С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) - Р_р=2160кВт

Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х2500кВА при Р_р=2160кВт

Данные которых, определенные аналогично п.7,.приведем в таблице 8.7

Таблица 8.7. Справочные данные трансформаторов

Sном, кВА	Uк,%	Iх,%	Pк, кВт	Рх, кВт	Qк, кВар	Qх, кВар	Рк', кВт	Рх', кВт	P, кВт	W, кВт*ч
1600	5,5	1,3	18	3,3	88	20,8	22,40	4,34	14,546	1,354х105
2500	5,5	1	23,5	4,6	55	14	14,95	3,15	11,519	1,533х105

Технико-экономическое сравнение варианта №1

Номинальные мощности трансформаторов определим из следующих выражений[2]

Sном Р_р/1,4; (8.5)

Принимаем к установке следующие трансформаторы:

Т1,Т2: ТМ-1600/10 P_х=3,3 кВт, P_к=18,0 кВт, u_к=5,5%, i_о=1,3%, К_Т1=3,2 тыс.у.е.

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год по (5.7)-(5.9):

Q_х=1600*1,3/100= 20,8 квар, Q_к =1600*5,5/100= 88 квар;

= 3,3+0,05*20,8= 4,34кВт, =18+0,05*88= 22,4 кВт,

К_з=2160 / 3200 = 0,675

?Р₁₆₀₀= 4,34+0,675²*22,4 = 14,546 кВт.

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов:

?Р₁= 2*14,546 = 29,092 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

W₁= 2*4,34*8760+2*0,675²*14,546*4477=1,354 *10⁵ кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с0=0,015 у.е./кВт*ч:

Сп1=0,015*1,354*105= 2,031 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение:

К1 = 2*КТ = 2*3,2 = 6,4 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по первому варианту (ф-ла 5.10):

З1= (0,125+0,064+0,03)6,4+ 2,031 = 3,433 тыс.у.е.

Технико-экономическое сравнение варианта №2

Таким образом принимаем к установке 2 одинаковых трансформатора по табл.8.1:

Т1, Т2: ТМ-2500/10 P_х=4,6 кВт, P_к= 23,5кВт, u_к=5,5%, i_о=1%, К_Т1= 4,6 тыс.у.е.,

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год:

Q_х= 2500*1/100 = 25 квар, Q_к=2500*5,5/100 = 137,5 квар;

= 4,6+0,05*25 = 5,85 кВт, =23,5+0,05*137,5 = 30,375 кВт,

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов найдем по формуле:

К_з,2 = 2160 / (2*2500) = 0,432

?Р₂₅₀₀ = 5,85+0,432²*30,375 = 11,519 кВт.

?Р₁= 2*11,519 = 23,029 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

W₂= 2*(5,85*8760 +0.432² *30,375 * 4477) = 1,533 *10⁵ кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии:

Сп2=0,015*1,533 *105= 2,3 тыс.у.е./год,

Общие капиталозатраты на сооружение:

К₂ = 2*К_Т= 2*4,6 = 9,2 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по второму варианту:

З₂= (0,125+0,064+0,03)9,2+ 2,3 = 4,315 тыс.у.е./год

Таким образом, сравнивая приведенные затраты двух вариантов:

З1= 3,433 тыс.у.е., З2=4,315 тыс.у.е. /год,

Приходим к выводу, что второй вариант 21600кВА является наиболее экономичным

Для питания высоковольтной нагрузки определяем два трансформатора ТМ-1600/10.

Таким образом, приведенные затраты на ТП10/6кВ для питания высоковольтной нагрузки составят:

З10/ 6 = 3,433 тыс.у.е.

7.3 Расчет приведенных затрат на кабельные линии питающие предприятие и высоковольтную нагрузку при напряжении “6кВ” и ”10кВ”

Аналогично пункту 6 проведем расчет в табличной форме для вариантов 6 и 10 кВ:

Суммарная потребляемая мощность завода с учетом компенсации реактивной мощности на низкой стороне с учетом потерь мощности в распределительной сети согласно табл.4.1 Р_з =14548,1 кВт

Высоковольтная нагрузка получает питание непосредственно от ЦРП, либо посредством понижающей подстанции ТП5 10/6 кВ, расположенной вблизи ЭП №20, №21

Определение аварийной токовой нагрузки кабельной линии W14 ГПП-ЦРП затрудительно так как сложно оценить одновременный выход из строя нескольких из шести кабелей, состовляющих линию.

Сведем результаты расчета пункта 8 в таблицу 8.9:

Таблица 8.9. Результаты сравнения затрат для вариантов ”6кВ” и “10 кВ”

Сравниваемые участки	Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е.
	ЗП 6кВ	ЗП 10кВ
затраты на линии W1-W13	4,0241	2,9091
затраты на КТП 10/6 кВ	-	3,433
затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП)	20,308	13,766
затраты на линии питающие ВВ нагрузку	0,303	0,321
затраты прокладки кабельных линий	0,703	0,703
Итого:	25,338	21,132

Как видно из расчета, выполнение сети на напряжение Uн=10кВ значительно дешевле. Таким образом признаем экономичным вариант “10 кВ” при суммарных приведенных затратах: З₁₀= 21,132 тыс.у.е.

