Определение категории приемников и потребителей электроэнергии по бесперебойности электроснабжения

 

 

1.7. Выбор сечения  питающей линии и распределительных  сетей

1.7.1 Расчет  потерь цеховых трансформаторных  подстанций (ЦТП)

Потери в ЦТП определяются активными потерями, состоящими из потерь холостого хода (ХХ) и короткого замыкания (КЗ), и реактивными потерями, состоящих из реактивных потерь ХХ и КЗ.

Активные и реактивные потери в ЦТП определяются по формулам:

где - коэффициент загрузки; - ток ХХ в процентах; - напряжение КЗ в процентах, которые определяются по [3]. Покажем пример расчета потерь для ТП-1, установленного в ремонтно-механическом цехе цехе:

Активная и реактивная мощности с учетом потерь в ЦТП:

Полная мощность с учетом потерь в ЦТП:

 

Все данные расчета сведены в таблице 6.

 

 

 

Таблица 6

 

Потери мощности в трансформаторных подстанциях

№	ТП	Тип трансф-ра	Sном.т	Кол.	∆Pхх	∆Pкз	Iхх, %	Uкз,%	Кз	Кз²	∆P	∆Q	Рр, кВт	Qр, кВар	P'p	Q'p	S'p
1	ТП-1	ТМ	1600	1	0,45	2,6	1,9	4,5	0,43	0,18	0,91	4,33	138,35	106,68	1400,17	1150,34	1811,39
2	ТП-2	ТМ	1000	2	0,83	5,5	1,8	4,5	0,65	0,42	3,14	4,76	218,54	270,27	221,68	272,03	350,9
3	ТП-3	ТМ	1000	2	0,32	1,9	2,2	4,5	0,43	0,18	0,66	3,01	43,25	19,52	43,91	22,53	49,3
4	ТП-4	ТМ	1600	1	0,45	2,6	1,9	4,5	0,43	0,18	0,91	4,33	138,35	106,68	1400,17	1150,34	1811,39

 

 

 

 

 

1.7.2. Выбор  сечения проводов питающей линии

 

Сечение питающей воздушной линии определяется значениями длительно допустимого тока в нормальном и аварийном режимах:

принимаем минимальное допустимое сечение по нагреву Sн = 100мм2.

Определим потери напряжения в жилах проводов воздушной линии в нормальном и аварийном режимах:

где = 7,2 км – длина линий на 1 % потери напряжения при полной нагрузке [2] (П4.2); = 5%; Iдоп –  допустимый длительный ток для неизолированных проводов марки АС [2].

Расстояние от подстанции энергосистемы до комплекса составляет 4,8 км, поэтому выбранное сечение кабеля проходит по условию допустимой длины по потерям напряжения.

Проверяем по экономической плотности тока:

где jэ – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм (определяется по [3], табл. 1.3.36). Поскольку выбранное нами сечение питающей линии не проходит проверку по экономической плотности тока, то найденное сечение увеличивается до ближайшего стандартного. Таким образом, принимаем провод марки СИП-25 (табл. 3.9.62 [3])

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 7

Выбор сечений линий схемы электроснабжения

 

