Расчет электрических нагрузок

Исходные данные
Введение
1. Расчёт электрических нагрузок
1.1. Расчёт электрических нагрузок цеха детальной проработки
1.2. Расчёт электрических нагрузок предприятия
1.3. Расчёт показателей графиков электрических нагрузок предприятия
1.4. Построение картограммы нагрузок предприятия
1.5. Расчёт рационального напряжения питающей сети предприятия
2. Выбор схемы внутризаводского и внешнего электроснабжения
2.1.  Выбор цеховых ТП
2.2. Выбор схемы внутреннего электроснабжения
2.3. Выбор схемы внешнего электроснабжения
    2.4. Выбор электрооборудования выше 1000 В
      2.4.1. Выбор коммутационной аппаратуры на ЦРП
            2.4.2. Выбор выключателей нагрузки и предохранителей на цеховые ТП
           3. Расчёт сети напряжением до 1000 В
             3.1. Выбор коммутационной аппаратуры и питающих кабелей для  
                  оборудования
            3.2. Выбор распределительных конструкций
              3.3. Выбор защитных автоматов и питающих кабелей распределительных 
                  шкафов и шинопроводов
            3.4. Расчёт токов короткого замыкания
            3.5. Расчёт токов короткого замыкания сети ВН
            3.6. Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38кВ
            3.7. Выбор оборудования с напряжением выше 1000 В
            3.8 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 10 кВ
            4. Охрана труда и техника безопасности
4.2. Правила техники безопасности
Заключение
Литература
1. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
1.1. Расчет электрических нагрузок цеха детальной обработки
    Расчет нагрузок цеха производится по методу упорядоченных диаграмм.
    Все ЭП цеха распределил по узлам. Узлов может быть сколько угодно, но не более чем электроприемников в цехе. В узел собираются ЭП, расположенные вблизи друг от друга – в линию, в одном помещении или просто рядом. Причем если ЭП расположены в линию то лучше запитать их посредством шинопровода, а если просто рядом, то лучше подключить их к силовому щиту (шкафу). Помимо силовых нагрузок в цехе могут располагаться вспомогательные нагрузки, такие как вентиляторы, тепловые завесы, обеспечивающие благоприятные условия труда. Запитка этих электроприёмников осуществляется от источников питания – узлов, к которым они ближе всего расположены.
       Узел1:1-25
       Узел2: 26-38
       Узел3:39-46
       В каждом узле выделяются группы однотипных потребителей, (в данном случае одинаковые станки). Значение среднего коэффициента использования Ки и коэффициента мощности cos? для электроприёмников (ЭП) в узлах цеха выбираются по табл. 2.3 [1]. Результаты расчетов занес в таблицу(1.1)
     Затем поочередно посчитал узлы от первого к последнему:(таб.1.1)
Pн (ПВ 100%)  – номинальная мощность отдельного ЭП, приведенная к продолжительности включения 100%, кВт;
ПВ– продолжительность включения данного крана, в относительных единицах;
n – количество ЭП в группе, узле, цехе;
Pн?– сумма активных мощностей ЭП в узле и цехе, кВт;
Kи. – коэффициент использования для отдельного ЭП
Kи. ср. – средний коэффициент использования для ЭП в узле и цехе
Pсм. – средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену
m – показатель силовой сборки, может быть только целы
nэ – эффективное число ЭП, может быть только целым
Kмакс – коэффициент максимума
Pр.– максимальная расчетная активная мощность ЭП в узле и цехе, кВт
Qр.– максимальная расчетная реактивная мощность ЭП в узле и цехе, кВАр кВт
Qсм. – средняя реактивная нагрузки за наиболее загруженную смену, кВАр
Sр. – максимальная расчетная полная мощность ЭП в узле и цехе, кВА 
Iр. –расчетный ток потребляемый группой ЭП в узле и цехе, А
       Таблица1.1
       Нагрузка цеха
     