7.4 Технико-экономический расчет по оптимальному варианту

Воспользуемся результатами расчета по выбору сечений кабельных линий по оптимальному варианту (табл. 8,4) и проведем технико-экономическое сравнение сечений с целью определения минимума затрат(рис. 8,4), взяв из расчета значения токов и длин линий, на примере кабельной линии W1.

Расчет проведем в соответствии с методикой, приведенной в 5,59Результаты расчета занесем в таблицу 8,10

По табл 8,4 - I_p12'' = 36A, L = 380 м

Найдем приведенные затраты на линию по формуле (3,1) для нескольких стандартных сечений жил начиная с F = 25мм² (F=(325) I_доп=90А, R_o=1,24 Ом/км C_ко=1,76у.е.)

- приведенный допустимый ток по формуле:

I'_доп1 = 0,9 I_доп1 (8,7)

I'_доп1= 0,9 *90 =81 A

- потери активной мощности в линии при действительной нагрузке по формуле:

P₁ =3 (I'_доп1)² R_o1 L₁ (Кз₁)² (8,8)

P₁ =3 (81)² 1,24 380 (0,4)²*10^-6= 1,484 кВт

- потери электроэнергии в линии по формуле:

W₁ = P₁ Tmax (8,9)

W₁ = 1,484 5909.32 = 8769,1 кВтч/год

- капитальные затраты на линию по формуле:

K₁= L₁ C_o1 (8,10)

K₁= 380 1,76= 669 тыс.у.е.

- стоимость потерь электроэнергии в линии по формуле:

С_п1 = W₁ (8,11)

С_п1 = 8769,1 0,015 = 131,54 у.е./год

- суммарные приведенные затраты по формуле:

З₁ =(0,125 +0,043+0,02) К₁ +C_п1 (8,12)

З₁ =(0,125 +0,043+0,02) 669 + 131,54= 257,27 у.е./год

Аналогичным образом просчитываем последующие большие сечения стандартного ряда, предпологая уменьшение приведенных затрат в связи с уменьшением потерь электроэнергии в кабеле. Это связано с тем что сопротивление жил кабеля с увеличением сечения, уменьшается. Результаты заносим в таблицу 8.10

По минимальной величине суммарных приведенных затрат выбираем оптимальное сечение кабеля. Для линии W1 таким сечением станет F=(3х50)мм² при минимальных затратах З₁= 216,51 у.е.

Таблица 8.10. Результаты технико-экономическое сравнение сечений (рис.8.4)

