7,9, 23, - второй категории, ЭП №24 (3-ая категория)

P11’= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/2

P11’=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/2 = 2049 кВт

Значение тока в кабеле определим по формуле (6,2):

Ip11’’= Pp11’ / (1,733*Uном)

Ip11’’= 2049/ (1,733*10) = 118,44A

Определяем сечение жил кабеля по экономической плотности тока Jэ=1,2

Fp11’’ = Ip12 / 1,2 = 118,44/1,2= 98,7мм2

принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля ААШв (3ґ120) по[4.124]

при Iдоп=240А, Ro=0,258 Ом/км Cко= 3,08 у.е.

Ток в линии W11’ при обрыве линии W11’’ наибольший и составляет:

Ia= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/1,73*Uном

Ia=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/1,73*10=4098/1,73*10 = 236,9А

Активное сопротивление кабеля при длине линии W11’ по плану (рис.8,1) L12=200м:

R11’= L12* Ro=200*0,258 *10-3 = 0,0516 Ом

Стоимость кабеля при удельной стоимости 1м Ск о = 3,08 у.е.

Ск11’ = 200*3,08*10-3 = 0,616 тыс.у.е.

Стоимость потерь электроэнергии в кабеле:

Сп11’=3*118,442*0,0516*0,015*4477*10-6=0,146 тыс.у.е.

Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с учетом стоимости потерь энегии в ней при n=1 определим по формуле (6,1)

З11 = (0,125+0,043+0,02)*0,616 + 3*118,442*(0,258*200)*0,015*4477*10-6= 0,262 тыс.у.е.

Рассчитаем аналогично все остальные кабели в этом варианте и все остальные варианты схемы электроснабжения и занесем результаты в табл. 8.1, 8.2, 8.3.Определим наиболее экономичный вариант, сравнивая стоимость узлов по вариантам.

Как видно из расчета, наиболее экономичным является 1-ый вариант состоящий из узлов:

Узел1 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=1,093 тыс.у.е./год

Узел2 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,565 тыс.у.е./год

Узел3 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,481 тыс.у.е./год

Узел4 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,77 тыс.у.е./год

Таким образом, оптимальным является первый вариант внутреннего электроснабжения,

С суммарными приведенными затратами:

ЗS= 2,909 тыс.у.е.

Для оптимального варианта схемы электроснабжения проведем подсчет затрат на прокладку кабельных линий по участкам, в зависимости от количества кабелей в одной укладке – n (шт), проложенных в траншее или по помещению, и взависимости от длины прокладки линии – L (м). Учитываем что удельная стоимость одного километра линии различается по количеству кабелй в ней, и приведена в таблице для каждого числа кабелей(n) в отдельности. Например: для n = 1 Суд=1,27 тыс.у.е./км

Удельные стоимости прокладки кабельных линий взяты в соответствии с [4.130]

Приведенные затраты на прокладку кабельных линий составят:

ЗПРОКЛ= 0,125*5,62254 = 0,703 тыс.у.е.

Таким образом схема внутреннего электроснабжения на напряжении Uн=10кВ более экономически выгодна чем при напряжении Uн=6кВ,что видно из таблиц 8,4 и 8,5

Однако определяющим фактором в окончательном выборе являются:

а) приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки в

варианте сети на 10 кВ (отсутствуют в сети 6 кВ),

б) приведенные затраты на линиию W*ГПП-ЦРП при 10 и 6 кВ длинной L=1,5 км

в) приведенные затраты на линии питающие ВВ нагрузку

7.2 Расчет приведенных затраты на ТП 10/6 кВ

Определим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки

Проанализируем два варианта питания трансформаторами 10/6 кВ разной мощности

Намечаем два типоразмера трансформаторов Sном =1600 кВА и Sном =2500 кВА:

Вариант 1. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х1600,

питающих цеха №20 Руст=1440 кВт, №21 Руст=1260 кВт.

С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) - РрS=2160кВт

Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х2500кВА при РрS=2160кВт

Данные которых, определенные аналогично п.7,.приведем в таблице 8.7

Таблица 8.7. Справочные данные трансформаторов

Sном, кВА	Uк,%	Iх,%	DPк, кВт	DРх, кВт	DQк, кВар	DQх, кВар	DРк', кВт	DРх', кВт	DP, кВт	DW, кВт*ч
1600	5,5	1,3	18	3,3	88	20,8	22,40	4,34	14,546	1,354х105
2500	5,5	1	23,5	4,6	55	14	14,95	3,15	11,519	1,533х105

Технико-экономическое сравнение варианта №1

Номинальные мощности трансформаторов определим из следующих выражений[2]

Sном і Рр/1,4; (8.5)

Принимаем к установке следующие трансформаторы:

Т1,Т2: ТМ-1600/10 DPх=3,3 кВт, DPк=18,0 кВт, uк=5,5%, iо=1,3%, КТ1=3,2 тыс.у.е.

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год по (5.7)-(5.9):

DQх=1600*1,3/100= 20,8 квар, DQк =1600*5,5/100= 88 квар;

= 3,3+0,05*20,8= 4,34кВт, =18+0,05*88= 22,4 кВт,

Кз=2160 / 3200 = 0,675

ΔР1600= 4,34+0,6752*22,4 = 14,546 кВт.