    Узел 1
     Активная суммарная мощность однотипных ЭП:
     	Pн?=Pн?n=2+3+57,2+80+44+180+24+12=402,2 кВт	 (1.1)	
     Активная суммарная мощность однотипных ЭП для остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1
     Активная и реактивная средняя мощность за наиболее загруженную смену:
Pсм = Pн? ·Kи.ср=2·0,65=1,3 кВт                                                          (1.2)
Pсм? =?Рсм=1,3+0,42+8+11,2+6,16+63+1,44+7,8=99,33 кВт                                 (1.3)
Qсм = Pсм · tg?=1,33·0,75=0,975 кВАр                                                      (1.4)                                                
Qсм? =?Qсм=,975+0,56+10,68+14,94+8,217+73,71+2,851+5,85=117,8 кВАр                          (1.5)
     Активная  и реактивная средняя мощность для остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1
     Показатель силовой сборки для группы ЭП цеха:
,                                                                   (1.6)
где: Pн.max – номинальная мощность самого мощного ЭП в данной группе, кВт;
Pн.min– номинальная мощность наименее мощного ЭП в данной группе, кВт;
=30
     Показатель силовой сборки для группы ЭП для остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1
       Значение среднего коэффициента использования для группы ЭП:
,                                                                  (1.7)
где: – суммарная активная средняя мощность нагрузки за наиболее загруженную смену ЭП данной группы, кВт;
– суммарная активная нагрузка всех ЭП данной группы, кВт.

     Средний коэффициент использования  для остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1
     Далее нашел эффективное (приведённое) число ЭП для данной группы. В случае получения не целого числа nэ – оно округляется до целого в ближайшую сторону. Если же nэ получилось больше n, то nэ принимается равным n .
В расчете данного узла применялось 4 условие,  где n =25> 5;  m=30 > 3; Kи.ср. =0,25> 0,2
                                            (1.8)
Так как  больше чем , то принимаем =25
     Эффективное число для остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1
       Зная значения nэ  и Kи.ср, определил значение коэффициента максимума Кмакс для данной группы ЭП по таблице2.4[1], используя метод интерполяций:
Кмакс=1,35
     Значение коэффициента максимума для остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1
Расчётный максимум активной нагрузки:
,                                                          (1.9)
где – суммарная активная средняя мощность нагрузки, за наиболее загруженную смену, ЭП данной группы, кВт.
Рр=99,33·1,35=134,09кВт
     Расчетный максимум активной нагрузки  ЭП остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1
     Расчетный максимум реактивной нагрузки:
Если nэ ?10 (пэ=25), то:
Qp = Qсм= 117,8 кВАр                                   (1.10)
     Расчетный максимум реактивной нагрузки  для остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1
     Полная расчётная максимальная нагрузка группы ЭП:
Sp ==?(?134,09?^2+?117,8?^2 )=178,48кВА                             (1.11)
     Полная расчетная максимальная нагрузка  остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1                       
     Расчётный (максимальный) ток, потребляемый группой  ЭП:
,                                                              (1.12)
где: Uном. = 0,38 кВ – номинальное напряжение, которым запитываются ЭП в цехе.
Ip=178,48/(?3·0,38)=271,8 А
     Расчет  для остальных узлов определяется аналогичным образом, результаты в таблице 1.1
Цех
     Активная и реактивная средняя мощность нагрузки цеха за наиболее загруженную смену:
Pсм.ц. = Pсм(1узла) + Pсм(2узла) + Pсм(3узла));                               (1.13)
Pсм.ц. =134,09+47,4+63,05=203,46кВт
Qсм.ц. = Qсм(1узла) + Qсм(2узла) + Qсм(3узла);                             (1.14)
Qсм.ц. =117,8+29,77+48,22=191,4кВАр
Нагрузка цеха с учётом освещения
      Кроме заданной номинальной силовой нагрузки в цехе имеется освещение, которое тоже необходимо учесть. Освещение цеха в учебных целях допускается рассчитывать по удельной мощности осветительной нагрузки.
Установленная мощность осветительной нагрузки:
,                                                             (1.15)
где: Fц – площадь цеха, определяется из задания, м2;
– удельная мощность осветительной нагрузки для данного цеха выбирается по табл. 1.7 [3] .
Fц всего=36·54=1944 м2
Fц квадрата=12·18=216 м2
Fц=1944-216=1728 м2
Руд=0,012
Руст=0,012·1728=20,74 кВт
Расчётный активный максимум осветительной нагрузки цеха:
                                                    (1.16)
где: Кс.о=0,95– коэффициент спроса осветительной нагрузки по табл.24.31 [3] 
Ррасч.о=20,74·0,95=19,7кВт
Расчётный реактивный максимум осветительной нагрузки цеха по формуле:
 ,                                                          (1.17)
где:  = 1,44 – коэффициент мощности при использовании ламп типа ДРЛ;
Qрасч.о=19,7·1,44=28,4кВАР
Расчётный максимум активной и реактивной нагрузки цеха с учётом освещения:
=203,46+19,7=223,16 кВт                                    (1.18)
=191,4+28,4=219,8 кВАр                                     (1.19)
Полная расчётная нагрузка цеха с учётом освещения:
=?(?223,16?^2+?219,8?^2 )=313,9 кВА                     (1.20)
Расчётный (максимальный) ток, потребляемый ЭП цеха с учётом осветительной нагрузки:
 ,                                                         (1.21)
где: Uном=0,38 кВ – номинальное напряжение на низкой стороне трансформатора.
Iр(ц+о)=311,9/(?3+0,38)=475,8 А
                     (1.22)
                                                 (1.30)


