Размещено на http://www.allbest.ru/

СХІДНОУКРАЇНСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

ІМЕНІ ВОЛОДИМИРА ДАЛЯ

Кафедра електротехнічних систем електроспоживання

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА

на тему: Електропостачання промислового підприємства

студента 4-го курса

групи ЕТ-101

Чучман В.С..

Керівник проекту

Кузьменко Д.І

Луганськ 2014

Завдання

Галузь підприємства - металообробний завод

Характеристика навантаження цеху №1 без освітлення	Найменування обладнання
	Координатно-ліфувальний верстат	Різьбошліфувальний верстат	Бесцентрошліфувальний ве- рстат	Заточний верстат	Універсальний круглошлі- фувальний верс.	Профілешліфувальний верстат	Обдирково-шліфувальний верстат пересувний	Вентилятор	Плоскошліфувальний верстат	Зварювальний трансформа- тор	Електропідвісна кран-балка.
Ном. потужність, , кВт	66,2	55,18	115,6	55,8	111,25	55,8	66,8	55,5	77,0	118	111
Трив. включення, ,%										336	28
Кіл-ть обладнання, , шт	88	76	85	99	111	99	7	10	77	55	77

Розрахункове навантаження цехів №2 - №11 без освітлення та план розташування

Характеристики навантаження цеху	Найменування цехів
	№2	№3	№4	№5	№6	№7	№8	№9	№10	№11
Роз. активна потужність, , кВт	772	1323	713	742	693	346	1306	150	70	300
Роз. реактивна потужність, , кВАр	743	988	772	893	500	536	858	153	71,4	306

Варіант розташування цехів

Зміст розрахунково-пояснювальної записки (основні питання)

- згідно календарного плану.

№ варіанту зовнішнього електропостачання	Напруга розподільчого пристрою з високої сторони, UВНЗ, кВ	Напруга розподільчого пристрою з низької сторони, UВН, кВ	Довжина ділянки лінії, Lл=lд, км	Максимальна потужність короткого замикання на шинах системи живлення, Sкстах, МВА
1	110	10	12	4400
2	35	10	12	4400

Перелік графічного матеріалу (із зазначенням обов`язкових креслень). 1. Ситуаційний план підприємства (А1). 2. Принципова схема електропостачання (А1).

Календарний план виконання проекту

Назва етапу	Термін виконання
1. Розрахунок електричних навантажень
2. Проектування та техніко-економічний розрахунок зовнішнього електропостачання
2.1 Технічний розрахунок для I варіанту
2.1 Технічний розрахунок для IІ варіанту
3. Вибір схеми електропостачання заводу
4. Технічний розрахунок внутрішнього електропостачання
4.1. Вибір перерізу кабельних ліній
4.2. Розрахунок струмів короткого замикання

РЕФЕРАТ

Розроблено проект електропостачання групи цехів промислового підприємства. Розраховані електричні навантаження цехів, вибрані та економічно обґрунтовані схеми зовнішнього та внутрішнього електропостачання. Розраховані струми короткого замикання на стороні 110 кВ та 10 кВ. Вибрані схеми первинних з'єднань ГЗП і її електричне обладнання. Вибрані та розраховані схеми релейного захисту елементів схеми електропостачання. Розраховане заземлюючий пристрій ГЗП. Передбачений захист лінії 110 кВ від атмосферних перенапруг. Розрахований блискавкозахист. Розглянуті питання експлуатації електрообладнання, техніки безпеки та охорони праці на виробництві. Розглянуті питання вибору та розрахунку електроприводів у сталедротовому виробництві. Розраховані економічна та ресурсна частини проекту.

Результати роботи можуть бути використані при реконструкції та підвищенні надійності схем електропостачання. У спеціальній частині розглянуті питання енергозбереження за рахунок нових підходів до вибору перетинів проводів повітряних ліній. Обґрунтована необхідність зниження нормованих значень економічних щільностей струму. Розглянуті питання залежності економічної щільності струму від довготривалості проектів електропостачання.

Результати спеціальної частини можуть бути рекомендовані при виборі економічних щільностей струму з урахуванням індивідуальних економічних факторів для нових проектів електропостачання.

ЕЛЕКТРИЧНЕ НАВАНТАЖЕННЯ, ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ, КОРОТКЕ ЗАМИКАННЯ, ГЗП, ПЕРЕНАПРУГА, ПОВІТРЯНІ ЛІНІЇ, ЕКОНОМІЧНА ЩІЛЬНІСТЬ СТРУМУ

ВСТУП

Курсовий проект є одним з основних етапів у вивченні курсу "Електропостачання промислових підприємств" при підготовці бакалаврів за фахом 6.090603 "Електротехнічні системи електроспоживання". Мета курсового проектування - закріплення, систематизація і розширення теоретичних знань студента за курсом шляхом самостійного рішення комплексу інженерних завдань проектування схеми живлення виробничого цеху в процесі складання технічного проекту низьковольтної частини системи електропостачання промислового підприємства. Системою електропостачання називають сукупність взаємозв'язаних електропристроїв, призначених для забезпечення споживачів електричною енергією. Споживачі підприємства, організації, територіально відособлені цехи, будівельні майданчики, квартири, у яких приймачі електроенергії приєднані і використовують електроенергію. Споживачем електроенергії називається електроприймач або їх група, об'єднані технологічним процесом і які розміщуються на певній території. Приймачем електроенергії називають пристрій (апарат, агрегат, механізм), в якому відбувається перетворення електричної енергії в інший вид енергії для її використання. По технологічному призначенню приймачі електроенергії класифікуються по вигляду енергії, в який даний електроприймач перетворить електроенергію, а саме: електродвигуни приводів машин і механізмів, електротермічні, електрохімічні і електросилові пристрої, пристрої електроосвітлення, пристрої електростатичного і електромагнітного поля та ін.

Електропристроями називають сукупність машин, апаратів, ліній і допоміжного устаткування, призначених для виробництва, перетворення, передачі, накопичення, розподілу електроенергії і перетворення її в інші види енергії. Електроустановка - комплекс взаємозв'язаного устаткування і споруд. Приклади електроустановок: електрична підстанція, лінія електропередачі, розподільна підстанція, конденсаторна батарея і ін.

1. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ

Першим етапом проектування системи електропостачання являється визначення електричних навантажень. За значенням електричних навантажень вибирають і перевіряють електроустаткування системи електропостачання, визначають втрати потужності й електроенергії. Від правильної оцінки очікуваних навантажень залежать капітальні витрати на систему електропостачання, експлуатаційні витрати, надійність роботи електроустаткування.

Розрахунок електричних навантажень цеху і групи цехів ведеться за методом упорядкованих діаграм. Даний метод являється в даний час основним при розробці технічних і робочих проектів електропостачання.

1.1 Розрахунок електричного навантаження цеху №1 без освітлення

Для визначення електричних навантажень складають зведену відомість установленої, розрахункової і сумарної розрахункової потужності по цеху. Всі приймачі розбиваються на групи по технологічному принципу (верстати, вентилятори, насоси та ін.). Значення коефіцієнтів використання , cos для усіх видів електроспоживачів (ЕС) приймають із табл.А1.