№	Назнач.		Pp,	Qp,	Sp,	cosφ	sinφ	Iр.н.,	Iр.ав.,	Кол-во линий		S, мм2	r0, Ом/км	x0,		Длина линии, км	∆U, В	Sэ,	Марка и
линии			кВт	кВар	кВа			А	А					Ом/км				мм2	сечение
																			провода
10 кВ
Л1	ГРП-ТП1	140,17		115,34	181,39	0,8	0,74	10,47	5,33		1	2,5	2,15	0,55	0,08		3,16	9,52	СИП-25
Л2	ГРП-ТП2	221,68		272,03	350,9	0,9	0,46	9,60	9,60		2	2,5	2,15	0,55	0,2		15,36	18,42	СИП-25
Л3	ГРП-ТП3	43,9		22,53	149,3	0,8	0,74	2,85	2,85		2	2,5	2,15	0,55	0,409		4,29	2,59	СИП-25
Л4	ГРП-ТП4	1234		115,34	181,39	0,8	0,74	10,47	5,33		1	2,5	2,15	0,55	0,08		3,16	9,52	СИП-25
0,4 кВ
Л6	ТП1-РП11	14,70		2,70	14,90	0,79	0,75	21,51	21,51		1	4	1,27	0,319	0,009		0,417	19,55	СИП-25
Л7	ТП1-РП10	14,70		2,70	14,90	0,79	0,75	21,51	21,51		1	4	1,27	0,319	0,044		2,037	19,55	СИП-25
Л8	ТП1-РП9	51,31		51,15	72,40	0,75	0,87	104,50	104,50		1	35	0,63	0,297	0,134		17,727	95,00	СИП-95
Л9	ТП1-РП8	15,55		3,88	16,02	0,79	0,75	23,12	23,12		1	4	1,27	0,319	0,133		6,619	21,02	СИП-25
Л10	ТП1-РП11	2,15		1,61	2,69	0,84	0,63	3,88	3,88		1	2,5	2,15	0,55	0,222		3,214	3,53	СИП-16
Л11	ТП1-РП1	4,41		4,34	6,18	9,85	0,6	8,92	8,92		1	2,5	2,15	0,55	0,195		64,797	8,11	СИП-16
Л12	ТП1-РП11	16,69		15,55	22,80	0,9	0,46	32,91	32,91		1	6	0,91	0,319	0,042		2,312	29,92	СИП-35
Л13	ТП2-РП6	4,41		3,30	5,50	0,8	0,74	7,94	7,94		1	2,5	2,15	0,55	0,078		2,281	7,22	СИП-16
Л14	ТП2-РП5	4,80		7,55	8,90	0,6	0,8	12,85	12,85		1	2,5	1,27	0,319	0,181		4,097	11,68	СИП-25
Л15	ТП2-РП2	4,80		7,55	8,90	0,6	0,8	12,85	12,85		1	2,5	1,27	0,319	0,168		3,802	11,68	СИП-25
Л16	ТП2-РП7	4,80		7,55	8,90	0,6	0,8	12,85	12,85		1	2,5	1,27	0,319	0,201		4,549	11,68	СИП-25
Л17	ТП2-РП4	29,04		22,50	36,73	0,8	0,74	53,02	53,02		1	10	1,96	0,333	0,233		38,820	48,20	СИП-50
Л18	ТП2-РП4
Л19	ТП4-РП22
Л20	ТП4-РП15	14,70		2,70	14,90	0,79	0,75	21,51	21,51		1	4	1,27	0,319	0,009		0,417	19,55	СИП-25
Л21	ТП4-РП13	14,70		2,70	14,90	0,79	0,75	21,51	21,51		1	4	1,27	0,319	0,044		2,037	19,55	СИП-25
Л22	ТП3-РП16	51,31		51,15	72,40	0,75	0,87	104,50	104,50		1	35	0,63	0,297	0,134		17,727	95,00	СИП-95
Л23	ТП3-РП17	15,55		3,88	16,02	0,79	0,75	23,12	23,12		1	4	1,27	0,319	0,133		6,619	21,02	СИП-25
Л24	ТП3-РП18	2,15		1,61	2,69	0,84	0,63	3,88	3,88		1	2,5	2,15	0,55	0,222		3,214	3,53	СИП-16
Л25	ТП3-РП19	14,70		2,70	14,90	0,79	0,75	21,51	21,51		1	4	1,27	0,319	0,009		0,417	19,55	СИП-25
Л26	ТП3-РП20	14,70		2,70	14,90	0,79	0,75	21,51	21,51		1	4	1,27	0,319	0,044		2,037	19,55	СИП-25
Л28	ТП3-РП21	51,31		51,15	72,40	0,75	0,87	104,50	104,50		1	35	0,63	0,297	0,134		17,727	95,00	СИП-95

 

 

1.8. Технико-экономические  показатели схемы  
электроснабжения

 

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. 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.

1.8.1. Технико-экономический  расчет воздушных линий

Технико-экономический расчет воздушной линии покажем на примере

расчета кабельной линии Л-1,  длиной 0,082 км марки СИП-25, стоимость 1 км провода составляет 46,87 тыс. руб, расход металла на 1 км q = 0,27 т/км [определено по электронным источникам].

Стоимость кабельной линии:

Полная масса металла:

Определение эксплуатационных расходов на воздушную линию.

Коэффициент загрузки кабельной линии:

Потери в проводе при полной нагрузке: (определяются по [2], табл. П4.5).

Действительные потери мощности:

Потери электроэнергии в линии:

где Тг  = 8000 ч – число часов работы комбината в год.

Стоимость потерь электроэнергии:

где С0 = 3,5 руб/кВт·ч – стоимость электроэнергии.

Амортизационные отчисления на кабельную линию:

где jл – коэффициент амортизационных отчислений в год, jл = 6 %.