Расчётный (максимальный) ток, потребляемый ЭП цеха с учётом осветительной нагрузки:[3]
 ,                                                         (1.25)
где: Uном=0,38 кВ – номинальное напряжение на низкой стороне трансформатора.
Iр(ц+о)=435,94/(?3+0,38)=662,34А
1.2 Расчет электрических нагрузок предприятия
     Расчет нагрузки завода производим по методу коэффициента спроса.
     Произведем расчет цеха (потребителя I, II или III категории).
     Определим расчетную активную мощность цеха[3]:
     Ррасч.=Руст.?Кс                                                            (1.26)
где: Руст – установленная мощность требуемого цеха
       Кс – коэффициент спроса, характерный для каждого вида производства из табл.2.1 и 2.2 [3]
Кс=0,5
Ррасч.=330 ?0,75=247,5кВт
     Определяем расчетную реактивную мощность цеха:
;                                                     (1.27)
     247,5?0,65=119,79 кВар
     Далее необходимо рассчитать освещение цехов по методу удельной мощности, сложить эти активные и реактивные мощности с расчётными силовыми и найти полную мощность для каждого цеха по аналогии с предыдущим пунктом. Результаты расчётов заносим в табл.2.1
Освещение может выполняться различными типами ламп, но более распространены 3 типа:
1)лампы типа ДРЛ используются для освещения больших площадей а также помещений с потолком высотой от 6 м;
2)Лампы накаливания. Могут использовать везде, но с высотой потолков в помещении до 6 метров;
3)Люминесцентные лампы, используются там же где и лампы накаливания, главным отличием от последних является меньшее энергопотребление.
Определяем установленную величину осветительной нагрузки:
;                                                  (1.28)
где:  – удельная мощность осветительной нагрузки цеха,, (табл. 2.3[3])
 площадь данного цеха, м2;
     = 1077 м2
     = 0,02
     0,02?1077=21,54 кВт
Расчётный активный и реактивный максимум осветительной нагрузки цеха:
;                                       (1.29)
где – коэффициент, учитывающий потери мощности в ПРА для ламп ДРЛ, у остальных ламп  [3];
Ксо. – коэффициент спроса освещения (из табл 2.4[3]);
     Ксо=0,95
     21,54?0,85?1,12=18,31кВт
;                                                (1.30)
 = 1,44 - коэффициент мощности при использовании ламп типа ДРЛ;
 = 1,73 - коэффициент мощности при использовании люминесцентных ламп;
     =1,44
     18,31?1,44=26,38кВАр
Расчётный максимум активной и реактивной нагрузки литейного цеха с учётом освещения кВт, кВАр:
;                                            (1.31)
;                                           (1.32)
     247,5+18,31=265,81кВт
     119,79+26,38=146,17кВАр
Полная расчётная нагрузка цеха с учётом освещения, кВА:
;                                           (1.33)
     
Расчетная токовая нагрузка цеха с учётом освещения, А:,
;                                                         (1.34)
где  – номинальное напряжение распределительных сетей предприятия

Расчёт остальных цехов завода осуществляется аналогичным образом.
Принимаем потери в трансформаторах и кабельных линиях завода равными 2% от активной и 10% от реактивной мощности завода. 
Приближённые потери активной и реактивной мощности, кВт, кВАр:
;                                                  (1.35)
;                                                   (1.36)
2419,65?1,02=2468,04кВт
2495,8?1,1=2745,38 кВАр
Полученные данные записываются в таблицу 2.1.
1.3. Расчёт показателей графиков электрических нагрузок предприятия
    По [2] выбираем типовой график нагрузки для станкостроительного завода. Этот график имеет 9 ступеней мощности. Суточный график представлен на рис. 1.1а, а годовой – на рис. 1.1б. отображает эти графики табл. 1.3. 