Згідно завдання розбиваємо усіх споживачів на групи та зводимо у табл.1.1

Таблиця 1.1

Характеристика обладнання	Найменування обладнання
	Координатно-ліфувальний верстат	Різьбошліфувальний верстат	Бесцентрошліфувальний верстат	Заточний верстат	Універсальний круглошлі-фувальний верс.	Профілешліфувальний верстат	Обдирково-шліфувальний верстат пересувний	Вентилятор	Плоскошліфувальний верстат	Зварювальний трансформа-тор	Електропідвісна кран-балка.
Номінальна потужність, , кВт	6,2	5,18	15,6	5,8	11,25	5,8	6,8	5,5	1	18	11
Тривалість включення, ,%										36	28
Кількість обладнання,,шт	88	76	85	99	111	99	7	10	77	55	77
Коефіцент використання	0,3	0,3	0,3	0,12	0,3	0,3	0,3	0,65	0,3	0,35	0,3
	0,65	0,65	0,65	0,4	0,65	0,65	0,65	0,8	0,65	0,35	0,7
	1,17	1,17	1,17	2,29	1,17	1,17	1,17	0,75	1,17	2,67	1,02

Коефіцієнт використання характеризує використання активної потужності приймачем і є відношенням середньої активної потужності, споживаної приймачем за найбільш навантажену зміну до номінальної потужності ,

().

Сумарна номінальна потужність групи електроспоживачів (на прикладі Координатно-ліфувальних верстатів цеху №1 ), кВт:

,

де - потужність i-го електроспоживача (Координатно-ліфувальний

верстат верстату), кВт;

- число електроспоживачів однієї характерної категорії.

Для токарних верстатів, кВт:

=6,2•8 =49,6

До однієї характерної категорії відносяться електроспоживачі, які мають однакове технологічне призначення, а також однакові значення коефіцієнту використання kвик та tg.

Для групи електроспоживачів одного режиму роботи визначаємо середню активну потужність навантаження за найбільш навантажену зміну, кВт:

,

де- номінальна потужність групи електроспоживачів, кВт;

- коефіцієнт використання для групи ЕС.

Для координатно-ліфувальних верстатів, кВт:

=14,88

Розрахункова активну потужність цеху №1 визначаємо за формулою:

,

де - сума всіх середніх активних потужностей електроспоживачів.

Для координатно-ліфувальних верстатів, кВАр:

=17,41

де - сума середніх активних потужностей навантаження приймачів цеху за найбільше навантажену зміну, кВт;

- сума номінальних активних потужностей навантаження приймачів цеху, кВт.

Визначаємо еквівалентну кількість електроспоживачів цеху №1:

,

=45120,225

=(642,41)2/45120=9,15

Розрахункове навантаження цеху №1 зводимо в табл. 1.2.

Таблиця 1.2

Характеристика обладнання	Найменування обладнання
	Токарний верстати	Фрезерний верстати	Заточувальний верстати	Свердлувальний верстати	Розточувальний верстати	Вентилятори	Зварювальні трансформатори	Компресори	Водяні насоси	Електричні пічі опору	Кран-балки, мостові крани
Сумарна потужність групи, , кВт	49,6	36,26	124,8	52,2	123,75	52,2	47,6	55	49	90	77
Середня активна потужність групи, , кВт	14,88	10,9	37,44	6,3	37,13	15,66	14,3	37,75	14,7	31,5	23,1
Середня реактивна потужність групи, , кВАр	17,41	12,75	43,81	14,43	43,5	18,33	16,7	28,33	2,5	84	23,6
Розрахункова активна потужність цеху №1, , кВт,	642,41
Розрахункова реактивна потужність цеху №1, , кВАр	243,28
Коефіцієнт використання для всіх електроспоживачів	0,47
Еквівалентна кількість електроспоживачів цеху	9,15

Таблиця 1.3

Найменування	Довжина, м	Ширина, м	Площа, м2
Цех№1	65	225	14625
Цех№2	125	125	15625
Цех№3	240	125	30000
Цех№4	100	225	22500
Цех№5	125	125	15625
Цех№6	125	175	21875
Цех№7	125	125	15625
Цех№8	250	150	37500
Їдальня	25	25	625
Админ	50	25	1250
Котельня	50	50	2500
Територія підприємства	1250	650	812500

В усіх цехах і на території підприємства для освітлення встановлюються лампи ртутні високого тиску типу ДРЛ. Коефіцієнт попиту освітлення приймається в межах від 0,8 до 1. Питома потужність освітлення приймається в межах від 9 до 14 Вт/м2, для зовнішнього освітлення 0,2 Вт/м2. Приймаємо:

Розрахунок освітлювальної потужності виконується за формулою, кВт:

=0,9 ·10·14625·10-3=131,625

де - коефіцієнт попиту освітлення, [1];

- питома потужність освітлення,Вт/м2, [1];

- площа цеху, м2.

Реактивна освітлювальна потужність, кВАр:

=131,625•0,48=63,18

де =0,48 для типу ДРЛ [1] .

Загальна площа території з урахуванням площі групи цехів з табл. 1.3:

= 812500 м 2.

Площа групи цехів:

=14625+15625+30000+22500+15625+21875+15625+37500+625+1250+2500=77750 м 2 ,

Площа території зовнішнього освітлення:

=812500-77750=734750 м 2.

Розрахунок потужності зовнішнього освітлення виконується за формулою, кВт:

=0,9•0.2•734750•10-3=132,255

де - коефіцієнт попиту освітлення, [1];

- питома потужність освітлення,Вт/м2, [1];

- площа території зовнішнього освітлення підприємства, м2.

Коефіцієнт попиту освітлення приймається в межах від 0,8 до 1. Питома потужність освітлення приймається для зовнішнього освітлення 0,2 Вт/м2.

Реактивна освітлювальна потужність для території зовнішнього освітлення підприємства, кВАр:

=132,255•0,48=63,5

Результати розрахунків електричних навантажень інших цехів з урахуванням освітлювальної потужності наведені в табл. 1.4.

Таблиця 1.4

Характеристики навантаження цеху	Найменування цехів
	№1	№2	№3	№4	№5	№6	№7	№8	№9	№10	№11
Розрахункова активна потужність, , кВт	642,41	772	1323	713	742	693	346	1306	150	70	300
Розрахункова реактивна потужність, , кВАр	243,8	743	988	772	893	500	536	858	153	71,4	306
Площа, м2, (табл. 1.3)	14625	15625	30000	22500	15625	21875	15625	37500	625	1250	2500
Розрахункова освітлювальна активна потужність, , кВт	131,62	140,62	270	202,5	140,62	196,87	140,62	337,5	5,625	11,25	22,5
Розрахункова освітлювальна реактивна потужність, , кВАр	67,5	129,6	97,2	67,5	94,5	67,5	162	2,7	5,4	10,8	67,5
Активне навантаження цеху з освітленням, , кВт	774,03	912,62	1593	915,5	882,62	889,87	486,62	1643,5	155,62	81,25	322,5
Рективне навантаження цеху з освітленням, , кВАр	311,3	872,6	1085,2	839,5	987,5	567,5	698	860,7	158,4	82,2	373,5
	0,402	0,956	0,681	0,917	1,119	0,638	1,434	0,524	1,018	1,012	1,158
Розрахункова освітлювальна повна потужність, , кВА	147,92	191,23	286,96	213,45	169,42	208,12	214,52	337,51	7,80	15,59	71,15

1.2 Вибір потужностей цехових трансформаторних підстанцій та компенсуючих пристроїв

Розрахункове навантаження на шинах низької напруги трансформаторів для трансформаторної підстанції ТП-1 цеху №1 складає (із табл. 1.4):

= 774кВт; =311.3кВАр.

