2.2.4. Метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции

Метод относится к вспомогательным методам определения элек­трических нагрузок. Он приемлим для потребителей с неизменной или мало изменяющейся нагрузкой.

Для определения расчетной мощности по этому методу необходимо знать удельный расход электроэнергии на единицу продукции Эуд, количество продукции, выпускаемой за смену или производительность установки за смену Мсм и продолжительность наиболее загруженной смены Тсм . Расчетная мощность в этом случае

При наличии данных о годовом объеме выпускаемой продукции Мгод расчетную нагрузку можно определить по формуле

где Тм -число часов использования максимума активной мощности в год.

Анализируя изложенные методы, следует отметить, что наиболь­шее применение в практике проектирования систем электроснабжения предприятий нефтяной и газовой промышленности нашел метод упоря­доченных диаграмм.

3 Выбор числа и мощности трансформаторов

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в

зависимости от категории электроснабжения потребителей.

Потребители Ш категории допускают перерыв в электроснабже­нии на время ремонта поврежденного элемента, доставки складского резерва или на время резервирования, осуществляемого по линиям низшего напряжения от соседних ТП. продолжительностью не более одних суток. Для потребителей III категории рекомендуется приме­нять подстанцию с одним трансформатором.

Номинальная мощность трансформатора выбирается по расчетной максимальной мощности потребителя:

Расчетная нагрузка Sp принимается с учетом перспективы развития предприятия на ближайшие 5 лет.

Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независи­мых источника электроснабжения, т. е. двухтрансформаторные подс­танции.

Номинальная мощность каждого из трансформаторов выбирается из условия:

При таком выборе в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор должен обеспечить нормальное электроснабжение всех потребителей I и II категорий надежности, перегружаясь при этом не более, чем на 40%, т.е.

Такая перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в сутки сроком не более, чем на 5 суток [8]. Считают, что этого времени достаточно для устранения аварии, ремонта или заме­ны поврежденного элемента. Для двухтрансформаторных подстанций рекомендуется выбирать трансформаторы однотипные. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме

На ответственных объектах в райо­нах Западной Сибири, учитывая труднодоступность, сложность размещения и эксплуатации подстанций, выбор единичной мощности трансформаторов и автотрансформаторов двухтрансформаторной подс­танции должен производиться из условий 100%. резервирования элект­роснабжения потребителей.

4, Разработка схемы электроснабжения

Исходными данными при разработке проекта электроснабжения объектов АПК являются, место распо­ложения источника электроэнергии и его параметры. Таким источни­ком, как правило, является главная понизительная подстанция (ГПП с двумя трансформаторами. При наличии .двух или нескольких ГПП проводят технико-экономическое сравнение различных вариантов схем электроснабжения,

Основными условиями: проектирования рациональной схемы элек­троснабжения являются надежность, экономичность, качество элект­роэнергии у потребителя. Для крупных предприятий наиболее надеж­ной и экономичной является система электроснабжения с применением глубоких вводов, при которой сети 35.- 220 кВ максимально приближены к потребителям электроэнергии [3].

Система электроснабжения строится таким образом, чтобы все ее элементы постоянно находились под нагрузкой, т.е. чтобы не было холодного резерва. Вместе с тем, параллельно установленные транс­форматоры и параллельные линии электропередачи должны работать раздельно, так как при этом снижаются токи короткого замыкания и удешевляются схемы коммутаций.

Выбор напряжения распределительных сетей зависит от мощности предприятия, расстояния от ГПП и напряжения источника питания. Уровень номинальных напряжений для различных значений передавае­мой мощности и расстояния ориентировочно можно определить по табл. 4.1 [1,13].

Таблица 4.1

Рекомендуемые уровни номинальных напряжений в зависимости от передаваемой мощности и расстояния

Передаваемая мощность (на одну цепь), МВ*А	Длина линии, км	Нормальное напряжение, кВ
До 0,1 0,1..............3 2.................15 15...............100	До 3 3.......................15 10.....................30 30.....................100	До 1 6.....................10 20....................35 110..................220

Окончательно номинальное напряжение электрической сети выби­рают путем технико-экономического сравнения нескольких вариантов номинальных напряжений.

В схемах электроснабжения должны быть рассмотрены также ме­роприятия по компенсации реактивной мощности, которую наиболее целесообразно осуществлять у потребителей.