а

б
рис. 1.1. Графики нагрузки: а – суточный; б – годово

                                                                                                             Таблица 1.2
Годовой график

Ступень
P_расч, %
P_расч, кВт
T_(ступ.г), ч
W_г
Р1
100
4105
1095
4494975
Р2
90
3694,5
365
1348492,5
Р3
86
3530,3
1095
3865678,5
Р4
83
3407,15
365
1243609,75
Р5
80
3284
1095
3595980
Р6
76
3119,8
1095
3416181
Р7
72
2955,6
730
2157588
Р8
68
2791,4
730
2037722
Р9
47
1929,35
2190
4225276,5
Сумма


8760
26385503,25

    Из табл. 1.4 и рис. 1.7а определяем среднее значение мощности в течение суток:
					P_ср=(???(P_(ip,%)?T_(iступ.с))?)/24?P_1/100, 			           (1.37)
где: T_(iступ.с) – время действия i-той ступени в течение суток;
       P_(ip,%) – мощность i-той ступени графика нагрузки;
        P_1 – максимальная мощность.
.P_ср=(100?3+90?1+86?3+83?1+80?3+76?3+72?2+68?2+47?6)/24?2468,04/100=1810 кВт
    Определяем объём ЭЭ, потребляемой предприятием за год (табл. 1.3):
??W_г =???(P_ip?T_iступ )=? 15863440 кВт?ч.
тогда использования максимальной нагрузки предприятием за год:
					T_max=W_г/P_1 ; 					           (1.38)
T_max=15863440/2468,04=6427,65 ч.
    Определяем время наибольших потерь:
					?=(0,124+T_max??10?^(-4) )^2?T_г, 			           (1.39)
где: T_г=8760 ч – количество часов в году.
?=(0,124+6427,65??10?^(-4) )^2?8760=5150,25 ч.
    Определяем коэффициент заполнения графика:
					K_(з.г)=P_ср/P_(p.max) =P_ср/P_1 ; 					           (1.40)
K_(з.г)=3012,04/4105=0,734.

1.4. Построение картограммы нагрузок предприятия
     ЦРП промышленного предприятия желательно размещать в центре нагрузок. В этом случае параметры сети электроснабжения будут наиболее экономичными. Для этого необходимо определить геометрические центры всех цехов графически, в масштабе, отобразить мощность, потребляемую каждым цехом, в соотношении с мощностью, затрачиваемой на освещение этого цеха. Расчёт проведём для первого цеха, а далее аналогично по [3]. Результаты заносятся в табл. 4.1. 
     Таблица 1.3
 Радиус окружности, отражающий мощность каждого цеха с учётом   освещения, мм:
,                                                        (1.41)
где Pр.ц. – расчётная мощность отдельного цеха из табл.2.1, кВт.
      Ррасч.о – нагрузка освещения цеха из табл.2.1, кВт.
      m – масштаб, кВт/мм.
?((223+47,3)/(0,04?3,14))=46,4 мм
Угол, определяющий сектор окружности радиусом R, который отражает содержание нагрузки освещения в общей нагрузке каждого цеха, °:
;                                                (1.42)
47,3/(223+47,3)?360?=63?
Координаты центра нагрузок предприятия по формулам:
;                                                (1.43)
;                                                (1.44)
где X, Y – координаты геометрических центров цехов, м;
194047,4/2270,8=85,45
137749,52/2270,8=60,66
X = 85,45 м, Y = 60,66  м координаты центра нагрузок

1.5. Расчёт рационального напряжения питающей сети предприятия
        Для предварительного определения напряжения питающей сети предприятия согласно рекомендациям: l<250 км, Р<60 МВт используется формула Стилла, кВ:
U_н=4,34??(l+16???Р)=4,34??(3+16?2,46)  =28 кВ           (1.45)
Ориентировочно напряжение питающей сети предприятия  принимаем 10 кВ поскольку на расстоянии 3 км от предприятия находится подстанция.
Суммарная активная мощность ЭП II категории, %:
Р_(II_з )=(??Р_(II_i ) )/Р_з ?100%=2387/2468?100%=96 %                     (1.46)
Суммарная активная мощность ЭП III категории, %:
Р_(III_з )=(??Р_(III_i ) )/Р_з ?100%=29,22/2468?100%=3,33 %


2. ВЫБОР СХЕМЫ ВНУТРИЗАВОДСКОГО И ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
2.1.  Выбор цеховых ТП