Необхідна потужність компенсуючих пристроїв з боку низької напруги трансформаторів ТП-1:

774•(0,402-0.33)=55,87 кВАр

де - = - відповідає нормативному значенню , рівному 0,95.

Вибираємо з табл. А2 компенсуючі пристрої, результати розрахунку приводимо в табл. 1.5.

Таблиця 1.5

№ цеху	Рективне навантаження цеху з освітленням, , кВАр	Необхідна потужність компенсуючих пристроїв, , кВАр	Тип компенсуючого пристрою	Номінальна потужність компенсуючого пристрою, , кВАр	Номінальна напруга, UНОМ, В	Кількість компенсуючих пристроїв, , шт	Сумарна потужність компенсуючих пристроїв,
1	311,3	55,87	УКМ 58-0,4-100	100	400	2	200
2	872,6	571,44	УКМ 58-0,4-268	268	400	2	536
3	1085,2	559,44	УКМ 58-0,4-268	268	400	2	536
4	839,2	559,51	УКМ 58-0,4-268	268	400	2	536
5	987,5	537,39	УКМ 58-0,4-268	268	400	2	536
6	567,5	696,24	УКМ 58-0,4-536	536	400	2	1072
7	698	273,84	УКМ 58-0,4-100	100	400	2	200
8	860,7	318,35	УКМ 58-0,4-200	200	400	4	400
9	158,4	107,04	УКМ 58-0,4-100	100	400	2	200
10	82,2	55,39	УКМ 58-0,4-100	100	400	2	200
11	373,5	267,0,8	УКМ 58-0,4-100	100	400	2	200

Сумарна потужність компенсуючих пристроїв для цеху №1, кВАр:

= 2•100=200,

де - кількість компенсуючих пристроїв, шт.;

- номінальна потужність компенсуючого пристрою, кВАр.

Тоді некомпенсована реактивна потужність на стороні низької напруги трансформаторів ТП-1 складе:

313,3-200=113,3 кВАр.

(774^2+113.3^2)^0.5=(599076+12836.89)^0.5=782кВА.

Номінальна потужність трансформатора на підстанції відповідно до [1] визначається, МВА:

=782·0.7=547,4

Розрахункова потужність трансформаторів, одержана по формулі 1.13, округляється до найближчої стандартної потужності по шкалі ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85, кВA:

25; 40; 63; 100; 160; 250; 400; 630; 1000; 1600.

Вибираємо для ТП-1 цеху №1 два трансформатора потужністю =630 кВА.

У нормальному режимі трансформатори працюватимуть з коефіцієнтом завантаження:

=782/1260=0.63<0.7

Завантаження трансформаторів в післяаварійному режимі (при виході з ладу одного з робочих трансформаторів):

=782/1260=0.62<1.4

Попередній вибір кількості і потужності трансформаторів решти цехових ТП аналогічний і зведений в табл. 1.6.

Таблиця 1.6

№ підстанції	Споживачі електричної енергії	Розрахункове навантаження	Кількість трансформаторів	Необхідна потужність трансформаторів, кВА	Номінальна потужність трансформаторів, , кВА	Завантаження трансформаторів в номінальному режимі,	Завантаження трансформаторів в аварійному режимі,
		, кВт	, кВАр	, кВА
ТП-1	Цех№1	774,03	311,3	782	2	547,4	630	0,62	1,24
ТП-2	Цех№2	912,62	872,6	972,72	2	681	1000	0,49	0,97
ТП-3	Цех№3	1593	1085,2	1685,01	2	1179,51	1600	0,53	1,05
ТП-4	Цех№4	915,5	839,5	964,50	2	675,15	1000	0,48	0,96
ТП-5	Цех№5	882,62	987,5	991,40	2	694	1000	0,5	0,99
ТП-6	Цех№6	889,87	567,5	1022,93	2	716,05	1000	0,51	1,02
ТП-7	Цех№7	486,62	698,7	696,28	2	487,39	630	0,55	1,11
ТП-8	Цех№8	1643,5	860,7	1706,85	2	1194,79	1600	0,53	1,07
ТП-9	Цех№9	155,62	158,4	161,08	2	112,76	160	0,5	1,01
ТП-10	Цех№10	81,25	82,2	143,10	2	100,17	160	0,29	0,57
ТП-11	Цех№11	322,5	373,5	366,21	2	256,35	630	0,29	0,58

Проведемо розрахунок втрат потужності в трансформаторах ТП-1 цеху №1, а також переданої потужності з урахуванням цих втрат.

Трансформатори вибираємо з табл. А3, паспортні дані приводимо в табл. 1.7. Приймаємо:

для високої сторони	10	кВ;
для низької сторони	0,4	кВ.

Таблиця 1.7

Тип	Номінальна потужність, кВ•А	Номінальна напруга обмоток, кВ	Втрати, кВт	Напруга к.з. , %	Струм х.х. в % номінального струму
		ВН	НН	неробочого ходу	короткого замикання
ТМ-630	630	10	0,4	2,27	7,6	5,5	2
ТМ-1000	1000	10	0,4	3,8	12,7	5,5	1,6
ТМ-1600	1600	10	0,4	4,3	16,5	5,5	1,3
ТМ-1000	1000	10	0,4	3,8	12,7	5,5	1,6
ТМ-1000	1000	10	0,4	3,8	12,7	5,5	1,6
ТМ-1000	1000	10	0,4	3,8	12,7	5,5	1,6
ТМ-630	630	10	0,4	2,27	7,6	5,5	2
ТМ-1600	1600	10	0,4	4,3	16,5	5,5	1,3
ТМ-160	160	10	0,4	0,54	2,65	4,5	2,4
ТМ-160	160	10	0,4	0,54	2,65	4,5	2,4
ТМ-630	630	10	0,4	2,27	7,6	5,5	2

Втрати активної потужності, кВт:

=(7,6•0,622+2,27)•2=10,38 (1.16)

де - кількість трансформаторів на ТП;

і - втрати потужності в трансформаторі в режимі КЗ і неробочого ходу відповідно ;

- коефіцієнт завантаження трансформатора в нормальному режимі.

Втрати реактивної потужності, кВАр:

=(2/100•630+0,622 5,5/100•630)•2=51,84

Передана активна потужність з урахуванням втрат у трансформаторах, кВт:

= 774,03+20,51=794,54

Передана реактивна потужність з урахуванням втрат у трансформаторах, кВАр:

=311,3+51,84=363,14.

Передана повна потужність з урахуванням втрат у трансформаторах, кВА:

=864,39

Розрахунок потужностей з урахуванням втрат у трансформаторах решти цехових ТП аналогічний і зведений в табл. 1.8.