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов:

ΔР1= 2*14,546 = 29,092 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

DW1= 2*4,34*8760+2*0,6752*14,546*4477=1,354 *105 кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с0=0,015 у.е./кВт*ч:

Сп1=0,015*1,354*105= 2,031 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение:

К1 = 2*КТ = 2*3,2 = 6,4 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по первому варианту (ф-ла 5.10):

З1= (0,125+0,064+0,03)6,4+ 2,031 = 3,433 тыс.у.е.

Технико-экономическое сравнение варианта №2

Таким образом принимаем к установке 2 одинаковых трансформатора по табл.8.1:

Т1, Т2: ТМ-2500/10 DPх=4,6 кВт, DPк= 23,5кВт, uк=5,5%, iо=1%, КТ1= 4,6 тыс.у.е.,

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год:

DQх= 2500*1/100 = 25 квар, DQк=2500*5,5/100 = 137,5 квар;

= 4,6+0,05*25 = 5,85 кВт, =23,5+0,05*137,5 = 30,375 кВт,

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов найдем по формуле:

Кз,2 = 2160 / (2*2500) = 0,432

ΔР2500 = 5,85+0,4322*30,375 = 11,519 кВт.

ΔР1= 2*11,519 = 23,029 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

DW2= 2*(5,85*8760 +0.4322 *30,375 * 4477) = 1,533 *105 кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии:

Сп2=0,015*1,533 *105= 2,3 тыс.у.е./год,

Общие капиталозатраты на сооружение:

К2 = 2*КТ= 2*4,6 = 9,2 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по второму варианту:

З2= (0,125+0,064+0,03)9,2+ 2,3 = 4,315 тыс.у.е./год

Таким образом, сравнивая приведенные затраты двух вариантов:

З1= 3,433 тыс.у.е., З2=4,315 тыс.у.е. /год,

Приходим к выводу, что второй вариант 2ґ1600кВА является наиболее экономичным

Для питания высоковольтной нагрузки определяем два трансформатора ТМ-1600/10.

Таким образом, приведенные затраты на ТП10/6кВ для питания высоковольтной нагрузки составят:

З10/ 6 = 3,433 тыс.у.е.

7.3 Расчет приведенных затрат на кабельные линии питающие предприятие и высоковольтную нагрузку при напряжении “6кВ” и ”10кВ”

Аналогично пункту 6 проведем расчет в табличной форме для вариантов 6 и 10 кВ:

Суммарная потребляемая мощность завода с учетом компенсации реактивной мощности на низкой стороне с учетом потерь мощности в распределительной сети согласно табл.4.1 Рз =14548,1 кВт

Высоковольтная нагрузка получает питание непосредственно от ЦРП, либо посредством понижающей подстанции ТП5 10/6 кВ, расположенной вблизи ЭП №20, №21

Определение аварийной токовой нагрузки кабельной линии W14 ГПП-ЦРП затрудительно так как сложно оценить одновременный выход из строя нескольких из шести кабелей, состовляющих линию.

Сведем результаты расчета пункта 8 в таблицу 8.9:

Таблица 8.9. Результаты сравнения затрат для вариантов ”6кВ” и “10 кВ”

Сравниваемые участки	Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е.
	ЗП 6кВ	ЗП 10кВ
затраты на линии W1-W13	4,0241	2,9091
затраты на КТП 10/6 кВ	-	3,433
затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП)	20,308	13,766
затраты на линии питающие ВВ нагрузку	0,303	0,321
затраты прокладки кабельных линий	0,703	0,703
Итого:	25,338	21,132

Как видно из расчета, выполнение сети на напряжение Uн=10кВ значительно дешевле. Таким образом признаем экономичным вариант “10 кВ” при суммарных приведенных затратах: ЗS10= 21,132 тыс.у.е.

7.4 Технико-экономический расчет по оптимальному варианту

Воспользуемся результатами расчета по выбору сечений кабельных линий по оптимальному варианту (табл. 8,4) и проведем технико-экономическое сравнение сечений с целью определения минимума затрат(рис. 8,4), взяв из расчета значения токов и длин линий, на примере кабельной линии W1.

Расчет проведем в соответствии с методикой, приведенной в [5,59]Результаты расчета занесем в таблицу 8,10

По табл 8,4 - Ip12’’ = 36A, L = 380 м

Найдем приведенные затраты на линию по формуле (3,1) для нескольких стандартных сечений жил начиная с F = 25мм2 (F=(3ґ25) Iдоп=90А, Ro=1,24 Ом/км Cко=1,76у.е.)

- приведенный допустимый ток по формуле:

I’доп1 = 0,9 Iдоп1 (8,7)

I’доп1= 0,9 *90 =81 A

- потери активной мощности в линии при действительной нагрузке по формуле:

DP1 =3 (I’доп1)2Ч Ro1 Ч L1 Ч (Кз1)2 (8,8)

DP1 =3 (81)2Ч 1,24 Ч 380 Ч (0,4)2*10-6= 1,484 кВт

- потери электроэнергии в линии по формуле:

DW1 = DP1 Ч Tmax (8,9)

DW1 = 1,484Ч 5909.32 = 8769,1 кВтЧч/год

- капитальные затраты на линию по формуле:

K1= L1 Ч Co1 (8,10)

K1= 380Ч 1,76= 669 тыс.у.е.