В данной дипломной работе рассматривается компенсация реактивной мощности (РМ) на стороне 0,38 кВ, как наиболее экономичный по сравнению с компенсацией на высокой стороне 10 кВ или половиной компенсации на высокой стороне, половиной на низкой. При этом выбор трансформаторов производится по активной расчётной мощности численно равной полной, потребляемой цехами завода, а перегрузка в дневные часы компенсируется недогрузкой в ночные, вследствие чего справедлива формула:
;                                                         (2.1)
где Sтр. –требуемая для установки мощность трансформаторов, кВА;
      Рр(ц+о) – расчётная мощность, потребляемая цехом с освещением, кВт;
      Кз – коэффициент загрузки трансформаторов (для I категории – 0,6; для II- 0,7; для III – 0,9).
270/0,7=385кВА
Выбираются 2 типоразмера трансформаторов для компоновки ими всего завода  по 4.23 [2], а каталожные данные заносятся в табл. 5.2.
     Условия для выбора и установки трансформаторов: 
1 и 2 категория- необходима установка минимум 2 трансформаторов имеющих секционирование на стороне 0,38 кВ. Т.к. потребители первой и второй категории должны иметь два независимых источника питания. В редких случаях, при технико- экономическом обосновании, возможна установка у второй категории 1 трансформатора, но при условии запитки двумя независимыми линиями, так чтоб одна из линий была в резерве в нормальном режиме, а вторая несла полную нагрузку.
3 категория- достаточно минимум одного трансформатора. Потребители третьей категории могут и не иметь собственного трансформатора а запитыватся от рядом установленной ТП. Допускается также если рядом установленные цеха имеют одну категорию надежности, а суммарная мощность требуемая для установки трансформатора не превышает мощности устанавливаемых трансформаторов- устанавливать на 2 цеха минимум 2 трансформатора одной мощности.
Компоновка трансформаторов по цехам заносится в табл. 5.1

                                                                                 Таблица 2.2 
Каталожные данные трансформаторов
Тип трансформатора
Кол.
Шт.
uк,
%
Iо,
%
Pк, кВт
Рх,
кВт
цена, тыс.у.е.
ТМ–160/10/0,4
2
4,5
2,1
5,5
0,95
3,515
ТМ-400/10/0,4
8
5,5
2
7,6
1,31
4,645
Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать на одном из типов трансформаторов:
;                                            (2.2)
где Qр –полная расчетная реактивная мощность завода без потерь, кВАр из табл.2.1, 
     Sтр.– номинальная мощность одного типоразмера трансформатора, кВА;
     ?Sтр – суммарная мощность  всех трансформаторов завода двух типоразмеров, кВА;
2468/(8?400+2?160)?400=280кВАр
2468/(8?400+2?160)?160=112кВАр

Конденсаторные установки выбираются по табл. 4.34 [6], которые необходимо установить на одном из типоразмеров трансформаторов. Аналогично выбираются конденсаторные установки для второго трансформатора, каталожные данные сводятся в таблицу 5.3

Потери в трансформаторах:
Потери реактивной мощности в трансформаторе короткого замыкания и холостого хода, кВАр по [3]:
;                                                         (2.3)
;                                                         (2.4)
где Sном.тр. – номинальная мощность трансформатора, кВА;
      uк – напряжение короткого замыкания, %, табл. 5.2;
      Ix – ток холостого хода, %, табл. 5.2;
(400?5,5)/100=34,65кВАр
(400?2)/100=12,6кВАр
(160?4,5)/100=7,2кВАр
(160?2,1)/100=3,84кВАр

Приведённые активные потери КЗ и ХХ, кВт :
;                                             (2.5)
;                                             (2.6)
где РК и РХ – активные потери КЗ и ХХ кВт, табл. 5.2;
       kИ.П.= 0,05 – коэффициент использования потерь.
5,5+0,05?7,2=5,86кВт
7,6+0,05?34,65=9,33кВт
=0,95+0,05?3,84=1,14кВт
=1,31+0,05?12,6=1,94кВт
Тогда приведённые потери в трансформаторах, кВт по [3]:
;                                                   (2.7)
где kЗ – средний коэффициент загрузки трансформаторов, kЗ = 0,6.
1,14+0,62?5,86=3,25кВт
1,94+0,62?9,33=5,29кВт
Потери энергии за год в трансформаторе, кВт?ч:
                                          ;                                (2.8)
где ?макс – время максимальных потерь, ч (п.3);
1,94?8760+0,62?9,33?5150= 34292,2кВт?ч
 Стоимость потерь в трансформаторах по [3]:
;                                                 (2.9)
где С0 = 0,04 – стоимость 1 кВт?ч электроэнергии;
       n – число трансформаторов;
0,04?2?20850,84?10-3=1,67тыс.у.е.
0,04?8?34292,2?10-3=10,97тыс.у.е.
Капиталовложения на сооружение КТП из табл.(5.2)
К160 = 3,645 тыс. у.е.
К400 = 4,645 тыс. у.е.
Общие затраты на сооружение КТП и КУ при полной компенсации РМ на стороне НН 0,38 кВ:
;                        (2.10)
где n – где количество трансформаторов данного типоразмера
КТ – полная стоимость трансформатора данного типоразмера, тыс. уе
ККУнн – стоимость конденсаторных установок установленных у данного данного типоразмера трансформатора, тыс. уе
2(3,645+1)+8(4,645+6,044)=94,8тыс у.е.
Суммарные годовые затраты для варианта, полной компенсации РМ на стороне  НН, тыс. у.е.:
;                                (2.11)
где рн = 0,125 – нормативный коэффициент при сроке окупаемости 8 лет;
      ?э=0,03 – амортизационные отчисления на обслуживание и ремонт [3];
З=(0,125?94,8)+(0,03?94,8+1,67+10,97)=27,3тыс.у.е.
2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения
Зная место расположения ЦРП и цехов предприятия, длины кабельных линий, мощности цехов и их категории, можно составить схему внутреннего электроснабжения.
При выборе способа запитки возможны 2 варианта:
а)Радиальный; б)Магистральный; 
Схема внутреннего электроснабжения представлена на рис.6.1. 