Таблиця 1.8

№ підстанції	Втрати активної потужності, , кВт	Втрати реактивної потужності, , кВАр	Передана активна потужність, , кВт	Передана реактивна потужність, , кВАр	Передана повна потужність, , кВА
ТП-1	10,38288	51,84	784,4129	363,14	864,3919
ТП-2	33,4802	58,41	946,1002	931,01	1327,361
ТП-3	42,1618	91,04	1635,162	1176,24	2014,272
ТП-4	33,4608	57,34	948,9608	896,84	1305,701
ТП-5	33,5	59,5	916,12	1047,00	1391,217
ТП-6	33,5202	60,61	923,3902	628,11	1116,769
ТП-7	20,345	46,16	506,965	744,16	900,4401
ТП-8	42,1618	91,04	1685,662	951,74	1935,785
ТП-9	6,88	11,28	162,5	169,68	234,9416
ТП-10	6,5482	8,89	87,7982	91,09	126,5152
ТП-11	19,9082	31,03	342,4082	404,53	529,9872
сумма			8939,48	7403,54	11607,18536

*Примітка.

=11607,185 кВА.

1.3 Побудова картограми електричних навантажень

Для визначення місця пристрої цехових ТП і ГЗП на ситуаційному плані групи цехів будуються картограми навантажень, які виконуються на підставі результатів визначення розрахункових навантажень цехів.

Картограма будується з умови, що площа кола картограми () в вибраному масштабі () є повними навантаженнями цехів ().

Радіус кола визначається за формулою, мм:

,

де - розрахункове низьковольтне (високовольтне) навантаження i-го цеху, кВА;

35 - масштаб, кВА/см2 (слід вибирати за найбільшим навантаженням);

=3,14

Приймаємо для побудови картограми навантажень масштаб

=35 кВ?А/см2

Силові навантаження до і вище 1000 В зображуються окремими колами. Освітлювальне навантаження наноситься у виді сектору кола, що зображує навантаження до 1000 В. Кут сектора () визначається зі співвідношення повних розрахункових навантажень () цехів:

,

де - розрахункове навантаження освітлення, кВА;

- розрахункове низьковольтне (високовольтне) навантаження i-го цеху, кВА.

Розраховані величини и зведені в табл. 1.9.

Таблиця 1.9

№ підстанції	Повна потужність, , кВА	Розрахункова освітлювальна повна потужність, , кВА	Радіус кола, , см	Кут сектора, , 0
ТП-1	864,3919	147,92	2,34	61,60
ТП-2	1327,361	191,23	2,90	51,86
ТП-3	2014,272	286,96	3,58	51,28
ТП-4	1305,701	213,45	2,88	58,85
ТП-5	1391,217	169,42	2,97	43,84
ТП-6	1116,769	208,12	2,66	67,08
ТП-7	900,4401	214,52	2,39	85,76
ТП-8	1935,785	337,51	3,51	62,76
ТП-9	234,9416	7,80	1,22	11,95
ТП-10	126,5152	7,80	0,89	22,19
ТП-11	529,9872	71,15	1,83	48,32

2. ПРОЕКТУВАННЯ ТА ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ЗОВНІШНЬОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

При проектуванні мережі виникає ситуація, коли для об'єкта можливі декілька варіантів рішення. З цією метою виконується техніко-економічний розрахунок, який показує перевагу одного варіанту в порівняні з іншим.

Для розрахунку намітимо два варіанти:

I варіант - живлення підприємства здійснюється на напрузі 110 кВ,

II варіант - живлення підприємства здійснюється на напрузі 35 кВ.

Приєднання знижувальних трансформаторів до живлячої лінії або шин може здійснюватися відповідно до Правил [6] за допомогою:

вимикачів, здатних відключати струми к.з.;

плавких запобіжників або відкритих плавких вставок;

автоматичних віддільників або вимикачів навантаження, призначених для відключення трансформатора в безструмову паузу.

Рис. 2.1. Схеми приєднання знижувального трансформатора до живлячої мережі: за допомогою вимикача (а) і віддільника з короткозамикачем (б і в)

При високій напрузі 35 кВ для трансформаторів 1,6 МВА і більш можуть передбачатися два способи приєднання до мережі: через вимикач 35 кВ з вбудованими в його вводи трансформаторами струму (рис. 2.2, а) або через автоматичний віддільник ОД з установкою двофазного короткозамикача КЗ (рис. 2.1, б). У останньому випадку при пошкодженні в трансформаторі його релейний захист дає команду на включення КЗ, після чого спрацьовує релейний захист живлячої лінії ВЛ-35 кВ, і відключається вимикач В цій лінії. Наступає безструмова пауза, під час якої автоматика дає команду на відключення ОД, а лінія включається знову від пристрою АПВ. Вибір тієї або іншої схеми включення визначається техніко-економічним порівнянням варіантів.

Приєднання до мережі знижувальних трансформаторів з високою напругою 110 кВ здійснюється, головним чином через віддільники у зв'язку з високою вартістю і складністю обслуговування вимикачів 110 кВ. Для відключення пошкодженого трансформатора від мережі необхідна безструмова пауза, під час якої відключається віддільник. Для створення безструмової паузи застосовується короткозамикач КЗ (рис. 2.1, в).

Розрахункова схема з двох обмотковими трансформаторами представлена на рис. 2.2, а; з двох обмотковими трансформаторами з розщепленням вторинної обмотки на рис. 2.2, б (масляні вимикачі Q12, Q22, Q32 відключені).

На представленій схемі позначені короткозамикачі QN1, QN2 і віддільники QR1, QR2. Короткозамикач QN1, QN2 призначений для створення штучного замикання на землю на живлячих лініях при пошкодженнях в трансформаторі і на лініях підстанції. Віддільник QR1, QR2 призначений для автоматичного відключення ланцюга при зникненні в ньому струму. Процес відключення пошкодженого трансформатора відбувається таким чином.

При виникненні пошкодження в трансформаторі, наприклад Т1, його захист включає короткозамикач QN1. Штучне коротке замикання к.з. відключається головним вимикачем Q11. У безструмову паузу відбувається відключення віддільника QR1.

Мережі 110 кВ працюють із заземленою нейтраллю, для забезпечення надійного відключення штучного к.з. досить поставити короткозамикач в одну фазу з тим, щоб створити однофазне к.з., до якого захист ввідного вимикача Q11 має необхідний коефіцієнт чутливості на спрацьовування (див. рис. 2.1).

Мережі 35 кВ працюють з ізольованою нейтраллю, для забезпечення надійного відключення штучного к. з. необхідно поставити короткозамикачі в дві фази з тим, щоб створити двополюсне к. з., до якого захист ввідного вимикача Q11 повинен бути обов'язково чутливий на спрацьовування (див. рис. 2.2). Роз'єднувачі і потрібні для ремонту ліній .

Рис. 2.2, а. Розрахункова схема з двохобмотковими трансформаторами

Рис. 2.2, б. Розрахункова схема з двохобмотковими трансформаторами з вторинними розщепленими обмотками

2.1 Технічний розрахунок для I варіанту

Визначаємо номінальну потужність трансформатора на головної знижувальної підстанції згідно (1.20) по формулі (1.13), МВА:

=0.7•11614,986•10-3=8.13

Розрахункова потужність трансформаторів, одержана по формулі (1.13), округляється до найближчої стандартної потужності по шкалі ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85, МВA: 2,5; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63. Вибираємо для ГЗП два трансформатора потужністю = 10 МВА.

