С учетом компенсирующих устройств.

Р асчётная мощность КУ:

Q_ку=Р_Р(tgφ _н-tgφ _з), где tgφ _н=Q/P, а tgφ _з=0.33

По справочнику выбираем стандартное значение мощности КУ на каждый трансформатор и определяем не скомпенсированную мощность:

Q^/_Р=Q_Р_i- NQ_КУ.СТ, где N-число батарей

Затем находим полную мощность, и если необходимо, меняем номинал трансформаторов и их количество.

Пример расчёта.

(на примере цеха №2 вариант№1)

ТП-1 питает цех №1:

Р_р∑=1745, 96 кВт; Q_p_∑=756 кВАр

Q_ку=Р_р(tg φ _н – tg φ _з)=1745, 96( 756/1745, 96-0.33 ) =179, 83 tg φ _н=

Q_уст: УК – 0.38 – 80НУ3 2 шт.

Q=756 - 160=596

Sp = =1845 кВА

Выбираем 2 ТМ-1600 kз.н.= =0, 58 kз.а.=1, 15

Расчет остальных ТП приведен в табл. 5

Определение потерь мощности в трансформаторах

Пример: 1 Вариант, ТП-1 ( 2*1600 кВА, К_з=0, 58 )

∆ Р_х=3 кВт; ∆ Р_к=18 кВт; I_х.х=2 %; U_к.з=5, 5 %.

1) ∆ Р_т=∆ Р_х.х+∆ Р_к.з∙ К_з²=2*(3+18∙ 0, 58²)=17, 97 кВт

2) ∆ Q_т= =122, 5 кВар

3) S_р'= =

=1904, 65 кВА

Расчет остальных ТП заносим в табл. 6

8. Выбор сечения питающих и распределительных сетей.

Передачу электроэнергии от источника питания до приёмного пункта промышленного предприятия осуществляется воздушными или кабельными линиями. Сечение проводов и жил выбирается по техническим и экономическим условиям.

К техническим условиям относятся выбор сечения по нагреву расчётным током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделению тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и после аварийном режимах.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведённые затраты которой будут минимальными.

Выбор сечения по нагреву осуществляется по расчётному току. Для параллельно работающих линий в качестве расчётного тока принимается ток после аварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным, в зависимости от расчетного тока, определяется ближайшее большее стандартное сечение. Это сечение приводится для конкретных условий среды и способа прокладки кабеля и проводов. Если условия применения проводов и кабелей отличается от приведённых, то длительно допустимые токовые нагрузки пересчитывают с учетом коэффициентов поправок:

K₁=К_п – коэффициент поправочный, учитывающий количество кабелей.

К₂ – коэффициент допустимой перегрузки кабельной линии (К₂=1.3 при прокладке кабеля в земле)

При выборе сечения кабельной линий учитывают допустимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, для таких кабелей допускается перегрузки в течение 5 суток в пределах, указанных в таблицах справочника. Для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и с поливинилхлоридной изоляцией перегрузки на время ликвидации аварий допустимы соответственно до 10 и 30%; при этом максимальная перегрузка допускается на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток, если в остальные периоды времени этих суток нагрузка не превышает номинальной. Перегрузка кабельных линий 20-35 кВ не допускается.

По условиям коронирования выбирают минимально допустимое сечения только для воздушных линий. Для жил кабелей самое малое стандартное сечение обеспечивает отсутствие коронирования.

Выбор сечения по механической прочности также не производится, так как минимальное стандартное сечение удовлетворяет этому условию. Для воздушной линии расчет сечения производится с учетом воздействия собственной массы, сил ветра и гололёда.

Ip= Ip< Iдоп

По потери напряжения:

L_доп=L_{Δ U}_%

По экономической плотности тока: S_Э=Ip/j_э

Для напряжения до 1 кВ сечение кабеля по экономической плотности не выбирают.

Цех 1: 5 печей (5*2800кВт);

Цех 5: 4*СДН-16-71-10 (4*2500кВт);

Пример расчёта кабельной линии.

(на примере линии 1 вариант №1):

1) I_p_.н= =91, 64 А, I_д.а=2× I_p_.н /(К_П× 1, 3)=153, 24. С учетом коэффициента поправки К_п=0, 92 (для прокладки 2 кабелей в одной траншее ) допустимый ток I_доп.а=153, 24 А и сечение кабеля по нагреву: 50 мм²

2)По потери напряжения проверяем сечение:

L_доп=L_{Δ U}_%

S_{∆ U}=25 мм²

В итоге принимаем сечение равное 50 мм². Марку кабеля ААШВ-50.

Расчет остальных линий аналогичен, результаты заносим в табл. 7

9. Составления схем электроснабжения ГПП.

Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источника питания предприятия. Основным условием проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения является надёжность, экономичность и качество электроэнергии в сети.

Экономичность определяется приведёнными затратами на систему электроснабжения. Надёжность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса, неправильная оценка которого может привести как к снижению надёжности системы электроснабжения, так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование.

При проектировании, как правило, разрабатывается несколько вариантов, наиболее целесообразным из которых определяется в результате технико-экономического сопоставления.

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятия, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

В зависимости от установленной мощности приёмников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более), средней (от 5-7.5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктам электроэнергии (ГПП, ГРП, РП). Если имеются потребители первой категории, то предусматривают секционирование шин приёмного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Схемы с двумя и более приёмными пунктами применяют на предприятиях большой мощности с преобладанием потребителей первой категории, при наличии мощных и обособленных групп приёмников электроэнергии, при развитии предприятия этапами, когда питание второй очереди экономически целесообразно выполнять от отдельного приёмного пункта электроэнергии, а также в тех случаях, когда приёмные пункты выполняют одновременно функции РП и их установка экономически целесообразна.