Рис. 2.1. Первая схема внутреннего электроснабжения предприятия


Рис. 2.2. Вторая схема внутреннего электроснабжения предприятия

2.2.1 Технико-экономическое сравнение вариантов
Расчётный ток одной кабельной линии определяется по формуле:
;                                                          (2.12)
где Ррасч.. – расчётная мощность нагрузки, мощность трансформаторов цеха;
       n – число параллельно прокладываемых кабелей в линии;
160/(?3?10?1) =9,24А
Расчётное сечение кабельной линии определяется по [10]:
;                                                                  (2.13)
где j э– экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки Тм, ч из таблицы 6.1 [6].
9,24/1,2=7,7мм2
Выбираем кабель марки ААШв(3х35), Iдоп=115А, ko=1,88тыс.у.е/км, ro=0,9Ом/км.
Капиталовложения на сооружение линий, тыс.у.е.:
;                                                  (2.14)
где pн = 0,125 – нормативный коэффициент (8 лет);
      Ко –погонные капитальные затраты на установку кабеля, прокладку по металлоконструкциям и в траншеях, заделку концов кабеля и монтаж муфт, тыс. у.е. из табл. 6.2;
    n – число параллельно прокладываемых кабелей;
      l – длинна кабельной линии, км (определяется из чертежа с учетом масштаба и перепадов высот);
1?0,125?1,88?0,139=0,033тыс.у.е.
Издержки на обслуживание, ремонт и восстановление линий:
,                                 (2.15)
где =0,043– суммарные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание КЛ
       Iрасч. – расчётный ток протекающий по кабелю, А ;
      r0 – удельное погонное сопротивление кабеля, Ом/км табл. 6.2;
      ? = 0,04?10-3 тыс.у.е./кВт?ч – стоимость потерь 1 кВт энергии;
      ?макс – время максимальных потерь, ч (п 3);
И=1?0,043?1,88?0,139+1?36,422?0,9?3?0,139?0,04?10-3?3775,5?10-3=0,086тыс.у.е.
Приведённые затраты на кабельные линии, тыс.у.е.,:
,                                                                (2.16)
ЗКЛ=0,033+0,086=0,119тыс.у.е.













Таблица2.5 
Технико-экономический расчет радиальной схемы


Таблица2.6 
Технико-экономический расчет магистральной схемы

Т.к. по условиям подключения питание осуществляется от подстанции 110/10 то, принимается к исполнению вариант системы внутреннего электроснабжения U=10кВ.