Wi	F,	Iдоп,	I'доп	RO,	Ko	L,	Ipасч,	Kз	Р	W	К	Сп,	ЗП
№	мм2	A		Ом/км	уе/м	км	A		кВт	кВт ч/год	уе	уе/год	уе/год
1	25	90	81	1,24	1,76	0,38	36,0	0,400	1,484	8769,1	669	131,54	257,27
	35	115	103,5	0,89	1,88	0,38	36,0	0,313	1,065	6293,9	714	94,41	228,72
	50	140	126	0,62	2,11	0,38	36,0	0,257	0,742	4384,5	802	65,77	216,51
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,38	36,0	0,218	0,530	3132,8	904	46,99	217,02
2	25	90	81	1,24	1,76	0,49	35,4	0,393	1,849	10927,5	862	163,91	326,04
	35	115	103,5	0,89	1,88	0,49	35,4	0,308	1,327	7843,2	921	117,65	290,83
	50	140	126	0,62	2,11	0,49	35,4	0,253	0,925	5463,8	1034	81,96	276,33
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,49	35,4	0,214	0,661	3904,0	1166	58,56	277,80
	25	90	81	1,24	1,76	0,39	53,7	0,596	3,382	19988,0	686	299,82	428,86
3	35	115	103,5	0,89	1,88	0,39	53,7	0,467	2,428	14346,2	733	215,19	353,04
	50	140	126	0,62	2,11	0,39	53,7	0,383	1,691	9994,0	823	149,91	304,62
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,39	53,7	0,325	1,208	7140,9	928	107,11	281,61
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,39	53,7	0,262	0,889	5254,9	1076	78,82	281,19
	120	240	216	0,258	3,08	0,39	53,7	0,224	0,704	4158,8	1201	62,38	288,21
4'	25	90	81	1,24	1,76	0,24	37,9	0,421	1,036	6122,2	422	91,83	171,24
4''	35	115	103,5	0,89	1,88	0,24	37,9	0,329	0,744	4394,2	451	65,91	150,74
	50	140	126	0,62	2,11	0,24	37,9	0,270	0,518	3061,1	506	45,92	141,12
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,24	37,9	0,229	0,370	2187,2	571	32,81	140,19
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,24	37,9	0,185	0,272	1609,5	662	24,14	148,67
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,13	111,0	0,673	1,724	10189,1	309	152,84	211,00
5'	95	205	184,5	0,326	2,76	0,13	111,0	0,541	1,269	7498,1	359	112,47	179,93
	120	240	216	0,258	3,08	0,13	111,0	0,463	1,004	5934,1	400	89,01	164,29
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,13	111,0	0,404	0,802	4738,1	455	71,07	156,61
	185	310	279	0,167	4,01	0,13	111,0	0,358	0,650	3841,0	521	57,62	155,62
	240	355	319,5	0,129	4,8	0,13	111,0	0,313	0,502	2967,0	624	44,5	161,82
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,13	97,1	0,588	1,319	7797,0	309	116,96	175,12
5'	95	205	184,5	0,326	2,76	0,13	97,1	0,474	0,971	5737,8	359	86,07	153,52
	120	240	216	0,258	3,08	0,13	97,1	0,405	0,768	4540,9	400	68,11	143,39
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,13	97,1	0,353	0,614	3625,7	455	54,39	139,93
	185	310	279	0,167	4,01	0,13	97,1	0,313	0,497	2939,3	521	44,09	142,09
	50	140	126	0,62	2,11	0,226	76,2	0,544	1,975	11673,8	477	175,11	264,76
6'	70	165	148,5	0,443	2,38	0,226	76,2	0,462	1,412	8341,1	538	125,12	226,24
6''	95	205	184,5	0,326	2,76	0,226	76,2	0,372	1,039	6138,2	624	92,07	209,34
	120	240	216	0,258	3,08	0,226	76,2	0,317	0,822	4857,8	696	72,87	203,73
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,226	76,2	0,277	0,656	3878,7	791	58,18	206,89
7'	25	90	81	1,24	1,76	0,11	35,9	0,399	0,428	2528,6	194	37,93	74,33
7''	35	115	103,5	0,89	1,88	0,11	35,9	0,312	0,307	1814,9	207	27,22	66,10
	50	140	126	0,62	2,11	0,11	35,9	0,257	0,214	1264,3	232	18,96	62,60
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,11	35,9	0,218	0,153	903,3	262	13,55	62,77
	50	140	126	0,62	2,11	0,08	62,4	0,446	0,470	2776,0	169	41,64	73,37
8	70	165	148,5	0,443	2,38	0,08	62,4	0,378	0,336	1983,5	190	29,75	65,55
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,08	62,4	0,305	0,247	1459,6	221	21,89	63,40
	120	240	216	0,258	3,08	0,08	62,4	0,260	0,195	1155,2	246	17,33	63,65
	35	115	103,5	0,89	1,88	0,2	65,9	0,573	1,878	11100,3	376	166,50	237,19
9	50	140	126	0,62	2,11	0,2	65,9	0,471	1,309	7732,8	422	115,99	195,33
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,2	65,9	0,399	0,935	5525,2	476	82,88	172,37
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,2	65,9	0,321	0,688	4066,0	552	60,99	164,77
	120	240	216	0,258	3,08	0,2	65,9	0,275	0,545	3217,8	616	48,27	164,08
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,2	65,9	0,240	0,435	2569,3	700	38,54	170,14

По результатам расчета, выбираем сечения кабелей, соответствующие минимуму приведенных затрат, как правило большее сечение.

Таким образом, суммарные приведенные затраты, при выбранных оптимальных сечениях кабелей и прочих равных условиях составят:

Таблица 8.9

Результаты расчета затрат для оптимального варианта “10 кВ”

Сравниваемые участки	Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е./год
	ЗП 10кВ
затраты на линии W1-W13	3,0648
затраты на КТП 10/6 кВ	3,433
затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП)	12,781
затраты на прокладку кабельных линий	0,703
Итого:	19,982

8. Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения

8.1 Выбор оптимального напряжения

Предварительный выбор напряжения системы внешнего электроснабжения проведем с учетом мощности субабонента, протекающей через трансформаторы ГПП.

Неизвестно, применяет ли субабонент систему компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения 0,38кВ цеховых подстанций. Поэтому в расчетной мощности трансформаторов ГПП учитываем реактивные нагрузки мощности субабонента, приближенно оцененные по данным, полученным из расчета данного проектируемого предприятия. То-есть примем коэффициент мощности субабонента равным коэффициенту мощности проектируемого предприятия:

cos_суб = cosз =Pз/Sз

cos_суб = cosз =14548,1/18092,4= 0,804

Для определения напряжения системы внешнего электроснабжения согласно рекомендациям из [2] (l<250км, Р<60 МВт) воспользуемся формулой Cтилла по [2]:

, (9.1)

где l- длина питающей линии, км (l = 60 км)

Р- передаваемая мощность, учитывающая мощность субабонентов S_суб=32 MВА

Р = S_суб + Sз

P_суб = S_суб * cos_з = 37 *0,805 = 30 MВт

Q_суб = S_суб * sin_з = 37 *0,514 = 19,028 мваp

Р = Р_суб + Р _З = P_суб + Р_З = 30+14,548 = 44,545 MВт

Q = Q_суб = 19,028 мвар

Предполагаем полную компенсацию реактивной мощности субабонента:

S_Р = == 44,545 МВА

напряжения системы внешнего электроснабжения согласно формуле (9.1):

= 115,175 кВ.