Якщо один із вибраних трансформаторів відключається в аварійному режимі, то перевантаження другого вибраного трансформатора, що залишається у роботі, не повинно перевищувати 40%.

У нормальному режимі трансформатори працюватимуть з коефіцієнтом завантаження по формулі (1.14), %:

=11607,185/20000=0.58?0.7

Завантаження трансформаторів в після аварійному режимі (при виході з ладу одного з робочих трансформаторів) по формулі (1.15), %:

= 11607,185/10000=1.16

Дотримання умови (1.21) дозволяє зберегти термін служби ізоляції трансформатора в межах нормативного. Параметри трансформатора беремо із таблиць А.4, А.5. Параметри обраних трансформаторів приводяться в табл. 2.1.

При розрахунку втрат потужності в трансформаторах доцільно визначити втрати активної потужності в сталі, кВт,

Таблиця 2.1

Трансформатор	Номінальна потуж-ність, МВА	Середня номінальна напруга, кВ	?UК, %	?PК, кВт	?Рх кВт	Iх, %	Розрахункова вартість, тис. грн.	RT, Ом	XT, Ом	?Qx, кВАр	Границі регулювання напруги, %
ТДН-10000/110	10	115/11	10,5	60	14	0,7	270	7,95	139	70	±9 х	1,78

де - кількість однотипних трансформаторів на підстанції, шт.

У нашому випадку =.2

Втрати активної потужності в міді трансформаторів для вузла №1, МВт

де - номінальні втрати короткого замикання трансформатора для вузла №1 (каталожні данні), кВт, із табл.2.1,

Втрати електроенергії в трансформаторах підстанції визначаються, кВт•год :

,

де T - час роботи трансформаторів у році, 8760 годин;

- час максимальних втрат, годин,

Розрахунок потужностей з урахуванням втрат у трансформаторах головної знижувальної підстанції виконується по формулам (1.16 - 1.20) і зведений в табл. 2.2.

Таблиця 2.2

№ підстанції	Втрати активної потужності, , кВт	Втрати реактивної потужності, , кВАр	Передана активна потужність, , кВт	Передана реактивна потужність, , кВАр	Передана повна потужність, , кВА	Втрати активної потужності в сталі, , кВт (2.2)	Втрати активної потужності в міді, , кВт(2.3)	Втрати електроенергії в трансформаторах , кВт•год (2.4)
ГЗП	68,368	2240	9007,85	10903,5	14143	28	40	354960

Втрати активної потужності, кВт:

=(60•0,582+14)•2=68,368

Втрати реактивної потужності, кВАр:

= ( 0,7 / 100•10000 + 0,582 10,5 / 100•10000 )•2 = 2240

Визначаємо робочій струм лінії зовнішнього електропостачання, А:

=14143/2•1,73•110=33,1;

де - кількість паралельних ланцюгів лінії, приймаємо для споживачів першої і другої категорії споживання =2.

Вибір перерізу живлячої лінії виконується за економічною щільністю струму, з наступною перевіркою за нагрівом. Для двохзмінного графіку роботи підприємства =4355 годин/рік, Jек=1,1 А/мм2, де - кількість годин на рік використання максимума активної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А9, А10),

Визначаємо ефективний перетин лінії зовнішнього електропостачання, мм2:

=33,1/1,1=30.

Одержаний перетин округляється до найближчого стандартного значення табл. А11, але при цьому необхідно пам'ятати, що за умовами корони мінімальні перетини, що рекомендуються [5], такі: 70 мм2 при = 110 кВ; 120 мм2 при = 150 кВ; 240 мм2 при = 220 кВ. Виходячи із отриманого значення , та умов мінімального перерізу вибираємо переріз =70 мм2.

Вибираємо провід марки АС-120/19 з наступними параметрами.

Таблиця 2.3

Марка проводу	Припу-стимий тривалий струм, А	Активний опір при 20 на 1 км, Ом,	Реактивний опір на 1 км, Ом,	Ємнісна провідність на 1 км, См	Зарядна потужність на 1 км, , МВАр
АС-120/19	390	0.249	0.427	2,7	0,0355

Перевіряємо вибраний провід за умовами нагріву:

390>66.2

Умови за нагрівом виконуються.

Розряд у виді корони виникає навколо проводу при високих напруженнях електричного поля і супроводжується потріскуванням і світінням. Процеси іонізації повітря приводять до додаткових втрат енергії, до виникнення електромагнітних коливань, які створюють завади та до виникнення озону, який шкідливо впливає на поверхню контактних з'єднань. Правильний вибір провідників повинен забезпечити зменшення дії корони до допустимих значень.

Перевірка за умовами коронування у даному випадку може не виконуватися, так як згідно з ПУЕ мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ 70 мм2. Враховуючи, що на ОРУ 110 кВ відстань між проводами менш, ніж на повітряних лініях, проведемо перевірочний розрахунок.

Проводи не будуть коронувати, якщо найбільша напруженість поля у поверхні любого проводу не більш ніж 0,9 Е0.

Розряд у вигляді корони виникає при максимальному значенні початкової критичної напруженості електричного поля , кВ/см:

=44.4,

де - коефіцієнт, що враховує шорсткість поверхні дроту (для багатожильних проводів = 0,82);

- радіус дроту,

==2(120/3.14)^0.5мм =12.4 мм =1,24см.

Визначаємо початкову критичну напруженість електричного поля , кВ/см:

=30,3•0,82(1+(0,299/0,787))=34,28

Напруженість електричного поля E біля поверхні нерозщепленого дроту визначається за виразом:

,

де - лінійна напруга, кВ;

- середнє геометричне відстань між проводами фаз, см; при горизонтальному розташуванні фаз ( - найменша відстань в світлі між сусідніми фазами (визначаємо по табл. А.12) на відкритих розподільчих пристроїв (ВРП) підстанцій, захищених розрядниками, і ВРП, захищених обмежувачами перенапружень відстань,

=(2•100•1.26/1,24)=2.3

Визначаємо напруженість електричного поля E біля поверхні нерозщепленого проводу, кВ/см,

=0.345•110/(0.62•2.3)=26.6

??? ??????????????? ???????????? ???????? ???????????? ?? ?????????? ??????? ????????? ?? 7% ?????? ????????, ?????????? (2.9). ?????? ?? ???? ?????y????, ???? ????????? ???????????? ???? ?? ???????? ????-????? ??????? ?? ?????? 0,9 E0??, ????? ??????? ???????????? ?????:

.

28.462< 30.852

Якщо умова (2.10) не виконується, то слід збільшити відстань між фазами або радіус проводу .

По умовам корони вибраний провід (табл. 2.3) задовольняє.

Виконуємо перевірку живлячої лінії за втратами напруги в післяаварійному режимі, %:

= 9007.85•12•0.249 + 8803.54•12•0.427 / 12100 = (26915.45 + 45109.33 ) / 12100 = 5.95

Визначаємо втрати активної потужності в лінії, кВт:

=(9007.85^2/12100•12•0,249/2)•10-3=10.

Визначаємо втрати реактивної потужності в лінії, кВАр:

=17,18.

Визначаємо втрати активної енергії в кабелях, кВт/рік:

=10•2742=27420,

де - час максимальних втрат, який визначається за формулою, годин/рік:

=2742,

де - кількість годин на рік використання максимуму активної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А9),

=4355годин/рік.