Результаты остальных расчетов сведем в табл. 1.8.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Назнач.	Марка и сечение провода	Длина, км	Стоимость 1 км линии, тыс. руб.	Кол-во кабелей	Кл, тыс.р.	q, т/км	G, т	Кз	Кз²	S'p, кВа	∆Pн, кВт/км	∆P, кВт	∆Э, кВт×ч	Спл, тыс.р.	Сал, тыс.р.
ЦРП-ТП1	СИП-25	0,08	119,10	2	4,18	0,38	0,030	0,081	0,006	181,39	73	0,131	1112,55	3,794	0,251
ЦРП-ТП2	СИП-25	0,2	119,10	1	10,46	0,38	0,076	0,091	0,008	350,9	73	0,134	1792,21	6,111	0,628
ЦРП-ТП3	СИП-25	0,409	119,10	1	21,39	0,38	0,155	0,022	0,000	49,3	73	0,024	210,73	0,719	1,284
ТП1-РП1	СИП-25	0,009	120,3	1	0,47	0,38	0,003	0,911	0,830	66,29	88	0,022	7472,88	25,483	0,028
ТП1-РП2	СИП-25	0,044	120,3	1	2,30	0,38	0,017	0,063	0,004	255,63	88	0,106	259,23	0,884	0,138
ТП1-РП3	СИП-100	0,134	125,6	1	12,96	0,67	0,090	0,205	0,042	5,91	134	2,179	5623,50	19,176	0,778
ТП2-РП4	СИП-25	0,133	12,3	1	6,96	0,38	0,051	0,995	0,990	49,16	88	0,370	131736,35	449,221	0,417
ТП2-РП5	СИП-16	0,222	119,1	1	10,21	0,27	0,060	0,220	0,048	3,94	73	0,024	10763,41	36,703	0,613
ТП2-РП6	СИП-16	0,195	119,1	1	8,97	0,27	0,053	0,037	0,001	9,36	73	0,113	266,27	0,908	0,538
ТП2-РП7	СИП-35	0,042	123,9	1	2,44	0,42	0,018	0,085	0,007	3,24	113	0,201	303,11	1,034	0,146
ТП2-РП8	СИП-16	0,078	119,1	1	3,59	0,27	0,021	0,313	0,098	66,91	73	0,036	7662,52	26,129	0,215
РП9-РП9	СИП-25	0,181	120,3	1	9,47	0,38	0,069	0,041	0,002	145,01	88	0,156	357,71	1,220	0,568
ТП2-РП10	СИП-25	0,168	120,3	1	8,79	0,38	0,064	0,122	0,015	6,80	88	0,144	2516,15	8,580	0,527
ТП3-РП11	СИП-25	0,201	120,3	1	10,51	0,38	0,076	0,099	0,010	79,18	88	0,173	2105,28	7,179	0,631
ТП3-РП12	СИП-50	0,233	138,5	1	17,61	75,6	17,615	0,122	0,015	5,53	122	2,101	3489,66	11,900	1,057

                                                                                                                                                                                  Таблица 8

ТЭР  воздушных линий

 

 

1.8.2. Технико-экономический  расчет трансформаторных  
подстанций

Для примера определим технико-экономические показатели трансформаторов, установленных в родильном отделении. На ТП-1 установлены два трансформатора типа: ТМ 10/0,4 мощностью 1600 кВа.

Технические параметры трансформатора:

=1,9%; = 4,5%; = 0,45 кВт; = 2,6 кВт [3], табл. 3.4.14.

Стоимость одного трансформатора Котп = 100 тыс. руб. Тогда полная стоимость цеховой ТП будет равна:

Определим приведенные потери в трансформаторе:

Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе:

Стоимость потерь в трансформаторе:

Стоимость амортизационных отчислений:

Данные остальных расчётов сведем в табл. 1.9 

                                                                                                                                                                                   Таблица 9

ТЭР трансформаторных подстанций

№ п/п	ТП	Кол.	Стоим., тыс.руб.	ΔQхх, кВар	ΔР’хх, кВт	ΔQкз, кВар	ΔР’кз, кВт	ΔР’т, кВт	Этп, кВт×ч/год	Спт, тыс. руб.	Сатп, тыс. руб.	Ктп, тыс. руб.
1	ТП-1	1	100	3,04	0,602	7,2	2,96	2,20	17600	61,91	24	200
2	ТП-2	2	187	7,2	1,26	18	6,4	3,116	24928	85	11,22	187
3	ТП-3	2	80	2,2	0,43	4,5	2,12	0,81	6500	22,16	4,8	80
4	ТП-4	1	100	3,04	0,602	7,2	2,96	2,20	17600	61,91	24	200

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.8.3. Технико-экономический  расчет высоковольтных  
выключателей

 

Произведем ТЭР высоковольтных выключателей на примере линии Л-1 ЦРП-ТП1. На линии установлено два электромагнитных выключателя марки ВЭ, стоимость выключателя составляет 50 тыс. руб.

Капитальные вложения на установку выключателя составят:

где К1 – стоимость выключателя; n – количество выключателей.

Эксплуатационные расходы на выключатель составят:

где – коэффициент амортизационных отчислений, jа.эл = 10 %  в год.

Результаты расчета сведем в табл. 1.10.

 

Таблица 1.10

ТЭР высоковольтных выключателей

Назначение	Кол.	Стоим., тыс.руб.	Тип	Кэа, тыс.руб.	Сэа, тыс.руб.
ГПП-ТП1	1	50,00	ВЭ	50,00	10,00
ГПП-ТП2	2	50,00	ВЭ	100,00	5,00
ГПП-ТП3	2	50,00	ВЭ	100,00	5,00
ГПП-ТП4	1	50.00	ВЭ	50,00	10,00
Сумма				300,00	30,00

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Литература

1. Г.И. Янукович Расчет линий электропередачи сельскохозяйственного назначения Методические указания к курсовому и дипломному проектам. Мн.: БГАТУ, 2002 г.

2. И.А. Будзко, Н.М. Зуль Электроснабжение сельского хозяйства М.:Агропромиздат, 2010г.

3. И.Л.Каганов Курсовое и дипломное проектирование, М.:Агропромиздат, 1990г.