Проанализируем три варианта исполнения системы внешнего электроснабжения:

U_ном = 35 кВ

U_ном = 110 кВ

U_ном = 220 кВ

8.2 Выбор оптимального варианта главной понизительной подстанции(ГПП)

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 одного напряжения.

Поочередно рассмотрим варианты U=35кВ, U=110кВ и U=220кВ

8.2.1 Технико- экономический расчет варианта U=35 кВ

Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП 2-ух трансформаторной подстанции принимают равной 0,7 от прогнозируемого расчетного максимума нагрузки подстанции

Намечаем три варианта мощности трансформаторов с учетом нагрузочной способности:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,

Справочные данные трансформаторов взяты в соответствие с 6,приведены в табл.9.1

Таблица 9.1. Справочные данные трансформаторов

Тип	Sном MB- A	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ	uк %	Pк, кВт	Pх, кВт	I, %	RT, Ом	ХT, Ом	Qх, кВт	Ко, тыс у е
			ВН	HH
ТРДНС-25000/35	25	±8X1,5%	36,75	2х10,5	9,5	115	25	0,5	0,25	5,1	125	77
ТРДНС-32000/35	32	±8X1,5%	36,75	2х10,5	11,5	145	30	0,45	0,19	4,8	144	86
ТРДНС-40000/35	40	±8X1,5%	36,75	2х10,5	11,5	170	36	0,4	0,14	3,9	160	96

Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при P_ср= 9813,91 МВА:

(9.2)

По номограмме рис. 27.6 [3,29] при k_З.Г.=0,675 и продолжительности максимума t_max= 3 ч/сут. определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным графиком нагрузки:

. (9.3)

За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузки в летние месяцы) может быть допущена дополнительная перегрузка трансформаторов в размере

. (9.4)

Определяем сумму допустимых перегрузок трансформаторов в нормальном режиме при максимальной нагрузке завода:

(9.5)

Так как допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем

. (9.6)

2. Нормальный режим.

Коэффициент загрузки в часы максимума:

; (9.7)

Вариант 1:

К_З1 = 44,545 / 2*25 = 0,891

Вариант 2:

К_З2 = 44,545/ 2*32= 0,696

Вариант 3:

К_З3 = 44,545/ 2*40=0,557

С точки зрения работы в нормальном режиме приемлемы все варианты.

Впервом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода,поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

S_{доп max} =1,3*2*25 = 65 44,545 МВА

3. Послеаварийный режим

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):

Вариант 1:

1,4* S_ном.т =1,4*25=35 МВА. т. е.(35/44,545)*100%= 78,57%

Вариант 2:

1,4*32 =44,8 МВА. (44,8 /44,545)*100%= 100,57%

Вариант 3:

1,4*40= 56 МВА, т. е. (56/ 44,545)*100%= 125,7%

При отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе должен пропустить всю потребляемую мощность. Суммарная мощность потребителей I-ой категории - (ЭП №11, №19, №20, №21) составляет Р_I=4178,26 кВт = 28,7%).

Суммарная мощность ЭП III-ой категории составляет Р_III=1462,2 кВт=10,1%).

Т.о. нагрузка по предприятию преимущественно II - ой категории Р_II= 61,2%

Предполагая наличие потребителей I-ой, II-ой, III-ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:

Р_I = 28,7%; Р_II = 61,2%; Р_III = 10,1%

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III -ей и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (5.2)-(5.10).

Принимаем при расчётах k_И.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

; квар;

квар;

;

кВт;

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

; кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт; кВт,

здесь k_з0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2.

квар;

квар;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Вариант 3.

квар; квар;

кВт; кВт;

кВт;

кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по формуле (9.8) [3,42]:

; (9.8)

=12,927 МВА;

= 15,217 МВА;

= 18,76 МВА;

На первом этапе целесообразна работа одного из трансформаторов при работе на первых ступенях графика нагрузки при коэффициенте загрузки (К_З). Далее, при определенной нагрузке и соответствующем коэффициенте загрузки (К_З0,5) трансформаторы работают параллельно.При этом переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8).

Определяем коэффициенты загрузки трансформатора в обоих случаях для каждой ступени по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при - К_З или - К_{З 0,5} и заносим в табл. 9.2. Далее определяются потери электроэнергии в трансформаторах для каждой ступени графика по формуле:

кВт*ч/год,

кВт*ч,

Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл.9.2.