Визначаємо втрати реактивної енергії в кабелях, кВАр/рік:

=17,18•4441=76296,38,

де - час максимальних втрат, який визначається за формулою, годин/рік:

=4441,

де - кількість годин на рік використання максимуму реактивної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А7),

=5880 годин/рік.

2.2 Технічний розрахунок для II варіанту

Визначаємо номінальну потужність трансформатора на головної знижувальної підстанції визначається згідно (1.20) по формулі (1.13), МВА:

=0,7•11614,986•10-3=8.13.

Розрахункова потужність трансформаторів, одержана по формулі (1.13), округляється до найближчої стандартної потужності по шкалі ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85, МВA: 2,5; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63.

Вибираємо для ГЗП два трансформатора потужністю = 10 МВА.

Якщо один із вибраних трансформаторів відключається в аварійному режимі, то перевантаження другого вибраного трансформатора, що залишається у роботі, не повинно перевищувати 40%.

У нормальному режимі трансформатори працюватимуть з коефіцієнтом завантаження по формулі (1.14), %:

=11607,185/20000=0.58?0.7

Завантаження трансформаторів в післяаварійному режимі (при виході з ладу одного з робочих трансформаторів) по формулі (1.15), %:

= 11607,185/10000=1.16 <1,4.

Дотримання умови (1.21) дозволяє зберегти термін служби ізоляції трансформатора в межах нормативного. Параметри трансформатора беремо із таблиць А.4, А.5.

Параметри вибраних трансформаторів приводяться в табл. 2.4.

Таблиця 2.4

Трансформатор	Номінальна потужність, МВА	Середня номінальна напруга, кВ	?UК, %	?PК, кВт	?Рх кВт	Iх, %	Розрахункова вартість, тис. грн.,	RT, Ом	XT, Ом	?Qx, квар	Границі регулювання напруги, %
ТМН-10000/35	10	35/10,5	7,5	65	14,5	0,8	209	0,88	10,1	80	±9х	1,3

Розрахунок потужностей з урахуванням втрат у трансформаторах головної знижувальної підстанції виконується по формулам (1.16 - 1.20) і зведений в табл. 2.5.

Таблиця 2.5

№ підстанції	Втрати активної потужності, , кВт	Втрати реактивної потужності, , кВАр	Передана активна потужність, , кВт	Передана реактивна потужність, , кВАр	Передана повна потужність, , кВА	Втрати активної потужності в сталі, , кВт (2.2)	Втрати активної потужності в міді, , кВт(2.3)	Втрати електроенергії в трансформаторах , кВт•год (2.4)
ГЗП	72,73	3660	9012,21	11063,54	14269,61	29	43,7	373575,4

Втрати активної потужності, кВт:

=(65•0,582+14,5)•2=72,73

Втрати реактивної потужності, кВАр:

=(0,8/100•10000+0,582•17,5/100•10000)•2=3660

Визначаємо робочій струм лінії зовнішнього електропостачання, А:

=14269,61/(2•1,73•35)=117,8;

де - кількість паралельних ланцюгів лінії, приймаємо для споживачів першої і другої категорії споживання =2.

Вибір перерізу живлячої лінії виконується за економічною щільністю струму, з наступною перевіркою за нагрівом. Для двохзмінного графіку роботи підприємства = 4355 годин/рік, Jек= 1,1 А/мм2, де - кількість годин на рік використання максимуму активної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А9, А10),

Визначаємо ефективний переріз лінії зовнішнього електропостачання, мм2: трансформаторний електропостачання струм замикання

=117,8/1,1=107.

Одержаний переріз округляється до найближчого стандартного значення табл. А 11, але при цьому необхідно пам'ятати, що за умовами корони мінімальні перерізи, що рекомендуються [5], такі: 70 мм2 при = 110 кВ; 120 мм2 при = 150 кВ; 240 мм2 при = 220 кВ. Виходячи із отриманого значення , та умов мінімального перерізу вибираємо переріз = мм2.

Вибираємо провід марки АС- 150/24 з наступними параметрами.

Таблиця 2.6

Марка проводу	Припу-стимий тривалий струм, А	Активний опір при 20на 1 км, Ом,	Реактивний опір на 1 км, Ом,	Ємнісна провідність на 1 км, См	Зарядна потужність на 1 км, , МВАр
АС-150/24	450	0,198	0,406	24,4	6,16

Перевіряємо вибраний провід за умовами нагріву:

450>235,6.

Умови за нагрівом виконуються.

Розряд у вигляді корони виникає при максимальному значенні початкової критичної напруженості електричного поля, кВ/см:

,

де - коефіцієнт, що враховує шорсткість поверхні дроту (для багатожильних проводів = 0,82);

- радіус дроту,

==(150/3,14)•2•0,5=13,82мм=1,38 см.

Визначаємо початкову критичну напруженість електричного поля , кВ/см:

=33,8.

Напруженість електричного поля E біля поверхні нерозщепленого дроту визначається за виразом:

,

де - лінійна напруга, кВ;

- середня геометрична відстань між проводами фаз, см; при горизонтальному розташуванні фаз ( - найменша відстань в світлі між сусідніми фазами (визначаємо по табл. А.12) на відкритих розподільчих пристроїв (ВРП) підстанцій, захищених розрядниками, і ВРП, захищених обмежувачами перенапружень відстань,

= lg(2•44•1,26/1,38)=1.9

Визначаємо напруженість електричного поля E біля поверхні нерозщепленого проводу, кВ/см,

=0.354•35/(0.69•1.9)=9.45

При горизонтальному розташуванні проводів напруженість на середньому проводі приблизно на 7% більше величини, визначеної (2.9). Провід не буде коронyвати, якщо найбільша напруженість поля на поверхні будь-якого проводу не більше 0,9 E0кр, тобто повинна виконуватися умова:

10.1<30.42

Якщо умова (2.7) не виконується, то слід збільшити відстань між фазами або радіус проводу .

По умовам корони вибраний провід (табл. 2.6) задовольняє.

Виконуємо перевірку живлячої лінії за втратами напруги в післяаварійному режимі, %:

=(90012,21•12•0,198+ 11063,54•12•0,406) / 1225 = 218,6

Визначаємо втрати активної потужності в лінії, кВт:

=(14269,61^2/1225)•(12•0.198/2)•10-3=197.5

Визначаємо втрати реактивної потужності в лінії, кВАр:

=(14269,61^2/1225)•(12•0.406/2)•10-3=405

Визначаємо втрати активної енергії в лінії, кВт/рік:

=197.5•2742=541545,

де - час максимальних втрат, який визначається за формулою, годин/рік:

=2742 ,

де - кількість годин на рік використання максимума активної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А7),

=4355 годин/рік.

Визначаємо втрати реактивної енергії в кабелях, кВАр/рік:

=405•4441=1798605

де - час максимальних втрат, який визначається за формулою, годин/рік:

=4441,

де - кількість годин на рік використання максимума реактивної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А7),

= 5880 годин/рік.