- стоимость потерь электроэнергии в линии по формуле:

Сп1 = DW1 Ч b (8,11)

Сп1 = 8769,1Ч 0,015 = 131,54 у.е./год

- суммарные приведенные затраты по формуле:

З1 =(0,125 +0,043+0,02)Ч К1 +Cп1 (8,12)

З1 =(0,125 +0,043+0,02)Ч 669 + 131,54= 257,27 у.е./год

Аналогичным образом просчитываем последующие большие сечения стандартного ряда, предпологая уменьшение приведенных затрат в связи с уменьшением потерь электроэнергии в кабеле. Это связано с тем что сопротивление жил кабеля с увеличением сечения, уменьшается. Результаты заносим в таблицу 8.10

По минимальной величине суммарных приведенных затрат выбираем оптимальное сечение кабеля. Для линии W1 таким сечением станет F=(3х50)мм2 при минимальных затратах З1= 216,51 у.е.

Таблица 8.10. Результаты технико-экономическое сравнение сечений (рис.8.4)

Wi	F,	Iдоп,	I'доп	RO,	Ko	L,	Ipасч,	Kз	DР	DW	К	Сп,	ЗП
№	мм2	A		Ом/км	уе/м	км	A		кВт	кВт ч/год	уе	уе/год	уе/год
1	25	90	81	1,24	1,76	0,38	36,0	0,400	1,484	8769,1	669	131,54	257,27
	35	115	103,5	0,89	1,88	0,38	36,0	0,313	1,065	6293,9	714	94,41	228,72
	50	140	126	0,62	2,11	0,38	36,0	0,257	0,742	4384,5	802	65,77	216,51
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,38	36,0	0,218	0,530	3132,8	904	46,99	217,02
2	25	90	81	1,24	1,76	0,49	35,4	0,393	1,849	10927,5	862	163,91	326,04
	35	115	103,5	0,89	1,88	0,49	35,4	0,308	1,327	7843,2	921	117,65	290,83
	50	140	126	0,62	2,11	0,49	35,4	0,253	0,925	5463,8	1034	81,96	276,33
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,49	35,4	0,214	0,661	3904,0	1166	58,56	277,80
	25	90	81	1,24	1,76	0,39	53,7	0,596	3,382	19988,0	686	299,82	428,86
3	35	115	103,5	0,89	1,88	0,39	53,7	0,467	2,428	14346,2	733	215,19	353,04
	50	140	126	0,62	2,11	0,39	53,7	0,383	1,691	9994,0	823	149,91	304,62
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,39	53,7	0,325	1,208	7140,9	928	107,11	281,61
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,39	53,7	0,262	0,889	5254,9	1076	78,82	281,19
	120	240	216	0,258	3,08	0,39	53,7	0,224	0,704	4158,8	1201	62,38	288,21
4'	25	90	81	1,24	1,76	0,24	37,9	0,421	1,036	6122,2	422	91,83	171,24
4''	35	115	103,5	0,89	1,88	0,24	37,9	0,329	0,744	4394,2	451	65,91	150,74
	50	140	126	0,62	2,11	0,24	37,9	0,270	0,518	3061,1	506	45,92	141,12
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,24	37,9	0,229	0,370	2187,2	571	32,81	140,19
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,24	37,9	0,185	0,272	1609,5	662	24,14	148,67
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,13	111,0	0,673	1,724	10189,1	309	152,84	211,00
5'	95	205	184,5	0,326	2,76	0,13	111,0	0,541	1,269	7498,1	359	112,47	179,93
	120	240	216	0,258	3,08	0,13	111,0	0,463	1,004	5934,1	400	89,01	164,29
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,13	111,0	0,404	0,802	4738,1	455	71,07	156,61
	185	310	279	0,167	4,01	0,13	111,0	0,358	0,650	3841,0	521	57,62	155,62
	240	355	319,5	0,129	4,8	0,13	111,0	0,313	0,502	2967,0	624	44,5	161,82
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,13	97,1	0,588	1,319	7797,0	309	116,96	175,12
5'	95	205	184,5	0,326	2,76	0,13	97,1	0,474	0,971	5737,8	359	86,07	153,52
	120	240	216	0,258	3,08	0,13	97,1	0,405	0,768	4540,9	400	68,11	143,39
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,13	97,1	0,353	0,614	3625,7	455	54,39	139,93
	185	310	279	0,167	4,01	0,13	97,1	0,313	0,497	2939,3	521	44,09	142,09
	50	140	126	0,62	2,11	0,226	76,2	0,544	1,975	11673,8	477	175,11	264,76
6'	70	165	148,5	0,443	2,38	0,226	76,2	0,462	1,412	8341,1	538	125,12	226,24
6''	95	205	184,5	0,326	2,76	0,226	76,2	0,372	1,039	6138,2	624	92,07	209,34
	120	240	216	0,258	3,08	0,226	76,2	0,317	0,822	4857,8	696	72,87	203,73
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,226	76,2	0,277	0,656	3878,7	791	58,18	206,89
7'	25	90	81	1,24	1,76	0,11	35,9	0,399	0,428	2528,6	194	37,93	74,33
7''	35	115	103,5	0,89	1,88	0,11	35,9	0,312	0,307	1814,9	207	27,22	66,10
	50	140	126	0,62	2,11	0,11	35,9	0,257	0,214	1264,3	232	18,96	62,60
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,11	35,9	0,218	0,153	903,3	262	13,55	62,77
	50	140	126	0,62	2,11	0,08	62,4	0,446	0,470	2776,0	169	41,64	73,37
8	70	165	148,5	0,443	2,38	0,08	62,4	0,378	0,336	1983,5	190	29,75	65,55
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,08	62,4	0,305	0,247	1459,6	221	21,89	63,40
	120	240	216	0,258	3,08	0,08	62,4	0,260	0,195	1155,2	246	17,33	63,65
	35	115	103,5	0,89	1,88	0,2	65,9	0,573	1,878	11100,3	376	166,50	237,19
9	50	140	126	0,62	2,11	0,2	65,9	0,471	1,309	7732,8	422	115,99	195,33
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,2	65,9	0,399	0,935	5525,2	476	82,88	172,37
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,2	65,9	0,321	0,688	4066,0	552	60,99	164,77
	120	240	216	0,258	3,08	0,2	65,9	0,275	0,545	3217,8	616	48,27	164,08
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,2	65,9	0,240	0,435	2569,3	700	38,54	170,14

По результатам расчета, выбираем сечения кабелей, соответствующие минимуму приведенных затрат, как правило большее сечение.

Таким образом, суммарные приведенные затраты, при выбранных оптимальных сечениях кабелей и прочих равных условиях составят:

Таблица 8.9

Результаты расчета затрат для оптимального варианта “10 кВ”

Сравниваемые участки	Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е./год
	ЗП 10кВ
затраты на линии W1-W13	3,0648
затраты на КТП 10/6 кВ	3,433
затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП)	12,781
затраты на прокладку кабельных линий	0,703
Итого:	19,982

8. Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения

8.1 Выбор оптимального напряжения

Предварительный выбор напряжения системы внешнего электроснабжения проведем с учетом мощности субабонента, протекающей через трансформаторы ГПП.

Неизвестно, применяет ли субабонент систему компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения 0,38кВ цеховых подстанций. Поэтому в расчетной мощности трансформаторов ГПП учитываем реактивные нагрузки мощности субабонента, приближенно оцененные по данным, полученным из расчета данного проектируемого предприятия. То-есть примем коэффициент мощности субабонента равным коэффициенту мощности проектируемого предприятия:

cosjсуб = cosjз =Pз/Sз

cosjсуб = cosjз =14548,1/18092,4= 0,804

Для определения напряжения системы внешнего электроснабжения согласно рекомендациям из [2] (l<250км, Р<60 МВт) воспользуемся формулой Cтилла по [2]:

, (9.1)

где l- длина питающей линии, км (l = 60 км)

РS- передаваемая мощность, учитывающая мощность субабонентов Sсуб=32 MВА

РS = Sсуб + Sз

Pсуб = Sсуб * cosjз = 37 *0,805 = 30 MВт

Qсуб = Sсуб * sinjз = 37 *0,514 = 19,028 мваp

РS = Рсуб + Р З = Pсуб + РЗ = 30+14,548 = 44,545 MВт

QS = Qсуб = 19,028 мвар

Предполагаем полную компенсацию реактивной мощности субабонента:

SРS = == 44,545 МВА

напряжения системы внешнего электроснабжения согласно формуле (9.1):

= 115,175 кВ.

Проанализируем три варианта исполнения системы внешнего электроснабжения:

Uном = 35 кВ

Uном = 110 кВ

Uном = 220 кВ

8.2 Выбор оптимального варианта главной понизительной подстанции(ГПП)

Выбор производится по условию минимума приведенных затрат в общем для разных вариантов напряжения и по минимуму приведенных затрат для трансформаторов, и методу экономических интервалов для ВЛ одного напряжения.

Поочередно рассмотрим варианты U=35кВ, U=110кВ и U=220кВ

8.2.1 Технико- экономический расчет варианта U=35 кВ

Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП 2-ух трансформаторной подстанции принимают равной » 0,7 от прогнозируемого расчетного максимума нагрузки подстанции

Намечаем три варианта мощности трансформаторов с учетом нагрузочной способности:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,

Справочные данные трансформаторов взяты в соответствие с [6],приведены в табл.9.1

Таблица 9.1. Справочные данные трансформаторов

Тип	Sном MB- A	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ		uк %	DPк, кВт	DPх, кВт	I, %	RT, Ом	ХT, Ом	DQх, кВт	Ко, тыс у е
			ВН	HH
ТРДНС-25000/35	25	±8X1,5%	36,75	2х10,5	9,5	115	25	0,5	0,25	5,1	125	77
ТРДНС-32000/35	32	±8X1,5%	36,75	2х10,5	11,5	145	30	0,45	0,19	4,8	144	86
ТРДНС-40000/35	40	±8X1,5%	36,75	2х10,5	11,5	170	36	0,4	0,14	3,9	160	96

Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:

(9.2)

По номограмме рис. 27.6 [3,29] при kЗ.Г.=0,675 и продолжительности максимума tmax= 3 ч/сут. определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным графиком нагрузки:

. (9.3)

За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузки в летние месяцы) может быть допущена дополнительная перегрузка трансформаторов в размере

. (9.4)

Определяем сумму допустимых перегрузок трансформаторов в нормальном режиме при максимальной нагрузке завода:

(9.5)

Так как допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем

. (9.6)

2. Нормальный режим.