Таблица 9.2. Результаты расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (35кВ)

№ ступени	Нагрузка, S	Продол-жительность ступени, tст,	kз	kз0,5	Продолжитель-ность ступени, t'ст,	Потери мощности, P,	Потери ЭЭ, W,
	МВА	%			час в году	кВт	кВт*ч
2х25 МВА
1	14,700	33	-	0,294	2555	102,908	262930,0
2	22,273	50	-	0,445	730	155,264	113342,7
3	28,954	65	-	0,579	365	219,271	80034,0
4	31,182	70	-	0,624	365	244,317	89175,9
5	33,409	75	-	0,668	365	271,219	98994,9
6	35,636	80	-	0,713	1095	299,976	328473,6
7	37,418	84	-	0,748	730	324,317	236751,5
8	40,091	90	-	0,802	730	363,055	265030,5
9	42,318	95	-	0,846	730	397,378	290086,0
10	44,545	100	-	0,891	1095	433,556	474743,9
						2811,26	2239563,0
2х32 МВА
1	14,700	33	0,459	-	2555	106,63	272429,3
2	22,273	50	-	0,348	730	154,09	112485,7
3	28,954	65	-	0,452	365	209,08	76312,8
4	31,182	70	-	0,487	365	230,59	84166,2
5	33,409	75	-	0,522	365	253,70	92601,4
6	35,636	80	-	0,557	1095	278,41	304855,0
7	37,418	84	-	0,585	730	299,32	218501,5
8	40,091	90	-	0,626	730	332,60	242794,8
9	42,318	95	-	0,661	730	362,08	264319,1
10	44,545	100	-	0,696	1095	393,16	430510,2
						2619,66	2098976,1
2х40 МВА
1	14,700	33	0,3675	-	2555	98,02	250444,7
2	22,273	50	0,5568	-	730	168,02	122651,7
3	28,954	65	-	0,362	365	192,79	70369,7
4	31,182	70	-	0,390	365	209,54	76480,5
5	33,409	75	-	0,418	365	227,52	83044,1
6	35,636	80	-	0,445	1095	246,74	270180,9
7	37,418	84	-	0,468	730	263,01	191998,4
8	40,091	90	-	0,501	730	288,91	210901,4
9	42,318	95	-	0,529	730	311,85	227649,8
10	44,545	100	-	0,557	1095	336,03	367955,2
						2242,3	1871676,3

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

тыс у е

тыс у е

28,075тыс у е

Суммарные затраты:

З₁ = 2*77*(0,125+0,064+0,03) + 33,593= 67,319 тыс. у.е.

З₂ = 2*86*(0,125+0,064+0,03) + 31,484= 69,152 тыс. у.е.

З₃ = 2*96*(0,125+0,064+0,03) + 28,075= 70,123 тыс. у.е.

Таким образом более экономичным является вариант с трансформаторами 25000 кВА.,

Итоговые затраты варианта 35 кВ кВ:

З₃₅ = 67,319 тыс.у.е.

8.2.2 Технико-экономический расчет варианта U=110 кВ

Намечаем три варианта мощности трансформаторов:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,

Таблица 9.3. Справочные данные трансформаторов 110кВ

Тип	Sном MB- A	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ	uк %	Pк, кВт	Pх, кВт	I, %	RT, Ом	ХT, Ом	Qх, кВт	Ко, тыс у е
			ВН	HH
ТРДЦН-25000/110	25	±9х1,78%	115	11;	10,5	120	27	0,7	2,54	55,9	175	84
ТД-40000/110	40	±2x2,5%	121	10,5	10,5	160	50	0,65	1,46	38,4	260	109
ТРДЦН-63000/110	63	±9x 1,78%	115	10,5;	10,5	260	59	0,6	0,87	22	378	136

1.-Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при P_ср= 9813,91 МВА:

Далее в соответствии с формулами (9.3)-(9.7) пункта 9.1

Так-же как и в предыдущем пункте 9.1, допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем

.

2. Нормальный режим.

Коэффициент загрузки в часы максимума:

;

Вариант 1:

К_З1 = 44,545 / 2*25 = 0,891

Вариант 2:

К_З2 = 44,545 / 2*40= 0,557

Вариант 3:

К_З3 = 44,545 / 2*63=0,354

С точки зрения работы в нормальном режиме с учетом систематической перегрузки приемлемы все варианты.

В первом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода, поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

S_{доп max} =1,3*2*25 = 65 44,545 МВА

3. Послеаварийный режим

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):

Вариант 1:

1,4*25 =35 МВА. (35/44,545)*100%= 78,57%

Вариант 2:

1,4*40 =56 МВА. (56/44,545)*100%= 125,71%

Вариант 3:

1,4*63= 88,2 МВА, (88,2/ 44,545)*100%= 198%

Предполагая наличие потребителей I-ой, II-ой, III-ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:

Р_I = 28,7%

Р_II = 61,2%

Р_III = 10,1%

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III -ей

и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формуле (9.8) [3,42]:

Принимаем при расчётах k_И.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

; квар;

квар;

;

кВт;

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

; кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт; кВт,

здесь k_з0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2.

квар; квар;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Вариант 3.

квар; квар;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по (9.8) [3,42]:

;

=13,336 МВА;

= 23,34МВА;

= 32,35МВА;

Переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8). Потери электроэнергии на первой ступени S₁=14,7 МВА составят:

кВт*ч/год,

кВт*ч/год,

Результаты расчёта по определению годовых потерь мощности и энергии по варианту (110 кВ)сведены в табл 9.4.