2.3 Техніко-економічне порівняння обох варіантів розрахунку

Найбільш економічний варіант вибирається за умов мінімальних приведених витрат, які складаються з капітальних вкладень і експлуатаційних витрат. Критерієм остаточного вибору варіанта електропостачання споживачів є критерій мінімуму приведених витрат:

де - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень. З урахуванням проведеної політики оподатковування приймається рівним =0,3 1/рік;

- капіталовкладення по розглянутому варіанту мережі, тис. грн.

- щорічні експлуатаційні затрати по даному варіанту мережі, тис. грн./рік.

Зазначений критерій використовується при виконані чотирьох умов порівнянності варіантів:

1) порівнянність цін на електроустаткування;

2) однакова надійність електропостачання у варіантах;

3) рівність основного виробничого ефекту (ОВЕ);

4) приведення витрат до одного терміну.

Перша умова виконується користуванням однієї і тією же інформаційною базою при визначенні вартості ліній електропередач (ЛЕП) і устаткування в кожну варіанті.

Магістральні і кільцеві схеми мають різний ступінь надійності, але не нижче чим 0,999. Тому будемо вважати варіанти рівнонадійними.

Третя умова означає, що при будь-якому варіанті електропостачання споживачів із шин джерела живлення (ДЖ) буде передана однакова потужність. Тому що у варіантах втрати потужності різні, то для зрівняння варіантів по основному виробничому ефекту ОВЕ в капіталовкладення вводиться додаткова складова вартість устаткування електростанцій , що працює на покриття втрат потужності (котли, турбіни, генератори).

Для виконання четвертої умови приймається допущення, що будь-який варіант електропостачання споживачів вводиться в експлуатацію протягом одного року.

2.3.1 Розрахунок капітальних вкладень

Сумарні капітальні вкладення визначаються як сума вкладень на спорудження ліній і вкладень на устаткування:

.

де - вартість ліній електропередачі;

- вартість устаткування електропередачі.

Капітальні вкладення на спорудження ліній, , т. грн,

,

де - питома вартість спорудження повітряних ліній, т.грн/км;

із табл. А.13.

- довжина ділянки, км;

- кількість ланцюгів в лінії.

В табл. 2.7 приведено розрахунок капітальних вкладень на спорудження повітряних ліній зі залізобетонними опорами для району по ожеледі 1. Для споживачів одночасно першої і другої категорії ділянка ЛЕП виконується на одноланцюгових опорах, але в два паралельних ланцюга.

Таблиця 2.7 - Розрахунок капітальних вкладень на спорудження лінії із залізобетонними опорами

Варіант розрахунку	Марка проводу	Довжина ділянки, lл, км	Кількість ланцюгів на ділянці, n	Вартість спорудження ланцюга повітряної лінії, Клп, т.грн/км, (табл.А.13)	Капітальні вкладення на спорудження ділянки лінії, Кл, т.грн
1	АС-120/19	12	2	58,5	1686,75
2	АС-150/24	12	2	71,5	876,75

Капітальні вкладення на устаткування визначаються:

де - капіталовкладення на установку трансформаторів, тис. грн;

- капіталовкладення на установку вимикачів, тис. грн;

- постійна частина витрат, тис. грн;

- капіталовкладення на установку додаткового устаткування на електростанціях на компенсацію втрат енергії в електричних мережах, тис. грн. Капіталовкладення на установку трансформаторів визначаються:

,

де - розрахункова вартість трансформатора на підстанції (включає також затрати на ошиновку, шинопроводи, блискавкозахист, заземлення, контрольні кабелі, релейний захист, будівельні конструкції, і будівельно-монтажні роботи), приведена у додатку табл. А.4, А.5.;

- кількість трансформаторів на підстанції, прийнята =2.

Вартість трансформаторів приводиться в табл. 2.8.

Таблиця 2.8 Капіталовкладення на установку трансформаторів

Варіант розрахунку	Трансформатор, (табл. 2.1,2.4)	Номінальна потужність, Sн, МВА (табл. 2.1, 2.4)	Середня номінальна напруга, кВ	Розрахункова вартість трансформатора, тис.грн	Кількість трансформаторів на підстанції, nтр	Капіталовкладення на установку трансформаторів Ктр, тис.грн
1	ТДН-10000/110	10	115/11	270	2	540
1	ТМН-10000/35	10	35/10,5	209	2	509

Примітка. Буква Р - наявність розщепленої вторинної обмотки.

Капіталовкладення на установку вимикачів, , тис. грн. визначається

,

де - орієнтована вартість одного вимикача по табл. А.14;

- кількість вимикачів, рис. 2.2.

для =110 кВ =48•2=96 тис. грн;

для =35 кВ =8,5•2= 17тис. грн.

Постійна частина витрат для однієї підстанції приведена у додатку А (табл. А.15). Приведені показники враховують повну розрахункову вартість підготовки і упорядкування території, обладнання власних потреб, акумуляторної батареї, компресорної, під'їзних і внутрішніх доріг, засобів зв'язку і телемеханіки, маслогосподарства, водопроводу, каналізації, зовнішнього освітлення і інших загальних елементів підстанції. Беремо з табл. А.15 для схеми підстанції на стороні ВН - ” Без вимикачів ”

Варіант №1, 110 кВ, = 1050 тис. грн.

Варіант №1, 35 кВ, = 350 тис. грн.

Капіталовкладення на установку додаткового устаткування на електростанціях для компенсації втрат енергії в електричних мережах, , тис.грн, це є складова капітальних вкладень, що дозволяє зрівняти розглянуті варіанти електропостачання по основному виробничому ефекту (ОВЕ). Складова , пропорційна сумарним втратам потужності в мережі :

,

де - питома вартість 1 кВт устаткування теплових електростанцій, рівна 0,15 - 0,18 тис. у.о. Приймаємо 0,75 тис. грн.

Сумарні втрати потужності в мережі

де - втрати потужності в лінії, кВт;

- сумарні втрати потужності в трансформаторах ГЗП, кВт.

Розрахунок складової капіталовкладень приводиться в табл. 2.9.

Таблиця 2.9 - Розрахунок складової

Варіант розрахунку	Втрати потужності в лінії, , кВт,	Сумарні втрати потужності в трансформаторах ГЗП, , МВт (із табл.2.2; 2.5)	Сумарні втрати потужності в ділянках мережі, , МВт	Складова капіталовкладень , тис. грн
1	10	68,37	78,37	58,7
2	197,5	72,73	270,23	202

Капітальні вкладення на устаткування визначаються у табл.2.10.

Таблиця 2.10 - Капітальні вкладення на устаткування визначаються

Варіант розрахунку	Капіталовкладення на установку трансформаторів Ктр, тис.грн	Капіталовкладення на установку вимикачів, Кв, тис.грн	Постійна частина витрат на устаткування усіх підстанцій, , тис.грн	Складова капіталовкладень , тис.грн	Капітальні вкладення на устаткування, Куст, тис.грн
1	540	96	1050	58,7	1744,7
2	509	17	350	202	1078

2.3.2 Розрахунок щорічних витрат

Щорічні витрати при експлуатації мережі складаються з експлуатаційних витрат на лінії електропередач , обладнання підстанцій і витрат , зв'язаних з покриттям втрат електроенергії:

.

