ТЕХНІКО – ЕКОНОМІЧНИЙ ВИБІР СХЕМ ЗОВНЬОШНЬОГО ЕЛЕКТРОПОСТОЧАННЯ ПІДПРИЄМСТВА.

Для розрахунків, що виконуються, у цій главі курсового проекту, вихідними даними є:

1. характеристика споживачів по безперебійності електропостачання;

2. відстань від споживача до джерела живлення l (км);

3. параметри джерела живлення (S_с, Х_с);

4. розрахункова потужність проектованого підприємства

, кВА (4.1)

де Р_макс - розрахункова активна потужність підприємства, кВт (сума із графи 13, таблиця 2.2);

Q_макс - розрахункова реактивна потужність підприємства, кВАр (сума з графи 14, таблиця 2.2);

Q_к.у – сумарна потужність пристрою, що компенсує, кВАр.

Під схемою зовнішнього електропостачання розуміється система передавальних і приймальних пристроїв, призначена для передачі електричної енергії від джерела живлення до приймального пункту підприємства. Вибір номінальних напруг елементів електричної мережі є техніко-економічною задачею і повинне здійснюватися разом з вибором схеми електропостачання на основі розгляду можливих варіантів.

При проектуванні для визначення напруги лінії електропередачі можна скористатися формулою Стилла [3] стор. 249.

, кВ (4.2)

де Р_мах - потужність одного кола передачі, кВт (таблиця 2.2, графа 13);

l - довжина ПЛ, км (із завдання на курсове проектування).

Ця формула застосовується при невеликій довжині (до 250 км) і переданій потужності до 60 мВт. Число кіл визначається необхідною надійністю електропостачання. Живлення електроенергією підприємств і їхніх окремих об'єктів з електричними приймачами І категорії варто здійснювати не менш, ніж по двох колах повітряних ліній електричних передач. Допускається живлення по двоколовій лінії на одній опорі, якщо на підприємстві немає таких електричних приймачів, раптові перерви в живленні яких загрожують життю людей, вибухами і руйнуваннями основного технологічного устаткування. Необхідно відзначити, що визначати категорії треба по конкретних електричних приймачах, а не по цехах у цілому.

Критерієм економічності схеми електропостачання є мінімум приведених витрат:

З=р_нК_∑+С_{річ ,} тис.грн., (4.3)

де К_∑ - одноразові капітальні вкладення по розглянутому варіанті, тис.грн.;

р_н = 0,125 - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

С_річ - щорічні поточні витрати виробництва при нормальній експлуатації визначаються за діючими нормативами за формулою:

С_річ = С_пр + С_а + С_в = р_прК_∑ + р_аК_∑ + С_в,тис.грн., (4.4)

де р_пр - коефіцієнт відрахувань на поточний ремонт і обслуговування, % (з [3] таблиця 56.1, [5] таблиця 6.32, [13] таблиця 10.2);

р_а - коефіцієнт відрахувань на амортизацію, % (з [2] таблиця 4.1; [3] таблиця 56.1; [5] таблиця 6.32);

С_в - вартість втрат, тис.грн.

К_∑ = К_у + К_т + К_л,тис.грн., (4.5)

де К_у - вартість вимикачів, роз'єднувачів, відокремлювачів, короткозамикачів та іншого устаткування, тис.грн.;

К_т - вартість трансформаторів, тис.грн.;

К_л - вартість ПЛ, тис.грн.

При визначенні вартості устаткування, трансформаторів, повітряних ліній варто користуватися довідковою літературою [3,5,4].

С_в = СΔРТ , тис.грн., (4.6)

де С - вартість електроенергії по тарифу, к./кВт годин - задано в завданні на курсове проектування;

ΔР - сумарні втрати потужності в лініях і трансформаторах, кВт;

Т - тривалість роботи підприємства в році, годин [1] таблиця 2.9, [3] таблиця 24.17 ÷ 24.30.

Втрати в лінії:

, кВт (4.7)

де ΔР_ном , - питомі втрати при номінальному завантаженні лінії, кВт/км, [3] таблиці 4.3 ÷ 4.10 і рисунок Г.1 ÷ Г.4 додаток Г, при соs φ = 0,9; при іншому соs φ значення втрат множать на 0,81/соs²φ;

- коефіцієнт завантаження лінії струмом;

l - довжина лінії, км.

Попередньо вибирається кількість і тип трансформаторів, установлюваних на ГЗП, за методикою, викладеною в розділі 5 дійсних методичних рекомендацій.

Втрати в трансформаторах:

реактивні втрати холостого ходу:

,кВАр, (4.8)

де і_х.х - струм холостого ходу трансформатора, % (з паспортних даних трансформатора); [3] таблиця 27.6, [10], [13], [1] таблиця П 1.1.

S_ном.т - номінальна потужність трансформатора, кВА;

реактивні втрати короткого замикання:

, кВАр, (4.9)

де u_к – напруга короткого замикання трансформатора, % (з паспортних даних трансформатора); [3] таблиця 27.6, [5] таблиця 6.47; 6.48; [1] таблиця П 1.3.