Коэффициент загрузки в часы максимума:

; (9.7)

Вариант 1:

КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891

Вариант 2:

КЗ2 = 44,545/ 2*32= 0,696

Вариант 3:

КЗ3 = 44,545/ 2*40=0,557

С точки зрения работы в нормальном режиме приемлемы все варианты.

Впервом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода,поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

Sдоп max =1,3*2*25 = 65 > 44,545 МВА

3. Послеаварийный режим

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):

Вариант 1:

1,4* Sном.т =1,4*25=35 МВА. т. е.(35/44,545)*100%= 78,57%

Вариант 2:

1,4*32 =44,8 МВА. (44,8 /44,545)*100%= 100,57%

Вариант 3:

1,4*40= 56 МВА, т. е. (56/ 44,545)*100%= 125,7%

При отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе должен пропустить всю потребляемую мощность. Суммарная мощность потребителей I-ой категории - (ЭП №11, №19, №20, №21) составляет РI=4178,26 кВт = 28,7%).

Суммарная мощность ЭП III–ой категории составляет РIII=1462,2 кВт=10,1%).

Т.о. нагрузка по предприятию преимущественно II – ой категории РII= 61,2%

Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:

РI = 28,7%; РII = 61,2%; РIII = 10,1%

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (5.2)-(5.10).

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

; квар;

квар;

;

кВт;

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

; кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт; кВт,

здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2.

квар;

квар;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Вариант 3.

квар; квар;

кВт; кВт;

кВт;

кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по формуле (9.8) [3,42]:

; (9.8)

=12,927 МВА;

= 15,217 МВА;

= 18,76 МВА;

На первом этапе целесообразна работа одного из трансформаторов при работе на первых ступенях графика нагрузки при коэффициенте загрузки (КЗ). Далее, при определенной нагрузке и соответствующем коэффициенте загрузки (КЗ0,5) трансформаторы работают параллельно.При этом переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8).

Определяем коэффициенты загрузки трансформатора в обоих случаях для каждой ступени по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при – КЗ или – КЗ 0,5 и заносим в табл. 9.2. Далее определяются потери электроэнергии в трансформаторах для каждой ступени графика по формуле:

кВт*ч/год,

кВт*ч,

Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл.9.2.

Таблица 9.2. Результаты расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (35кВ)

№ ступени	Нагрузка, S	Продол-жительность ступени, tст,	kз	kз0,5	Продолжитель-ность ступени, t’ст,	Потери мощности, P,	Потери ЭЭ, DW,
	МВА	%			час в году	кВт	кВт*ч
2х25 МВА
1	14,700	33	-	0,294	2555	102,908	262930,0
2	22,273	50	-	0,445	730	155,264	113342,7
3	28,954	65	-	0,579	365	219,271	80034,0
4	31,182	70	-	0,624	365	244,317	89175,9
5	33,409	75	-	0,668	365	271,219	98994,9
6	35,636	80	-	0,713	1095	299,976	328473,6
7	37,418	84	-	0,748	730	324,317	236751,5
8	40,091	90	-	0,802	730	363,055	265030,5
9	42,318	95	-	0,846	730	397,378	290086,0
10	44,545	100	-	0,891	1095	433,556	474743,9
						2811,26	2239563,0
2х32 МВА
1	14,700	33	0,459	-	2555	106,63	272429,3
2	22,273	50	-	0,348	730	154,09	112485,7
3	28,954	65	-	0,452	365	209,08	76312,8
4	31,182	70	-	0,487	365	230,59	84166,2
5	33,409	75	-	0,522	365	253,70	92601,4
6	35,636	80	-	0,557	1095	278,41	304855,0
7	37,418	84	-	0,585	730	299,32	218501,5
8	40,091	90	-	0,626	730	332,60	242794,8
9	42,318	95	-	0,661	730	362,08	264319,1
10	44,545	100	-	0,696	1095	393,16	430510,2
						2619,66	2098976,1
2х40 МВА
1	14,700	33	0,3675	-	2555	98,02	250444,7
2	22,273	50	0,5568	-	730	168,02	122651,7
3	28,954	65	-	0,362	365	192,79	70369,7
4	31,182	70	-	0,390	365	209,54	76480,5
5	33,409	75	-	0,418	365	227,52	83044,1
6	35,636	80	-	0,445	1095	246,74	270180,9
7	37,418	84	-	0,468	730	263,01	191998,4
8	40,091	90	-	0,501	730	288,91	210901,4
9	42,318	95	-	0,529	730	311,85	227649,8
10	44,545	100	-	0,557	1095	336,03	367955,2
						2242,3	1871676,3

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

тыс у е

тыс у е

28,075тыс у е

Суммарные затраты:

З1 = 2*77*(0,125+0,064+0,03) + 33,593= 67,319 тыс. у.е.

З2 = 2*86*(0,125+0,064+0,03) + 31,484= 69,152 тыс. у.е.

З3 = 2*96*(0,125+0,064+0,03) + 28,075= 70,123 тыс. у.е.

Таким образом более экономичным является вариант с трансформаторами 25000 кВА.,

Итоговые затраты варианта 35 кВ кВ:

З35 = 67,319 тыс.у.е.