Щорічні витрати на експлуатацію ліній і обладнання підстанцій містять у собі амортизаційні відрахування, призначені для реновації (повної заміни обладнання) основних фондів після їхнього зносу, а також витрати на обслуговування лінії (капітальний і поточний ремонти елементів лінії, профілактичні іспити, загальносітьові затрати). Вони визначаються по нормах відрахувань від капітальних вкладень на відповідний вид експлуатації. Загальні норми відрахувань приводяться в [3] і складають: = 5%, = 15%.

Щорічні затрати на ЛЕП розраховуються :

,

де Кл - капітальні вкладення на спорудження ліній мережі, тис. грн.

Щорічні затрати на устаткування розраховуються:

,

де Куст - капітальні вкладення на устаткування, тис.грн (табл.).

Щорічні постійні затрати визначаються:

і приведені у табл. 2.11.

Таблиця 2.11 Розрахунок постійних витрат

Варіант розрахунку	Капітальні вкладення на спорудження ліній мережі, Кл, тис.грн (табл.2,7)	Норми відрахувань від капітальних вкладень на експлуатацію ліній, рл, %	Щорічні затрати на ЛЕП, Зл, тис.грн/рік (2,25 формула)	Капітальні вкладення на устаткування, Куст, тис.грн (табл.2,10)	Норми відрахувань від капітальних вкладень на експлуатацію устаткування, руст, %	Щорічні затрати на устаткування, Зуст, тис.грн/рік (2,26)	Щорічні постійні затрати, Зпост, тис.грн/рік (2,27)
1	1686,75	5	84,34	1744,7	15	261,7	346,04
2	576,75	5	28,8	1078	15	161,7	190,5

Щорічні витрати, що пов'язані з покриттям втрат електроенергії (перемінні затрати) (тис.грн), визначаються:

де - середній тариф на електроенергію, (грн/кВт);

сумарні втрати електроенергії в мережі кВт/рік).

Тариф на електроенергію приводиться в поточних постановах Національного комітету з регулювання електроенергетики (НКРЕ) для споживачів у мережі до 35 кВ і 35 кВ і вище в залежності від споживаної потужності.

Тариф на електроенергію: =0,15 грн/кВт.

Розрахунок перемінних витрат приводиться в табл. 2.12.

Таблиця 2.12 Розрахунок перемінних витрат

Варіант розрахунку	Втрати електроенергії в лінії, , кВт/рік	Втрати електроенергії в трансформаторі, , кВт/рік	Сум. втрати електроенергії в мережі, , кВт/рік	Тариф на електроенергію, , грн/кВт	Затрати, що пов'язані з покриттям втрат ел.енергії (змінні затрати) (тис.грн),
1	27420	354960	382380	0,15	57,357
2	541545	373575	915120	0,15	1373,268

2.3.3 Розрахунок приведених витрат

Критерієм остаточного вибору варіанта електропостачання споживачів є критерій мінімуму приведених витрат:

=

де Ен - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень. З урахуванням проведеної політики оподатковування приймається рівним 0,3 1/рік;



- капіталовкладення по розглянутому варіанту мережі, тис. грн;

- щорічні експлуатаційні витрати по даному варіанту мережі, тис. грн./рік;

- капітальні вкладення на спорудження ліній мережі, тис.грн (табл. 2.9);

- капітальні вкладення на устаткування, тис.грн (табл. 2.10);

- щорічні постійні витрати, тис. грн/рік (табл. 2.11);

- щорічні витрати, що пов'язані з покриттям втрат електроенергії (перемінні затрати), тис. грн, (табл. 2.12).

Для варіанту №1

=0,3(1686,75 +1744,7)+(346,04+57,357)=1432,832 тис. грн.

Для варіанту №2

=0,3(576,75+1078 )+(190,5+1373,268)=2060,193тис. грн.

Для подальшого розрахунку вибирається варіант № 1

3. ВИБІР СХЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЗАВОДУ

Схеми електропостачання заводів будуються за ступінчастим принципом. Число ступенів розподілу електроенергії на підприємстві визначається споживаними потужностями і топологічним розташуванням електричних навантажень на території підприємства. Число ступенів розподілу повинне бути не більше 2-3. При більшому числі ступенів знижується надійність схем і вони стають неекономічними.

На невеликих і середніх підприємствах, а також на другій і подальших ступенях електропостачання крупних підприємств електроенергія розподіляється на напрузі 10 кВ в основному по кабельних лініях. Застосування напруги 6 кВ є неперспективним і застосовується тільки при великій кількості двигунів потужністю від 200 до 800 кВт (хімія, нафтохімія).

Застосовуються дві основні схеми розподілу електроенергії - радіальна і магістральна залежно від числа і взаємного розташування цехових підстанцій або інших електроспоживачів по відношенню до живлячого їх пункту. При виконанні обидві схеми забезпечують необхідну надійність електропостачання електроспоживачів будь-якої категорії.

Радіальні схеми застосовуються в тих випадках, коли навантаження

розосереджені від центру живлення, а також для живлення РП і високовольтних споживачів.

Магістральні схеми слід застосовувати при розподілених навантаженнях і такому взаємному розташуванні підстанцій, коли лінії від джерела живлення до споживачів електроенергії можуть бути прокладені без значних зворотних напрямів. Магістральні схеми мають наступні переваги:

дозволяють краще завантажити кабелі;

дозволяють заощадити число шаф КРП або КСО на живлячому пункті;

дозволяють легше здійснити резервування цехових підстанцій.

До недоліків магістральних схем відносяться: ускладнення схем комутації цехових підстанцій (їх доводиться підключати через вимикач навантаження).

Число цехових трансформаторів, що приєднуються до однієї магістралі, залежить від їх потужності і від відповідальності живлених споживачів. Допускається 2-3 при потужності трансформаторів 1000-2500 кВА і 4-5 при потужності 250-630 кВА.

При великому числі споживачів застосовується змішана схема їх живлення, тобто частина споживачів живиться по радіальній схемі (РП, високовольтні споживачі), а частина по магістральній схемі.

Приклади виконання радіальних і магістральних схем приведені на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Схеми розподілу електроенергії

а - радіальна; б - магістральна

Аналізуючи величини і розміщення електричних навантажень цехів по території заводу і враховуючи категорії споживачів по ступеню безперебійності живлення, вибираємо для системи внутрішнього електропостачання радіально-магістральну схему з резервуванням. Розподільні пристрої цехів, що мають споживачів вище 1000 В, живляться по радіально-магістральній схемі з резервуванням від шин ГЗП. Розподільна мережа вище 1000 В по території заводу виконується кабельними лініями, прокладеними в траншеях. Схему розподілення електропостачання виконуємо на кресленні формату А1 „Ситуаційний план підприємства”, де також наносимо картограми електричних навантажень.

4. ТЕХНІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ВНУТРІШНЬОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

4.1 Вибір перерізу кабельних ліній

Проведемо вибір перерізу кабельних ліній на прикладі лінії ГЗП - ТП 1, яка згідно прийнятої схеми розподілу електроенергії живеться по радіальній схемі з резервуванням від шин ГЗП рис 4.1, та лінії ГЗП - ТП 2 -ТП 3, яка згідно прийнятої схеми розподілу електроенергії живеться по магістральній схемі з резервуванням від шин ГЗП.

Робочий струм лінії ГЗП - ТП1 дорівнює споживаному струму цеху№1 = , А: