2.3. Выбор напряжения и общей схемы внешнего электроснабжения предприятия

Промышленное предприятие может получать электроэнергию от ближайшей или собственной электростанции или от подстанции энергосистемы.

При близости источников питания (ИП) и небольшой потребляемой мощности электроэнергия (ЭЭ) подводится к распределительной подстанции (РП), которая служит для приема и распределения ЭЭ без ее преобразования или трансформации. От РП электроэнергия распределяется по цеховым подстанциям (ТП) и подводится к электроприемникам высокого напряжения (электродвигателям и электропечам) (рис. 2.1). В этих случаях напряжения питающей и распределительной сетей совпадают.

Если же предприятие потребляет значительную мощность, а источник питания удален, то возникает необходимость в сооружении высоковольтных линий электропередачи напряжением U=35-220 кВ и понизительной (рис. 2.2) подстанции 35-220/6-10 кВ (ГПП, ПГВ).

В ряде случаев выбор напряжения питающих и распределительных сетей предопределяется источником питания и не возникает необходимости в технико-экономическом сравнениях вариантов. Последнее необходимо, если от источника питания имеется возможность получения электроэнергии при двух и более напряжениях. В этом случае расчетное значение напряжения питающей линии находится по формуле Илларионова, кВ:

,

где l – длина линии, соответствующая расстоянию от предприятия до подстанции энергосистемы, км; P_р – расчетная активная мощность предприятия на границе балансового раздела с энергосистемой по (2.26), МВт.

Если отклонение расчетной величины напряжения от ближайшего большего и меньшего стандартного значения велико (например, U_р=71 кВ, то есть 35<71<110), то окончательное решение принимается путем технико-экономического сравнения вариантов стандартных значений напряжений.

При расчетном значении, близком к стандартному, принимается ближайшее номинальное значение напряжения (например, при U_р=42,3 кВ принимается U_пит=35 кВ).

Для проведения экономического сравнения вариантов намечаются возможные схемы внешнего электроснабжения с различными питающими напряжениями. Аппаратура и оборудование подстанций (ГПП, ПГВ, РП) выбирается ориентировочно, исходя из рассчитанной электрической нагрузки предприятия. При этом капитальные затраты на отдельные виды оборудования и сооружение линий принимается по справочным данным.

Рис. 2.1.  Схема питания предприятия от энергосистемы при напряжении 6-10-20 кВ: 1 – электростанции или подстанции энергосистемы; 2 – линия электропередачи (воздушная или кабельная); 3 – распределительная подстанция предприятия.

Рис. 2.2.  Схема питания предприятия от энергосистемы при напряжении 35-110-220 кВ; 1 – электростанции или подстанции энергосистемы; 2 – ЛЭП 35-110-220 кВ; 3 – ГПП или ПГВ предприятия.

Экономичность сопоставляемых вариантов определяется путем сравнения приведенных затрат двух вариантов по формуле

,

где Е=Е_н+К_л+Е_о – норма суммарных ежегодных отчислений; – годовая стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, руб; K – величина капитальных затрат, руб. Она включает в себя следующие составляющие:

,

где – капитальные затраты на сооружение воздушных иди кабельных линий; – стоимость сооружения 1 км линии; – капитальные вложения в трансформаторы; – капитальные затраты на установку электрооборудования на питающей и приемной подстанциях (выключатели, разъединители, отделители, короткозамыкатели). Если используется комплектная приемная подстанция ГПП, то

.

Стоимость потерь электроэнергии

,

где – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах; – стоимость потерь электроэнергии в линиях.

Годовая стоимость потери электроэнергии при раздельной работе трехфазных двухобмоточных трансформаторов равна

.

При параллельной работе трансформаторов

В этих выражениях S и S_ном – действительная расчетная нагрузка на один трансформатор и номинальная мощность одного трансформатора; и – потери холостого хода и нагрузочные потери одного трансформатора; Т – время работы трансформаторов, ч/год (при работе круглый год Т = 8760 ч); – стоимость 1 кВт·ч (принимается равной удельной стоимости электроэнергии по двухставочному тарифу);  – время максимальных потерь, определяется по графику активной нагрузки.

Потери в трансформаторах и без учета реактивных потерь определяются по справочной литературе, а с учетом последних рассчитываются по формулам

; ,

где k_ИП – коэффициент изменения потерь при передаче потерь реактивной мощности в трансформаторах по линиям. Он зависит от удаленности предприятия от источника питания и равен 0,02-0,12 кВт/кВар.

Реактивная мощность холостого хода трансформатора равна

Реактивная мощность, потребляемая трансформатором при номинальной паспортной нагрузке

.

Годовая стоимость потери электроэнергии для одноцепной линии:

,

где – удельные потери мощности при допустимом токе в линии; – коэффициент загрузки линии по току; l – длина линии;  - время максимальных потерь; - максимальный расчетный ток нормального режима линии; - стоимость одного кВт·ч.

При оплате потребляемой электроэнергии по двуставочному тарифу удельная стоимость потерь электроэнергии

где – основная ставка тарифа за каждый киловатт максимума активной нагрузки, руб/год;  – стоимость одного кВт·ч, руб/кВт·ч; Т_м – число часов использования максимума активной нагрузки.

Значения  и Т_м определяются по графику активной нагрузки завода:

,

,

где Р_i – мощность i-й ступени годового графика активной нагрузки, кВт; t_i – длительность этой ступени в часах.

Когда сравниваемые варианты равноценны или очень близки по результатам (различаются не более чем на 10-15 %), предпочтение нужно отдать варианту с лучшими качественными показателями (с более высоким напряжением питания).