8.2.2 Технико-экономический расчет варианта U=110 кВ

Намечаем три варианта мощности трансформаторов:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,

Таблица 9.3. Справочные данные трансформаторов 110кВ

Тип	Sном MB- A	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ		uк %	DPк, кВт	DPх, кВт	I, %	RT, Ом	ХT, Ом	DQх, кВт	Ко, тыс у е
			ВН	HH
ТРДЦН-25000/110	25	±9х1,78%	115	11;	10,5	120	27	0,7	2,54	55,9	175	84
ТД-40000/110	40	±2x2,5%	121	10,5	10,5	160	50	0,65	1,46	38,4	260	109
ТРДЦН-63000/110	63	±9x 1,78%	115	10,5;	10,5	260	59	0,6	0,87	22	378	136

1.-Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:

Далее в соответствии с формулами (9.3)-(9.7) пункта 9.1

Так-же как и в предыдущем пункте 9.1, допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем

.

2. Нормальный режим.

Коэффициент загрузки в часы максимума:

;

Вариант 1:

КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891

Вариант 2:

КЗ2 = 44,545 / 2*40= 0,557

Вариант 3:

КЗ3 = 44,545 / 2*63=0,354

С точки зрения работы в нормальном режиме с учетом систематической перегрузки приемлемы все варианты.

В первом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода, поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

Sдоп max =1,3*2*25 = 65 > 44,545 МВА

3. Послеаварийный режим

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):

Вариант 1:

1,4*25 =35 МВА. (35/44,545)*100%= 78,57%

Вариант 2:

1,4*40 =56 МВА. (56/44,545)*100%= 125,71%

Вариант 3:

1,4*63= 88,2 МВА, (88,2/ 44,545)*100%= 198%

Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:

РI = 28,7%

РII = 61,2%

РIII = 10,1%

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей

и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формуле (9.8) [3,42]:

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

; квар;

квар;

;

кВт;

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

; кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт; кВт,

здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2.

квар; квар;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Вариант 3.

квар; квар;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по (9.8) [3,42]:

;

=13,336 МВА;

= 23,34МВА;

= 32,35МВА;

Переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8). Потери электроэнергии на первой ступени S1=14,7 МВА составят:

кВт*ч/год,

кВт*ч/год,

Результаты расчёта по определению годовых потерь мощности и энергии по варианту (110 кВ)сведены в табл 9.4.

Таблица 9.4. Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ)

№ ступени	Нагрузка, S	Продол-жительность ступени, tст,	kз	kз0,5	Продолжитель-ность ступени, t’ст,	Потери мощности, P,	Потери ЭЭ, DW,
	МВА	%			час в году	КВт	кВт*ч
2 по 25 МВА
1	14,700	33	-	0,294	2555	114,933	293654,335
2	22,273	50	-	0,445	730	171,209	124982,508
3	28,954	65	-	0,579	365	240,008	87602,9445
4	31,182	70	-	0,624	365	266,929	97429,2582
5	33,409	75	-	0,668	365	295,845	107983,447
6	35,636	80	-	0,713	1095	326,755	357796,532
7	37,418	84	-	0,748	730	352,918	257630,463
8	40,091	90	-	0,802	730	394,557	288026,527
9	42,318	95	-	0,846	730	431,449	314957,905
10	44,545	100	-	0,891	1095	470,336	515017,55
						3064,94	2445081,47
2 по 40 МВА
1	14,700	33	0,3675	-	2555	142,78	364810,2
2	22,273	50	0,5568	-	730	192,61	140608,8
3	28,954	65	-	0,362	365	222,93	81370,9
4	31,182	70	-	0,390	365	238,42	87023,5
5	33,409	75	-	0,418	365	255,05	93094,8
6	35,636	80	-	0,445	1095	272,84	298754,3
7	37,418	84	-	0,468	730	287,89	210156,5
8	40,091	90	-	0,501	730	311,84	227641,8
9	42,318	95	-	0,529	730	333,06	243134,0
10	44,545	100	-	0,557	1095	355,43	389195,5
						2612,9	2135790,5
2 по 63 МВА
1	14,700	33	0,2333	-	2555	110,06	281209,4
2	22,273	50	0,3535	-	730	151,73	110766,3
3	28,954	65	0,4596	-	365	202,68	73978,4
4	31,182	70	0,4949		365	222,62	81254,9
5	33,409	75		0,265	365	238,86	87185,4
6	35,636	80		0,283	1095	250,31	274087,7
7	37,418	84	-	0,297	730	260,00	189796,7
8	40,091	90	-	0,318	730	275,41	201050,9
9	42,318	95	-	0,336	730	289,07	211022,3
10	44,545	100	-	0,354	1095	303,47	332299,0
						2304	1842651,2

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

= 36,766тыс у е

= 32,0369тыс у е

= 27,64тыс у е

Суммарные затраты:

З1 = 2*84*(0,125+0,064+0,03) + 36,766 = 73,558 тыс. у.е.

З2 = 2*109*(0,125+0,064+0,03) + 32,0369= 79,779 тыс. у.е.

З3 = 2*136*(0,125+0,064+0,03) + 27,64 = 87,21 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 110кВ2х25000 кВА., З110 = 73,558 тыс.у.е.

