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 (Sс, Хс);
4. розрахункова потужність проектованого підприємства
, кВА (4.1)
де Рмакс - розрахункова активна потужність підприємства, кВт (сума із графи 13, таблиця 2.2);
Qмакс - розрахункова реактивна потужність підприємства, кВАр (сума з графи 14, таблиця 2.2);
Qк.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 Рмах - 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=рнК∑+Сріч , тис.грн., (4.3)
де К∑ - одноразові капітальні вкладення по розглянутому варіанті, тис.грн.;
рн = 0,125 - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;
Сріч - щорічні поточні витрати виробництва при нормальній експлуатації визначаються за діючими нормативами за формулою:
Сріч = Спр + Са + Св = рпрК∑ + раК∑ + Св,тис.грн., (4.4)
де рпр - коефіцієнт відрахувань на поточний ремонт і обслуговування, % (з [3] таблиця 56.1, [5] таблиця 6.32, [13] таблиця 10.2);
ра - коефіцієнт відрахувань на амортизацію, % (з [2] таблиця 4.1; [3] таблиця 56.1; [5] таблиця 6.32);
Св - вартість втрат, тис.грн.
К∑ = Ку + Кт + Кл,тис.грн., (4.5)
де Ку - вартість вимикачів, роз'єднувачів, відокремлювачів, короткозамикачів та іншого устаткування, тис.грн.;
Кт - вартість трансформаторів, тис.грн.;
Кл - вартість ПЛ, тис.грн.
При визначенні вартості устаткування, трансформаторів, повітряних ліній варто користуватися довідковою літературою [3,5,4].
Св = 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 ΔРном , - 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 іх.х - струм холостого ходу трансформатора, % (з паспортних даних трансформатора); [3] таблиця 27.6, [10], [13], [1] таблиця П 1.1.
Sном.т - номінальна потужність трансформатора, кВА;
реактивні втрати короткого замикання:
, кВАр, (4.9)
де uк – 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 кек - коефіцієнт втрат, названий також економічним еквівалентом реактивної потужності, кВт/кВАр - приймається в залежності від системи електропостачання і соs φ кек;
cos φ ––– кек
0,75 0,08
0,8 0,07
0,9 0,06
ΔPм - втрати в міді (короткого замикання) трансформатора, кВт (з паспортних даних трансформатора); [3] таблиця 27.6, [1], [5], [6], [13]
ΔQк.з - значення з формули (4.9), кВАр;
наведені втрати активної потужності холостого ходу:
, кВт, (4.11)
де ΔРх..х - втрати в сталі (холостого ходу) трансформатора, кВт (з паспортних даних трансформатора); [3] таблиця 27.6, [1], [5], [6], [13]
ΔQх.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:
Са=ра.уКу+ра.тКт+ра.лКл, тис.грн., (4.13)
де ра.у, ра.т, ра.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
Спр=рпр.уКу+рпр.тКт+рпр.лКл, тис.грн., (4.14)
де рпр.у, рпр.т, ртр.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 ЗІ - сумарні витрати варіанту з більшою напругою, тис.грн.;
ЗП - 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.