Распределительные сети напряжением 10 - 35 кВ могут быть как радиальными, так и магистральными. Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей I категории по надёжности электроснабжения должно осуществляться по двум линиям электропередач от разных секций шин одной подстанции идя двух отдельных подстанций с установкой на вводе блока АВР.

Институтом "Энергосетьпроект" разработаны типовые схемы тран­сформаторных подстанций 35/10; 10/0,4 кВ, ко­торые рекомендуется применять в проектах (рис. 4.1,):

1. б)

в) г)

Рис. 4.1. Схемы распределительных устройств 35 кВ, рекомен­дуемые для объектов I и II категорий по надежности электроснабжения.

а) два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (схема 35-4Н)'" - при подключении подстанции к ту­пиковым или транзитным линиям (рис. 4.1,а);

б) мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов (схема 35-5АН) - при подк­лючении подстанции к транзитным ВЛ (рис.4.1.6);

в) мостик с выключателями в цепях трансформаторов"- при подк­лючении подстанций к. тупиковым (схема 35-5А) и транзитным (схема 35-5Б) линиям (рис.4.1.в);

г) одна рабочая секционированная выключателем система шин (схема 35-9) - для опорных подстанций с развитыми РУ 35 кВ (рис. 4.1г).

Нетиповые схемы распределительных устройств' могут применяться только в случае специального технико-экономического обоснования.

5. ВЬБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ

Выбор сечения проводов воздушных линий и жил кабелей произво­дят в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Электрические сети рассчитывают:

- по экономической плотности тока;

- по нагреву;

- по потере напряжения;

- на механическую прочность;

- по условию возникновения короны.

Согласно ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения про­изводят по так называемой экономической плот­ности тока, которая зависит от материала проводников и числа часов использования максимума активной мощности. Сечение проводников проектируемой линии с достаточной точностью можно оп­ределить по формуле [4.9]:

где - расчетное значение тока. А;

jэк - экономическая плотность тока, А/кв.мм. Расчетное значение тока можно определить по величине ак­тивной Рр . либо полной Sp расчетной мощности:

Нормированные значения экономической плотности тока для зоны

Западной Сибири приведены в табл. 5.1 [10].

Таблица 5.1

Экономическая плотность тока для районов Западной Сибири

проводники	продолжительность использования максимума нагрузки,ч
	1000 - 3000	3000 - 5000	5000 - 8760
алюминиевые и сталеалюминевые провода	1,5	1,4	1,3
кабели с медными жилами	3	2,5	2
кабели с алюминиевыми жилами	1,8	1,6	1,5

Сечение провода или жилы кабеля, полученное в результате рас­чета округляется до ближайшего стандартного знания.

Выбору сечений по экономической плотности тока не подлежат сети напряжением до 1 кВ, рассчитываемые по потере напряжений сборные шины электроустановок всех напряжений, сети временное со­оружений и устройств со сроком службы менее 5 лет [10].

Выбор сечений проводов и кабелей по нагреву про­изводят по расчетному току Jр Поскольку многие сельскохозяйственные предприятия относятся к потребителям I и II категориям, то для их электроснабжения часто применяют параллельно работающие линии. В качестве расчетного тока для параллельно работающих линий при­нимают ток послеаварийного режима.

Для правильного решения вопросов проектирования и технической эксплуатации надо четко различать аварийный и послеаварийный режимы.

Под аварийным режимом понимают кратковременный переходный процесс, вызванный нарушением нормального режима работы системы электроснабжения, который продолжается до отключения поврежденного элемента или участка. Продолжительность аварийного режима определяется в основном временем действия релейной защиты и авто­матики:

Под послеаварийный режимом подразумевают режим, возникающий после отключения поврежденных элементов, он более продолжителен, чем аварийный режим, и продолжается до восстановления нормальной работы, В послеаварийном режиме система электроснабжения должна обеспечивать нормальную работу потребителей I и II категорий. Поэтому для параллельно работающих линий в качестве расчетного принимают такой ток, когда одна питающая линия вышла из строя. Условие выбора сечения провода или кабеля по нагреву

Допустимые токовые нагрузки на провода и кабели различ­ных марок в зависимости от условий среды и способа прокладки при­водятся в справочниках [7,8, 11] Допустимые нагрузки определены исходя из температуры окружающего воздуха 25 С и температуры земли 15 . Если температура среды отличается от указанных зна­чений, то данные таблиц умножают на поправочные коэффициенты.