8.2.3 Технико-экономический расчет варианта U=220 кВ

Намечаем два варианта мощности трансформаторов:

2*40 МВА, 2*63 МВА,

Принимаем по таблице[3] следующие трансформаторы:

Таблица 9.5. Справочные данные трансформаторов

Тип	Sном MB- A	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ		uк %	DPк, кВт	DPх, кВт	I, %	RT, Ом	ХT, Ом	DQх, кВт	Ко, тыс у е
			ВН	HH
ТРДН-40000/220	40	±8x1,5%	230	11/11	12	170	50	0,9	5,6	158,7	360	169
ТРДЦН-63000/220	63	±8X1,5%	230	11/11	12	300	82	0.8	3,9	100,7	504	193

Порядок расчета аналогичен предыдущему так как используем трансформаторы той же мощности но на напряжение Uвн=220кВ

С точки зрения работы в нормальном и аварийном режиме приемлемы все варианты

Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формулам (9.3)-(9.7) пункта 9.1.

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

квар;

квар;

кВт;

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт,

Вариант 2.

квар;

квар;

кВт;

кВт;

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

кВт;

в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт.

Нагрузка, при которой необходимо переходить на работу с 2-мя трансформаторами

= 23,038 МВА;

= 35,31 МВА;

Потери электроэнергии на первой ступени (S1=14,7 МВА) составят:

кВт,

Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ) сведены в табл.9.6.

Таблица 9.6. Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ)

№ ступени	Нагрузка, S	Продол-жительность ступени, tст,	kз	kз0,5	Продолжитель-ность ступени, t’ст,	Потери мощности, P,	Потери ЭЭ, DW,
	МВА	%			час в году	кВт	кВт*ч
2 по 40 МВА
1	14,700	33	0,367	-	2555	123,37	315215,3
2	22,273	50	0,557	-	730	195,12	142435,0
3	28,954	65	-	0,362	365	243,41	88845,9
4	31,182	70	-	0,390	365	260,57	95109,6
5	33,409	75	-	0,418	365	279,01	101837,2
6	35,636	80	-	0,445	1095	298,71	327086,4
7	37,418	84	-	0,468	730	315,39	230232,3
8	40,091	90	-	0,501	730	341,93	249607,9
9	42,318	95	-	0,529	730	365,45	266775,0
10	44,545	100	-	0,557	1095	390,23	427305,1
						2813,2	2244449,7
2 по 63 МВА
1	14,700	33	0,2333	-	2555	144,36	368833,6
2	22,273	50	0,3535	-	730	192,50	140526,5
3	28,954	65	0,4596	-	365	251,36	91746,6
4	31,182	70	0,4949	-	365	274,39	100153,1
5	33,409	75	0,5303		365	299,13	109182,3
6	35,636	80	0,5657		1095	325,57	356502,7
7	37,418	84	-	0,297	730	334,78	244388,1
8	40,091	90	-	0,318	730	352,59	257390,2
9	42,318	95	-	0,336	730	368,37	268910,3
10	44,545	100	-	0,354	1095	385,00	421579,5
						2928,06	2359212,9

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го варианта соответственно:

= 33,667 тыс у е

= 35,388 тыс у е

Суммарные затраты:

З1 = 2*169*(0,125+0,064+0,03) + 33,667 = 107,69 тыс. у.е.

З2 = 2*193*(0,125+0,064+0,03) + 35,388 = 119,92 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 220кВ2х40000 кВА., З220 = 107,69 тыс.у.е.

8.3 Выбор оптимального варианта воздушной линии электропередачи (ВЛЭП)

Линия, питающая ГПП, выполнена воздушной линией электро- передачи (ВЛЭП),

Двухцепной, по количеству трансформаторов ГПП, в соответствии с требованиями надежности электорснабжения.

Расчет сводится к определению минимальных приведенных затрат и проводится по методу экономических интервалов.

8.3.1 Технико-экономический расчет варианта U=35кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потерь мощности в трансформаторах ГПП, и возможностью отключения ЭП 3-ей категории в аварийном режиме, составит:

;

I расч =Imax= = 390,6 А.;

где - SPS - суммарная нагрузка предприятия и субабонента, кВт;

DРГПП – потери активной мощности в трансформаторах ГПП (35кВ), кВт;

UН – номинальное напряжение варианта исполнения ВЛЭП;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч

(по табл. 4-47 [2,628]) определим по формуле:

.F = 390,6/1.0 = 390,6 мм2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке, намечаем три варианта исполнения ВЛЭП по [6]:

а) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп=380 А), r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 17,3 тыс.у.е.

б) АС-150/24 F=150 мм2 (Iдоп=445 А)., r0 = 0,198 Ом/км, Ко = 17,8 тыс.у.е.

б) АС-185/29 F=185 мм2 (Iдоп=510 А)., r0 = 0,162 Ом/км, Ко = 18,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=17,3*60 = 1038 тыс. у.е.,

КЛ2=17,8*60 = 1068 тыс. у.е.

КЛ3=18,4*60 = 1104 тыс. у.е.

По табл. 7.32 [2,358] находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,249*60 = 14,94 Ом;

RЛ2=0,198*60 = 11,88 Ом.

RЛ2=0,162*60 = 9,72 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,04)*1038 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1068 +2*(3*I2 * (11,88)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1104 +2*(3*I2 * (9,72)* 4477*1,5*10-8);

Изменяя значение тока в формулах для каждого из вариантов от 50А до 390,6А, получим значение затрат, зависящее от величины тока в линии в различные моменты времени, по результатам расчетов (табл.9.7) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 35кВ (рис.9.1)

Таблица 9.7. Определение приведенных затрат ВЛ 35 кВ по экономическим интервалам

Ii,A	50	100	150	200	250	300	350	390,6
ЗЛ1, тыс. у.е.	166,34	188,91	226,54	279,21	346,93	429,70	527,53	618,03
ЗЛ2, тыс. у.е.	169,39	187,34	217,26	259,14	312,99	378,81	456,60	528,56
ЗЛ3, тыс. у.е.	173,81	188,49	212,97	247,24	291,30	345,15	408,80	467,68

Очевидно, что сечения АС-120 наболее экономично, чем сечение АС-150, АС-185 предпочтительнее. Это объясняется тем что, кривая для сечения АС-120, храктеризующая затраты, при минимальных нагрузках – значительно ниже,а при при максимальных нагрузках ненамного превышает остальные кривые, что видно из графика.