Таблица 9.4. Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ)

№ ступени	Нагрузка, S	Продол-жительность ступени, tст,	kз	kз0,5	Продолжитель-ность ступени, t'ст,	Потери мощности, P,	Потери ЭЭ, W,
	МВА	%			час в году	КВт	кВт*ч
2 по 25 МВА
1	14,700	33	-	0,294	2555	114,933	293654,335
2	22,273	50	-	0,445	730	171,209	124982,508
3	28,954	65	-	0,579	365	240,008	87602,9445
4	31,182	70	-	0,624	365	266,929	97429,2582
5	33,409	75	-	0,668	365	295,845	107983,447
6	35,636	80	-	0,713	1095	326,755	357796,532
7	37,418	84	-	0,748	730	352,918	257630,463
8	40,091	90	-	0,802	730	394,557	288026,527
9	42,318	95	-	0,846	730	431,449	314957,905
10	44,545	100	-	0,891	1095	470,336	515017,55
						3064,94	2445081,47
2 по 40 МВА
1	14,700	33	0,3675	-	2555	142,78	364810,2
2	22,273	50	0,5568	-	730	192,61	140608,8
3	28,954	65	-	0,362	365	222,93	81370,9
4	31,182	70	-	0,390	365	238,42	87023,5
5	33,409	75	-	0,418	365	255,05	93094,8
6	35,636	80	-	0,445	1095	272,84	298754,3
7	37,418	84	-	0,468	730	287,89	210156,5
8	40,091	90	-	0,501	730	311,84	227641,8
9	42,318	95	-	0,529	730	333,06	243134,0
10	44,545	100	-	0,557	1095	355,43	389195,5
						2612,9	2135790,5
2 по 63 МВА
1	14,700	33	0,2333	-	2555	110,06	281209,4
2	22,273	50	0,3535	-	730	151,73	110766,3
3	28,954	65	0,4596	-	365	202,68	73978,4
4	31,182	70	0,4949		365	222,62	81254,9
5	33,409	75		0,265	365	238,86	87185,4
6	35,636	80		0,283	1095	250,31	274087,7
7	37,418	84	-	0,297	730	260,00	189796,7
8	40,091	90	-	0,318	730	275,41	201050,9
9	42,318	95	-	0,336	730	289,07	211022,3
10	44,545	100	-	0,354	1095	303,47	332299,0
						2304	1842651,2

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

= 36,766тыс у е

= 32,0369тыс у е

= 27,64тыс у е

Суммарные затраты:

З₁ = 2*84*(0,125+0,064+0,03) + 36,766 = 73,558 тыс. у.е.

З₂ = 2*109*(0,125+0,064+0,03) + 32,0369= 79,779 тыс. у.е.

З₃ = 2*136*(0,125+0,064+0,03) + 27,64 = 87,21 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 110кВ 2х25000 кВА., З₁₁₀ = 73,558 тыс.у.е.

8.2.3 Технико-экономический расчет варианта U=220 кВ

Намечаем два варианта мощности трансформаторов:

2*40 МВА, 2*63 МВА,

Принимаем по таблице[3] следующие трансформаторы:

Таблица 9.5. Справочные данные трансформаторов

Тип	Sном MB- A	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ	uк %	Pк, кВт	Pх, кВт	I, %	RT, Ом	ХT, Ом	Qх, кВт	Ко, тыс у е
			ВН	HH
ТРДН-40000/220	40	±8x1,5%	230	11/11	12	170	50	0,9	5,6	158,7	360	169
ТРДЦН-63000/220	63	±8X1,5%	230	11/11	12	300	82	0.8	3,9	100,7	504	193

Порядок расчета аналогичен предыдущему так как используем трансформаторы той же мощности но на напряжение Uвн=220кВ

С точки зрения работы в нормальном и аварийном режиме приемлемы все варианты

Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формулам (9.3)-(9.7) пункта 9.1.

Принимаем при расчётах k_И.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

квар;

квар;

кВт;

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт,

Вариант 2.

квар;

квар;

кВт;

кВт;

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

кВт;

в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт.

Нагрузка, при которой необходимо переходить на работу с 2-мя трансформаторами

= 23,038 МВА;

= 35,31 МВА;

Потери электроэнергии на первой ступени (S₁=14,7 МВА) составят:

кВт,

Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ) сведены в табл.9.6.