Наведені втрати активної потужності в міді трансформатора (втрати короткого замикання):

, кВт, (4.10)

де к_ек - коефіцієнт втрат, названий також економічним еквівалентом реактивної потужності, кВт/кВАр - приймається в залежності від системи електропостачання і соs φ к_ек;

cos φ ––– к_ек

0,75 0,08

0,8 0,07

0,9 0,06

ΔP_м - втрати в міді (короткого замикання) трансформатора, кВт (з паспортних даних трансформатора); [3] таблиця 27.6, [1], [5], [6], [13]

ΔQ_к.з - значення з формули (4.9), кВАр;

наведені втрати активної потужності холостого ходу:

, кВт, (4.11)

де ΔР_х..х - втрати в сталі (холостого ходу) трансформатора, кВт (з паспортних даних трансформатора); [3] таблиця 27.6, [1], [5], [6], [13]

ΔQ_х.х - значення з формули (4.8), кВАр.

Повні наведені втрати в трансформаторах:

, кВт, (4.12)

де n - кількість трансформаторів;

- коефіцієнт завантаження трансформатора.

Вартість амортизаційних відрахувань:

С_а=р_а.уК_у+р_а.тК_т+р_а.лК_л, тис.грн., (4.13)

де р_а.у, р_а.т, р_а.л - коефіцієнти відрахувань на амортизацію устаткування, трансформаторів і повітряних ліній, % [4] таблиця 4.1, [2] таблиця 4.1, [5], таблиця 6.32, [6].

Вартість відрахувань на поточний ремонт і обслуговування:

С

С_пр=р_пр.уК_у+р_пр.тК_т+р_пр.лК_л, тис.грн., (4.14)

де р_пр.у, р_пр.т, р_тр.л - коефіцієнти відрахувань на поточний ремонт і обслуговування устаткування, трансформаторів і ліній електропередач, % [5] таблиця 6.32, [4] таблиця 4.1, [2] таблиця 4.1, [6].

Техніко-економічний розрахунок у такій послідовності проводиться для кожного обраного для порівняння варіанту, розрахункові дані заносяться в таблицю 4.1.

Таблиця 4.1 – Техніко економічний разрахунок варіантів.

Варіант електропостачання	Капітальні витрати К∑, тис.грн.	Експлуатаційні витрати С, тис. грн.	Сумарні втрати 3, тис. грн.	Втрати електроенергії, тис. кВт*годин
Варіант 1
Варіант 2

З намічених варіантів вибирається найбільш раціональний у технічному й економічному відношенні. Перевагу варто віддавати варіанту з великою напругою, якщо його сумарні витрати не перевищують 25 % від сумарних витрат варіанту з меншою напругою:

3'(%) = (4.15)

де З_І - сумарні витрати варіанту з більшою напругою, тис.грн.;

З_П - сумарні витрати варіанту з меншою напругою, тис.грн.

Для техніко-економічного порівняння вибираються наступні варіанти:,

1. При значенні напруги, визначеної за формулою (4.2), наприклад, 56 кВ намічаються два варіанти з однаковою схемою електропостачання, на різних напругах, рисунок 4.1.

35 – 220 кВ

Q1

QS1

QS2

QR1 QN1

T1

Q2

6 – 10 кВ

Рис. 4.1 – Схема зовнішнього електропостачання підприємства

Варіант І: U = 35 кВ;

Варіант ІІ: U = 110 кВ.

У даній схемі на районній підстанції установлений вимикач Q1;

На ГЗП підприємства встановлене таке електроустаткування: QS1 - роз'єднувач, QR1 - відокремлювач, QN1- короткозамикач, Т1 - силовий знижувальний трансформатор, Q2 - масляний вимикач.

Відключити лінію можна вимикачами Q1, Q2. Короткозамикач QN1 при пошкодженні на кінцях силового трансформатора Т1 подає імпульс на відключення вимикача Q1.

Такі схеми зовнішнього електропостачання застосовуються при напругах 35 – 220 кB.

2. При значенні напруги до 35 кВ порівнюються дві різні схеми на тій самій напрузі - 35 кВ рисунок 4.2 (а і б)

(а) (б)

Рисунок 4.2. – Схема електропостачання ГЗП з вимикачем (а) і без вимикача (б) на боці вищої напруги.

Головна знижувальна підстанція підприємства одержує живлення від районної підстанції по лінії електропередачі напругою 20 - 35 кВ. Лінія підключається до районної підстанції вимикачем. На ГЗП установлений знижувальний силовий трансформатор Т1.

Принципова різниця двох схем складається в установці електроустаткування на стороні вищої напруги трансформатора: може бути установлений вимикач (варіант І, рисунок 4.2, а) чи ЗРУ може складатися з роз'єднувача QS1, відокремлювача QR1 і короткозамикача QN1 (варіант II, рисунок 4.2, б). На сучасних підстанціях переважне застосування одержала друга схема через її простоту, надійність і невелику вартість.

До споживачів І і II категорії, для яких у схемі електропостачання намічені два кола, у техніко-економічному розрахунку береться одне. Електроустаткування, що входить до двох порівнюваних варіантів, у техніко-економічних розрахунках не враховується.