Т.о. принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=380 А)при U=35кВ.

8.3.2 Технико-экономический расчет варианта U= 110кВ

Ток, протекающий по линии:

I расч = = 124,28 А.; Imax =2 I расч=2*124,28=248,56 А;

Сечение провода марки АС при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2:

= 248,56/1.0 = 248,56 мм2.

Рассмотрим три варианта исполнения ВЛЭП

а) АС-70/11 F=70 мм2 (Iдоп=265 А), r0 = 0,428 Ом/км, Ко = 20,4 тыс.у.е.

б) АС-95/16 F=95 мм2 (Iдоп=330 А)., r0 = 0,306 Ом/км, Ко = 21 тыс.у.е.

в) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп3805 А)., r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 21,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=20,4*60 = 1224 тыс. у.е.,

КЛ2=21*60 = 1260 тыс. у.е.

КЛ3=21,4*60 = 1284 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,428*60 = 25,68 Ом;

RЛ2=0,306*60 = 18,36 Ом.

RЛ2=0,249*60 = 14,94 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1224 +2*(3*I2 * (25,68)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1260 +2*(3*I2 * (18,36)* 4477*1,5*10-8);

Зл3 = (0,125+0,024+0,004)*1284 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);

Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.8) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 110кВ (рис.9.2)

Таблица 9.8. Определение приведенных затрат ВЛ 110 кВ по экономическим интервалам

Ii,A	20	40	60	80	100	120	140
ЗЛ1, тыс. у.е.	191,41	203,83	224,52	253,49	290,74	336,27	390,08
ЗЛ2, тыс. у.е.	195,74	204,62	219,41	240,13	266,76	299,31	337,78
ЗЛ3, тыс. у.е.	198,86	206,08	218,12	234,98	256,65	283,14	314,44

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=510 А)при U=110кВ

8.3.3 Технико-экономический расчет варианта U= 220кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потери мощности в трансформаторах ГПП, составит:

I расч = = 62,14 А.;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч:

= 124,28/1.0 = 124,28 мм2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке (максимальный ток линии, в случае выхода из строя одной из двух составит 2Iрасч = 2*62,14=124,28 А), намечаем три варианта исполнения ВЛЭП

Рассмотрим сечения:

а) АС-240/32 F=240 мм2 (Iдоп=610 А), r0 = 0,121 Ом/км, Ко = 30,6 тыс.у.е.

б) АС-300/48 F=300 мм2 (Iдоп=690 А)., r0 = 0,125 Ом/км, Ко = 31,2 тыс.у.е.

в) АС-400/51 F=400 мм2 (Iдоп=835 А)., r0 = 0,075 Ом/км, Ко = 35 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=30,6*60 = 1836 тыс. у.е.,

КЛ2=31,2*60 = 1872 тыс. у.е.

КЛ3=35*60 = 2100 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,121*60 = 7,26 Ом;

RЛ2=0,125*60 = 7,5 Ом.

RЛ2=0,075*60 = 4,5 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1836 +2*(3*I2 * (7,26)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1872 +2*(3*I2 * (7,5)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*2100+2*(3*I2 * (4,5)* 4477*1,5*10-8);

Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.9) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 220кВ (рис.9.3)

Таблица 9.9. Определение приведенных затрат ВЛ 220 кВ по экономическим интервалам

Ii,A	10	20	30	40	50	60	70
ЗЛ1, тыс. у.е.	187,56	188,44	189,90	191,95	194,59	197,80	201,61
ЗЛ2, тыс. у.е.	193,08	193,99	195,50	197,62	200,33	203,66	207,59
ЗЛ3, тыс. у.е.	196,63	197,18	198,08	199,35	200,98	202,98	205,34

Рис 9.3. Приведенные затраты ВЛ 220 кВ для сечений провода АС-240,АС-300,АС-400

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-240 (Iдоп=610 А)при U=220кВ

Результаты расчетов по выбору варианта внешнего электроснабжения завода сведем в таблицу 9.10, сравним приведенные затраты на сооружение ГПП и ВЛЭП по вариантам с учетом потерь электроэнергии, выберем оптимальный вариант.

Таблица 9.10. Результаты расчетов по выбору варианта системы внешнего электроснабжения завода

Вариант №	Напряжение, U кВ	Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е		Суммарные приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е	вариант исполнения
		ВЛЭП	Трансформаторы ГПП
					ВЛЭП	ГПП
1	35	467,68	67,319	534,999	2АС-185	ТРДНС 2х25МВА
2	110	283,14	73,558	356,698	2АС-120	ТРДЦН 2х25МВА
3	220	197,8	107,69	305,49	2АС-240	ТРДН 2х40МВА
Оптимальный.	220	197,8	107,69	305,49	2АС-240	ТРДН 2х40МВА