Таблица 9.6. Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ)

№ ступени	Нагрузка, S	Продол-жительность ступени, tст,	kз	kз0,5	Продолжитель-ность ступени, t'ст,	Потери мощности, P,	Потери ЭЭ, W,
	МВА	%			час в году	кВт	кВт*ч
2 по 40 МВА
1	14,700	33	0,367	-	2555	123,37	315215,3
2	22,273	50	0,557	-	730	195,12	142435,0
3	28,954	65	-	0,362	365	243,41	88845,9
4	31,182	70	-	0,390	365	260,57	95109,6
5	33,409	75	-	0,418	365	279,01	101837,2
6	35,636	80	-	0,445	1095	298,71	327086,4
7	37,418	84	-	0,468	730	315,39	230232,3
8	40,091	90	-	0,501	730	341,93	249607,9
9	42,318	95	-	0,529	730	365,45	266775,0
10	44,545	100	-	0,557	1095	390,23	427305,1
						2813,2	2244449,7
2 по 63 МВА
1	14,700	33	0,2333	-	2555	144,36	368833,6
2	22,273	50	0,3535	-	730	192,50	140526,5
3	28,954	65	0,4596	-	365	251,36	91746,6
4	31,182	70	0,4949	-	365	274,39	100153,1
5	33,409	75	0,5303		365	299,13	109182,3
6	35,636	80	0,5657		1095	325,57	356502,7
7	37,418	84	-	0,297	730	334,78	244388,1
8	40,091	90	-	0,318	730	352,59	257390,2
9	42,318	95	-	0,336	730	368,37	268910,3
10	44,545	100	-	0,354	1095	385,00	421579,5
						2928,06	2359212,9

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го варианта соответственно:

= 33,667 тыс у е

= 35,388 тыс у е

Суммарные затраты:

З₁ = 2*169*(0,125+0,064+0,03) + 33,667 = 107,69 тыс. у.е.

З₂ = 2*193*(0,125+0,064+0,03) + 35,388 = 119,92 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 220кВ 2х40000 кВА., З₂₂₀ = 107,69 тыс.у.е.

8.3 Выбор оптимального варианта воздушной линии электропередачи (ВЛЭП)

Линия, питающая ГПП, выполнена воздушной линией электро- передачи (ВЛЭП),

Двухцепной, по количеству трансформаторов ГПП, в соответствии с требованиями надежности электорснабжения.

Расчет сводится к определению минимальных приведенных затрат и проводится по методу экономических интервалов.

8.3.1 Технико-экономический расчет варианта U=35кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потерь мощности в трансформаторах ГПП, и возможностью отключения ЭП 3-ей категории в аварийном режиме, составит:

;

I _расч =I_max= = 390,6 А.;

где - S_P - суммарная нагрузка предприятия и субабонента, кВт;

Р_ГПП - потери активной мощности в трансформаторах ГПП (35кВ), кВт;

U_Н - номинальное напряжение варианта исполнения ВЛЭП;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока j_э=1,0 А/мм² при Т_max>5000ч

(по табл. 4-47 [2,628]) определим по формуле:

.F = 390,6/1.0 = 390,6 мм^2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке, намечаем три варианта исполнения ВЛЭП по 6:

а) АС-120/19 F=120 мм² (I_доп=380 А), r₀ = 0,249 Ом/км, К_о = 17,3 тыс.у.е.

б) АС-150/24 F=150 мм² (I_доп=445 А)., r₀ = 0,198 Ом/км, К_о = 17,8 тыс.у.е.

б) АС-185/29 F=185 мм² (I_доп=510 А)., r₀ = 0,162 Ом/км, К_о = 18,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

К_Л1=17,3*60 = 1038 тыс. у.е.,

К_Л2=17,8*60 = 1068 тыс. у.е.

К_Л3=18,4*60 = 1104 тыс. у.е.

По табл. 7.32 [2,358] находим значения активных сопротивлений проводов:

R_Л1=0,249*60 = 14,94 Ом;

R_Л2=0,198*60 = 11,88 Ом.

R_Л2=0,162*60 = 9,72 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

З_л1 = (0,125+0,024+0,04)*1038 +2*(3*I² * (14,94)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,04)*1068 +2*(3*I² * (11,88)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,04)*1104 +2*(3*I² * (9,72)* 4477*1,5*10^-8);

Изменяя значение тока в формулах для каждого из вариантов от 50А до 390,6А, получим значение затрат, зависящее от величины тока в линии в различные моменты времени, по результатам расчетов (табл.9.7) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 35кВ (рис.9.1)

Таблица 9.7. Определение приведенных затрат ВЛ 35 кВ по экономическим интервалам

Ii,A	50	100	150	200	250	300	350	390,6
ЗЛ1, тыс. у.е.	166,34	188,91	226,54	279,21	346,93	429,70	527,53	618,03
ЗЛ2, тыс. у.е.	169,39	187,34	217,26	259,14	312,99	378,81	456,60	528,56
ЗЛ3, тыс. у.е.	173,81	188,49	212,97	247,24	291,30	345,15	408,80	467,68

Очевидно, что сечения АС-120 наболее экономично, чем сечение АС-150, АС-185 предпочтительнее. Это объясняется тем что, кривая для сечения АС-120, храктеризующая затраты, при минимальных нагрузках - значительно ниже,а при при максимальных нагрузках ненамного превышает остальные кривые, что видно из графика.

Т.о. принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (I_доп=380 А)при U=35кВ.