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения
Выбор напряжения внешнего электроснабжения
Для предварительного определения напряжения системы внешнего электроснабжения используем формулу Стилла(l < 250 км, Р <60 МВт)
;	(2.17)
где l  – длинна питающей линии, км;
      Р? – предаваемая мощность с учётом мощности субабонентов Sсуб , МВА
Коэффициент мощности предприятия:
;                                                              (2.18)
2468,04/3691,66=0,67
Активная мощность субабонентов, МВт:
;                                                        (2.19)
=7МВА
7?0,67=4,69кВт
Активная мощность субабонентов, МВАр:
;                                                          (2.20)
7?0,74=5,18кВАр
Суммарная мощность субабонентов и предприятия, МВт:
;                                                        (2.21)
4,69+2,47=7,16кВт
4,34??(3+16?7,16)=47кВ
Ориентировочно номинальное напряжение питания внешнего электроснабжения U=35кВ;110кВ
На ГПП устанавливаются 2 силовых трансформатора, исходя из категории надежности (II, I)
Суммарная активная мощность приёмников II-ой категории (цеха №1-4,6,8,9), кВт 
,                                                                  (2.22)
=2043.68кВт
что составляет,% от мощности завода:
;                                                        (2.23)
2043.68/2468.04 ?100=82%
Суммарная активная мощность приёмников III-ой категории (цеха №5.9.10), кВт по формулам (7.8) и (7.9):
130.6+211.17+29.22=371кВт
371/2468.04?100=18%
К установке на ГПП принимаются 2 трансформатора, т.к. на заводе преобладают приемники II категории надежности.
Учитывая рекомендации в [8] при полученной мощности завода и предварительном напряжении принимаем схему на ВН.
Уточнённый выбор напряжения и схемы внешнего электроснабжения
Выбор производится по условию минимума приведенных затрат в общем для разных вариантов напряжения и по минимуму приведенных затрат для трансформаторов, и методу экономических интервалов для ВЛ от УРП до ГПП.
	
Выбор трансформаторов на ЦРП
1) Ориентировочная мощность трансформаторов, устанавливаемых на ГПП, из учёта, что потребителей II категории 70% - Кз = 0,7;
	;	(2.24)
7.16/(2?0,7)=5.11МВА
По полученному значению в (7.10) намечаются 2 варианта мощности трансформаторов (ближайший больший по мощности и следующий по порядку).

2) Допустимая систематическая перегрузка трансформаторов определяется за счёт недогрузки в летние месяцы может быть допущена дополнительная перегрузка трансформатора. Допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем
Sдоп = 0,3?Sном.т.                                                           (2.25)
Sдоп25 = 0,3?4=1.2МВА
Sдоп25 = 0,3?6.3=1.89МВА
3) Нормальный режим работы трансформатора:
Коэффициент загрузки в часы максимума каждого трансформатора:
.                                                         (2.26)
5.11/(2?4)=0.63
5.11/(2?6.3)=0.41
4) Аварийный режим: 
Проверяется возможность работы намеченных трансформаторов в режиме 40% 
перегрузки:
 Sпер =1,4?Sном.т. 	                                      (2.27)
Sпер25 =1,4?4=5.6МВА
Sпер40 =1,4?6.3=8.82МВА
5.11МВА  Sпер =5.6МВА
5.11МВА  Sпер =8.82МВА
5) Экономически целесообразный режим работы трансформаторов.
Потери мощности энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме, кВАр.
,                                                    (2.28)
где Iх – ток ХХ трансформатора,%.
4? 0,7/100=0.028МВАр
6.3? 0,7/100=0.044МВАр
,                                                  (2.9)
где uк – напряжение КЗ трансформатора,%.
4? 11/100=0.44МВАр
6.3?  11/100=0.693МВАр
Приведённые активные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт:
;                                              (2.30)
где Pх – потери ХХ трансформаторов, кВт табл. 7.1.
      kИ.П. = 0,05 кВт/кВАр.
85+0,05?0,028=85кВт
85+0,05?0,044=85кВт
;                                                  (2.31)
где Pк – потери КЗ трансформаторов, кВт.
310+0,05?0.44=310кВт
310+0,05?0.693=310.03кВт
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
;                                                  (2.32)
85+?310кВт
85+?310.03кВт
Приведённые потери мощности в двух параллельно работающих трансформаторах:
;                                       (2.33)
где kз0,5 –коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.
170+?620кВт
170+ ?620.06кВт
Нагрузка при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по [10]:
;                                              (2.34)
4??(2?(2-1)?85/310)=2.96МВА
6.3??(2?(2-1)?85/310.03)=4.66МВА
     До мощности SСГ целесообразна работа одного из трансформаторов во время работы на первых ступенях графика нагрузки (kЗ), а после SСГ – трансформаторы работают параллельно, без отключений одного из них, круглосуточно (kЗ0,5).
Коэффициенты загрузки трансформаторов в обоих случаях определяются для каждой ступени по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при – kЗ или kЗ 0,5 и заносятся в табл. 7.2
Потери электроэнергии в трансформаторе для каждой ступени графика определяются по формуле, кВт?ч/год:
;                                                            (2.35)
56,35?460=25922,17кВт?ч/год
73,33?460=33733,71 кВт?ч/год
Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сводятся в табл. 7.2