Для предприятия средней и большой мощности, получающих питание от районных сетей 35, 110, 220, 330 кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов проходя по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняют по простой схеме: без выключателей и сборных шин на стороне высокого напряжения.

Наиболее дешевыми являются схемы с отделителями и короткозамыкателями. Распределение электроэнергии при таких схемах осуществляется на РУ вторичного напряжения 6(10) кВ ПГВ.

Глубокие вводы выполняются в виде магистральных ВЛ и в виде радиальных воздушных кабелей.

Магистральные глубокие вводы применяют при нормальной и мало загруженной окружающей среде, когда по территории предприятия можно провести воздушные линии напряжением 110-220 кВ и разместить ПГВ около основных групп потребителей электроэнергии.

Радиальные глубокие вводы применяют, при загрязненной окружающей среде. Кабельные радиальные вводы используются при невозможности прокладки воздушных линий и размещение более громоздких ответвительных подстанций 110-220 кВ. Радиальные схемы глубокого ввода обладают большей гибкостью и удобствами в эксплуатации по сравнению с магистральными, так как повреждение или ремонт одной линии или трансформатора не отражается на работе других подстанций.

Схемы глубокого ввода при своей максимальной простоте и дешевизне не уступает по надёжности схемам централизованного электроснабжения. Они применяются для любой категории.

10. Технико-экономический расчёт в электроснабжении.

Технико-экономические расчёты выполняют для выбора:

1)наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;

2) экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов ГПП и ТП;

3)рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия;

4) экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств;

5) электрических аппаратов и токоведущих устройств;

6) сечение проводов, шин и жил кабелей;

7) целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости;

8) трасс и способов прокладки электросетей с учётом коммуникаций энергохозяйства в целом.

Целью технико-экономических расчётов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна много вариантность решений задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений. В связи с этим требуется выполнение значительного числа трудоёмких вычислений, для автоматизации которых рекомендуется широко применять электронно-вычислительные машины (ЭВМ).

При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

1) технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметров, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;

2) экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующий каждый рассматриваемый вариант.

При разной надёжности сравниваемых вариантов дополнительно учитывают народнохозяйственный ущерб от снижения надёжности.

Каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям, предъявляемым к системе промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ.

В технико-экономических расчётах используют укрупненные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения, а так же УПС сооружения подстанций в целом.

В УПС не включены некоторые статьи расхода, поэтому их не применяют для определения реальной стоимости сооружения объекта, а используют при сравнительных расчётов вариантов. УПС основных элементов системы электроснабжения приведены в приложении к данному пособию.

В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчётов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы.

Экономические (стоимостные) показатели в большинстве случаев являются решающими при технико-экономических расчётах. Однако, если рассматриваемые варианты равноценны в отношении стоимостных показателей, предпочтение отдают варианту с лучшими техническими показателями.

Для технико-экономического расчета необходимы следующие данные:

С_о=90 коп/кВт∙ ч─ стоимость 1 кВт электроэнергии;

Т_г=8600 ч.─ годовое число часов работы предприятия при непрерывном цикле работы.

Все результаты ТЭР представлены в табл.8, 9, 10, 11, 12.

Пример определения капиталовложений и эксплуатационных расходов КЛ для линии Л1, вариант 1.

Имеем данные: Марка и сечение кабеля, его длина, кол-во кабелей в линии

Для кабеля ААШВ 3*50 стоимость 1 км линии составляет 191, 5 тыс. руб.,

расход цветного металла – 0, 4 т/км.

Капитальные затраты на линию:

К_л=n∙ ℓ ∙ C_л=2∙ 0, 209∙ 191, 5=80, 05 тыс. руб.

Вес кабеля: G=q ∙ n∙ ℓ =0, 4∙ 2∙ 0, 209=0, 167 т. Результаты в табл. 8.

Коэффициент загрузки линии: К_з= = =0, 92

Фактические потери мощности в линии:

∆ Р_д=∆ Р_н∙ n∙ ℓ ∙ К_з²=54∙ 2∙ 0, 209∙ 0, 92²=19, 1 кВт, где ∆ Р_н─ номинальные потери мощности в одном кабеле при полной нагрузке, кВт/км.

Потери электроэнергии в линии:

∆ Э_л=∆ Р_д∙ Т_г=19, 1∙ 8600=164302, 491 кВт∙ ч/год.

Стоимость потерь электроэнергии:

С_пл=∆ Э_л∙ С_о=164302, 491∙ 0, 0009=147, 87 тыс.руб./год

Амортизационные отчисления на линии:

C_а.л=φ _л∙ К_л=0.06∙ 80, 05=4, 803 тыс.руб/год

φ _л- норма амортизационных отчислений на линии, которая составляет 6%

Расчеты остальных линий аналогичны, результаты заносим в табл. 9.

Пример определения капиталовложений и эксплуатационных расходов на ТП для ТП-1, вариант 1.

Имеем данные: тип и мощность трансформатора, кол-во ТП.

Стоимость трансформатора ТМ-1600 составляет 331 тыс.руб.

Капитальные затраты на ТП: К_тп=2∙ 331=662 тыс.руб.

При расчете трансформаторов надо учитывать не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания то генераторов энергосистемы до рассматриваемых тр-ов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Эти потери называют приведенными в отличие от потерь в самих трансформаторах и определяют по формуле:

∆ Р'=n∙ ∆ Р'_х.х+ ∙ К_з²∙ ∆ Р'_к.з, где ∆ Р_х.х'=∆ Р_х+К_ип∙ ∆ Q_х- приведенные потери холостого хода тр-ра, учитывающие потери активной мощности в самом трансформаторе, и создаваемые им в элементах всей системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой тр-ом;