8.3.2 Технико-экономический расчет варианта U= 110кВ

Ток, протекающий по линии:

I _расч = = 124,28 А.; I_max =2 I _расч=2*124,28=248,56 А;

Сечение провода марки АС при экономической плотности тока j_э=1,0 А/мм²:

= 248,56/1.0 = 248,56 мм^2.

Рассмотрим три варианта исполнения ВЛЭП

а) АС-70/11 F=70 мм² (I_доп=265 А), r₀ = 0,428 Ом/км, К_о = 20,4 тыс.у.е.

б) АС-95/16 F=95 мм² (I_доп=330 А)., r₀ = 0,306 Ом/км, К_о = 21 тыс.у.е.

в) АС-120/19 F=120 мм² (I_доп3805 А)., r₀ = 0,249 Ом/км, К_о = 21,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

К_Л1=20,4*60 = 1224 тыс. у.е.,

К_Л2=21*60 = 1260 тыс. у.е.

К_Л3=21,4*60 = 1284 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

R_Л1=0,428*60 = 25,68 Ом;

R_Л2=0,306*60 = 18,36 Ом.

R_Л2=0,249*60 = 14,94 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

З_л1 = (0,125+0,024+0,004)*1224 +2*(3*I² * (25,68)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,004)*1260 +2*(3*I² * (18,36)* 4477*1,5*10^-8);

З_л3 = (0,125+0,024+0,004)*1284 +2*(3*I² * (14,94)* 4477*1,5*10^-8);

Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.8) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 110кВ (рис.9.2)

Таблица 9.8. Определение приведенных затрат ВЛ 110 кВ по экономическим интервалам

Ii,A	20	40	60	80	100	120	140
ЗЛ1, тыс. у.е.	191,41	203,83	224,52	253,49	290,74	336,27	390,08
ЗЛ2, тыс. у.е.	195,74	204,62	219,41	240,13	266,76	299,31	337,78
ЗЛ3, тыс. у.е.	198,86	206,08	218,12	234,98	256,65	283,14	314,44

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (I_доп=510 А)при U=110кВ

8.3.3 Технико-экономический расчет варианта U= 220кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потери мощности в трансформаторах ГПП, составит:

I _расч = = 62,14 А.;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока j_э=1,0 А/мм² при Т_max>5000ч:

= 124,28/1.0 = 124,28 мм^2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке (максимальный ток линии, в случае выхода из строя одной из двух составит 2I_расч = 2*62,14=124,28 А), намечаем три варианта исполнения ВЛЭП

Рассмотрим сечения:

а) АС-240/32 F=240 мм² (I_доп=610 А), r₀ = 0,121 Ом/км, К_о = 30,6 тыс.у.е.

б) АС-300/48 F=300 мм² (I_доп=690 А)., r₀ = 0,125 Ом/км, К_о = 31,2 тыс.у.е.

в) АС-400/51 F=400 мм² (I_доп=835 А)., r₀ = 0,075 Ом/км, К_о = 35 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

К_Л1=30,6*60 = 1836 тыс. у.е.,

К_Л2=31,2*60 = 1872 тыс. у.е.

К_Л3=35*60 = 2100 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

R_Л1=0,121*60 = 7,26 Ом;

R_Л2=0,125*60 = 7,5 Ом.

R_Л2=0,075*60 = 4,5 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

З_л1 = (0,125+0,024+0,004)*1836 +2*(3*I² * (7,26)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,004)*1872 +2*(3*I² * (7,5)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,004)*2100+2*(3*I² * (4,5)* 4477*1,5*10^-8);

Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.9) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 220кВ (рис.9.3)

Таблица 9.9. Определение приведенных затрат ВЛ 220 кВ по экономическим интервалам

Ii,A	10	20	30	40	50	60	70
ЗЛ1, тыс. у.е.	187,56	188,44	189,90	191,95	194,59	197,80	201,61
ЗЛ2, тыс. у.е.	193,08	193,99	195,50	197,62	200,33	203,66	207,59
ЗЛ3, тыс. у.е.	196,63	197,18	198,08	199,35	200,98	202,98	205,34

Рис 9.3. Приведенные затраты ВЛ 220 кВ для сечений провода АС-240,АС-300,АС-400

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-240 (I_доп=610 А)при U=220кВ

Результаты расчетов по выбору варианта внешнего электроснабжения завода сведем в таблицу 9.10, сравним приведенные затраты на сооружение ГПП и ВЛЭП по вариантам с учетом потерь электроэнергии, выберем оптимальный вариант.

Таблица 9.10. Результаты расчетов по выбору варианта системы внешнего электроснабжения завода

Вариант №	Напряжение, U кВ	Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е	Суммарные приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е	вариант исполнения
		ВЛЭП	Трансформаторы ГПП
					ВЛЭП	ГПП
1	35	467,68	67,319	534,999	2АС-185	ТРДНС 2х25МВА
2	110	283,14	73,558	356,698	2АС-120	ТРДЦН 2х25МВА
3	220	197,8	107,69	305,49	2АС-240	ТРДН 2х40МВА
Оптимальный.	220	197,8	107,69	305,49	2АС-240	ТРДН 2х40МВА