Нужно иметь в виду, что сечения проводов при наружной про­кладке очень редко выбирают по нагреву, а в подавляющем боль­шинстве случаев определяют по допустимой потере напряжения или по экономической плотности тока, которые получаются значительно меньше.

Сечение проводов электрической сети по потере напряжения выбирают так, чтобы напряжение в конце линии поддерживалось на необходимом уровне. Расчет электрических сетей переменного тока всегда ведут не по падению, а по потере напряже­ния, которая представляет собой алгебраическую разность в начале и в конце линии.

Линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше по допустимым потерям и отклонению напряжения, как правило, не рассчитывают. Для таких линий экономически целесообразней устанавливать трансформа­торы с регулированием напряжения под .нагрузкой {РПН) и поддержи­вать напряжение в конце линии на необходимом уровне.

Сети напряжением до 1 кВ. а также напряжением 6 - 10 кВ под­лежат проверке на максимальную потерю напряжения от центра пита­ния до удаленной подстанции. При этом должны быть учтены и потери в сети низшего напряжения ТЛ.

Потерю напряжения и линии или на отдельном ее участке опре­деляют по формуле:

где Ip-расчетный ток линии, А

l-длина линии, км

-активное и реактивное удельное сопротивление линии, Ом\км

соответствуют коэффициенту мощности в конце линии.

Допустимые значения отклонений напряжений от номинального на зажимах различных приемников электроэнергий регламентируются ГОСТ 13109-87 [4,9].

Согласно ГОСТ на зажимах приборов рабочего освещения допуска­ются отклонения напряжения в пределах от -2,5 до + 5% номиналь­ного, на зажимах электродвигателей и аппаратов для их пуска и управления - от -5 до +10%. На зажимах остальных приемников элек­троэнергии допускаются отклонения напряжения в пределах ± 5%. В послеаварийных режимах допускается дополнительное понижение нап­ряжения на 5%. в электрических сетях нормированных значений для потери напряжения не установлено.

Зная напряжение на шинах источника питания и подсчитав поте­ри напряжения в сети, можно определить напряжение у потребителя. При отклонениях напряжения у потребителя свыше допустимых значе­ний решается вопрос о способах регулирования напряжения у источника питания, либо о замене сечения проводов электрической сети на большее значение.

Воздушные линии, находясь на открытом воздухе, испытывают нагрузку от веса проводов, давления ветра, веса гололеда, обра­зующегося на проводах. Для надежной работы проводов, опор и дру­гих конструктивных элементов проводят расчет механической проч­ности линий или механический, расчет.

Механический расчет воздушных линий основан на применении некоторых положений курса "Сопротивление материалов", указаний ПУЭ и Строительных норм и правил (СНиП). Следует иметь в виду, что в настоящее время разработаны типовые конструкции опор для различных напряжений и разных климатических районов Российской Федерации. Поэтому проведение механического расчета целесообразно только в тех случаях, когда применяются новые типы опор или усло­вия прокладки воздушной линии отличаются от условий, предусмот­ренных, СНиП. Воздушные линии напряжением 35 кВ и выше, прокладываемые по трассам выше 1500 м над уровнем моря, должны быть проверены по условию возникновения короны. При бо­лее низких отметках проверка по условию короны не производится, если сечение провода составляет не менее 70 кв. мм при напряжении 110 кВ и не менее 240 кв.мм при напряжении 220 кВ [10]. .

При выборе сечения шин и кабелей, защищаемых релейной защи­той, проводят проверку по термической стойкости при токах корот­кого замыкания. Расчетная температура проводника при коротком за­мыкании не должна превышать предельно допустимого значения

На практике вычислить температуру проводника при коротком замыкании довольно трудно, поэтому можно сразу определить терми­чески стойкое к токам короткого замыкания сечение по формуле

где - установившееся значение тока КЗ, А; t_п - приведенное время КЗ, с;

- температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, опреде­ляется по таблицам [2].

Кабели, защищаемые плавкими предохранителями, а также провода воздушных линий на термическую стойкость к токам короткого замы­кания не проверяют.