В таблице 7.2 количество ступеней, процент загрузки и время длительности ступени берется из годового графика нагрузок. Коэффициент загрузки одного или двух трансформаторов кз или кз 0,5 определяется в зависимости от режима работы трансформаторов (параллельной работы или один работает а второй в резерве). остальные ячейки определяются по (7.20), (7.21) и (7.23).
Для двух параллельно работающих трансформаторов при определенной ступени коэффициент загрузки:
                                                       (2.36)
(0,5?5,11)/4=0,64
Для одного работающего трансформатора при определенной ступени коэффициент загрузки:
                                                           (2.37)
5,11/6,3=0,81
Стоимость потерь электроэнергии для вариантов, тыс.у.е:
;                                                            (2.38)
где С0 = 0,04·10-3 тыс.у.е./кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии;
Wг – потери электроэнергии в трансформаторе суммарные в год, кВт?ч/год .
СП25=486388,39?0,04?10-3=19,45тыс.у.е.
СП40=649200,86?0,04?10-3=25,96тыс.у.е.
Суммарные затраты, тыс.у.е:
;                                          (2.39)
где pн = 0,125 – нормативный коэффициент (8 лет);
    Кт – капитальные затраты на установку трансформатора, тыс. у.е. из табл. 7.1;
    n – число трансформаторов;
    =0,03– суммарные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание
З4=2?0,125?84+2?0,03?84+19,45=19,76тыс.у.е.
З6,3=2?0,125?109+2?0,03?109+25,96=59,75тыс.у.е.
Издержки определяются по формуле:
;                                                     (2.40)
И4=2?0,03?84+19,45=24,49тыс.у.е.
И6,3=2?0,03?109+25,96=32,5тыс.у.е.

Выбор линии, питающей ГПП
Исполнение линии на первый вариант напряжения.
Выбор производится по методу экономических интервалов.
Ток, протекающий в линии, А:
;                                                (2.41)
где Uном – номинальное напряжение первого варианта, кВ,
        – суммарная активная расчетная мощность, протекающая по линии
2468/(2??3?110)=6,46А
Сечение линии, мм2:
;                                                     (2.42)
где  jэ , А/мм2– экономическая плотность тока в зависимости от Тм., табл. 6.1 [6].
F=6,46/1,2=5,39мм2
С учётом требований по короне намечаются три варианта:

Расчетная токовая нагрузка линии по [5.271]:
	;	(2.43)
где ?i = 1,05 – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии 35-330 кВ;
      ?Т = 0,8 – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и коэффициент её попадания в максимум энергосистемы из [5.271].
12,94?1,05?0,8=10,87А
Годовые затраты на сооружение линии:
;	                          (2.44)
где n = 2 – число параллельно прокладываемых линий;
      ?э = 0,048 – отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание;
      ?макс – время максимальных потерь, п.3;
      ? = 0,04 – тыс.у.е./кВт·ч – стоимость потерь 1 кВт·ч энергии;
      x – сопротивление линии по табл. 7.5, Ом;
З=2?0,125?462+2?0,048?462+2?3?10,872?27,6?0,04?10-3?3775,5=3114,89тыс.у.е.
Суммарные затраты на сооружение линий и трансформаторов наиболее выгодного варианта:
З=38,29+3114,89=3153,18тыс.у.е.



2.4. Выбор электрооборудования выше 1000 В
        2.4.1. Выбор коммутационной аппаратуры на ЦРП
        На ЦРП  необходимо выбрать: вводной, секционный и линейный выключатели, трансформаторы тока и трансформатор напряжения
        Вводной выключатель на ЦРП
Максимально возможный ток, который может протекать через вводной выключатель в аварийном режиме - это суммарная мощность всего завода:
I_нагр=S_нагр/(?3 U_ном )=2468/(?3?10)=142,5 А                           (2.45)
Из предыдущих расчётов примем значения токов КЗ в точке К1 на шинах ЦРП:
I_(П_0 )=I_(П_t )=7,051кА; i_уд=9,972кА; i_(а. t)=0 кА
Выбираем вакуумный выключатель типа ВВТЭ-10-10/630У2.
Каталожные данные в таблице 2.11.
Таблица 2.31
Каталожные данные вводного выключателя  на ЦРП ВВТЭ-10-10/630У2
U_(ном,)
кВ
I_(ном,)
А
I_(ном.откл.,)
кА
?_(ном,)
%
i_(дин,)
кА
I_(дин,)
кА
I_(тер,)
кА
t_(тер,)
с
t_(откл,)
с
t_(св,)
с
10
630
10
60
25
10
10
3
0,05
0,1

Выбор:
  По напряжению:
U_уст=10 кВ=U_ном=10 кВ                                (2.46)
  По току:
I_нагр=142,5 А