3. Визначення оптимальної напруги живлення головної понижувальної підстанції

Вибір номінальних напруг елементів електричної мережі являється техніко - економічною задачею і повинен виконуватись сумісно з вибором схеми електропостачання на основі розгляду можливих варіантів. При проектуванні для визначення напруги ліній електропередачі може бути використана формула Стілла згідно якої:

де – розрахункова активна потужність що передається від районної підстанції до заводу кВт

– довжина лінії, км

– кількість ліній електропередачі, шт.

Дана формула застосовується при невеликих довжинах ліній (до 250 км) та при передачі потужності (до 60 МВт).

При розрахунку напруги по даній формулі ми отримаємо нестандартну напругу. Для подальших розрахунків приймаємо більшу та меншу стандартні напруги відносно напруги розрахованої за формулою Стілла. Дальніші розрахунки проводимо для всіх вибраних варіантів стандартних напруг.

На основі відомих ступенів напруги на районній ПС і визначеної оптимальної величини нестандартної напруги приймаємо для техніко-економічного порівняння два варіанти схеми зовнішнього електропостачання (СЗЕ) із стандартами напруги 35 кВ і 110 кВ.

3. Вибір варіанту схеми зовнішнього електропостачання підприємства

Нам доступні два варіанти схеми електропостачання заводу:

Варіант 1 – напруга живлення становить 110 кВ,

Варіант 2 – напруга живлення становить 35 кВ.

Параметри можливих трансформаторів ГПП для прийнятих варіантів наведені у табл. 4.2.

Таблиця 4.2

Варіанти трансформаторів для порівняння варіантів

№ п/п		Модель
1	110	ТД – 10000/110	10000	44	11	110
2	35	ТД – 10000/35	10000	46,5	9,2	60

Розраховуємо капітальні затрати на трансформатор варіанту 1.

де – кількість трансформаторів

– вартість одного трансформатора,

–курс гривні відносно долара США.

Для розрахунку втрат енергії нам необхідно визначити час використання максимального навантаження () та час максимальних втрат (τ). Для даного типу заводуприймаємо рівне 5000 год. Відповідно час максимальних втрат визначаємо з формули:

Знаходимо втрати електроенергії на обмотках трансформатора відповідно сталих та змінних (залежних від навантаження):

де – втрати потужності в досліді неробочого ходу трансформатора

– втрати потужності в досліді короткого замикання трансформатора

Визначаємо вартість втрат електроенергії на обмотках трансформатора:

де – питома вартість втрати електроенергії відповідно залежних та незалежних від завантаження обладнання,.

Розраховуємо експлуатаційні витрати через капіталовкладення:

де – річна норма експлуатаційних витрат на технічне обслуговування і поточний ремонт.

Визначаємо дисконтовані витрати з виразу:

де – нормативний коефіцієнт дисконтування.

Аналогічно як для першого варіанту рахуємо дисконтовані витрати для другого варіанту, отримані результати записуємо у табл. 4.3.

Таблиця 4.3

Результати розрахунку дисконтованих витрат для трансформаторів

№ п/п
1	110	5,3	440000	34699	504,347	9,086
2	35	2,88	465000	29021	526,577	6,47

Для живлення підприємства приймаємо двоколову повітряну лінію виконану на залізобетонних опорах з одночасною підвіскою двох ліній з сталеалюмінієвими проводами марки АС.

Переріз проводу, що відповідає мінімуму дисконтованих витрат, і є економічно доцільним перерізом. В загальному випадку він буде нестандартним, тільки в окремих випадках може збігтись зі стандартним.

Після того, як буде обрано економічно доцільний переріз проводу, необхідно остаточно вибрати найближчий до оптимального стандартний переріз.

Наведемо приклади найбільш імовірних перерізів проводів і запишемо їх параметри у табл. 4.4, і для кожного з них проведемо визначення дисконтованих витрат.

Таблиця 4.4

Технічні характеристики проводів

№ п/п	Марка проводу
Варіант 1 – напруга 110 кВ
1	АС-70/11	70	0,428	0,432	265	12
2	АС-95/16	95	0,306	0,421	330	12
3	АС-120/19	120	0,249	0,414	390	11,4
4	АС-150/24	150	0,198	0,406	450	11,7
Варіант 2 – напруга 35 кВ
1	АС-95/16	95	0,306	0,421	330	10,6
2	АС-120/19	120	0,249	0,414	390	10,8
3	АС-150/24	150	0,198	0,406	450	11,2
4	АС-185/29	185	0,162	0,413	510	12,9

Розраховуємо вартість спорудження лінії:

де – питома вартість повітряної лінії,.

Розраховуємо втрати на лінії:

Розраховуємо експлуатаційні витрати через капіталовкладення:

Визначаємо дисконтовані витрати:

Таблиця 4.5

Дисконтовані витрати для ЛЕП

№ п/п	Марка проводу
Варіант 1 – напруга 110 кВ
1	АС-70/11	70	7200	120,05	8576,4
2	АС-95/16	95	7200	85,8	8348,2
3	АС-120/19	120	6840	69,8	7852,8
4	АС-150/24	150	7020	55,54	7951,9
Варіант 2 – напруга 35 кВ
1	АС-95/16	95	6360	847,8	12521
2	АС-120/19	120	6480	689,6	11597,7
3	АС-150/24	150	6720	548,6	10915
4	АС-185/29	185	7740	448,9	11352

Для кожної напруги вибираємо три перерізи з найменшими дисконтованими витратами:

Визначаємо доцільний переріз проводу за формулою:

де – коефіцієнт, який визначається за виразом:

Отже для варіанту – 1 з напругою 110 кВ доцільно вибирати переріз . Аналогічно проводимо розрахунок для другого варіанту і заносимо дані в табл. 4.6.

Таблиця 4.6.

Результати розрахунків економічно-доцільних перерізів

№ п/п				,	Марка проводу
1	110	131	150	7,9519	АС-150/24
2	35	155,96	185	11,352	АС-185/29

Для вибору оптимальної напруги джерела живлення слід просумувати дисконтовані витрати, отримані під час вибору перерізу проводу та трансформатора ГЗП.

Сумарні дисконтовані витрати наведені в табл. 4.7.

Таблиця 4.7.

Сумарні дисконтовані витрати

№ п/п			,
1	110	9,086	7,9519	9,094
2	35	6,47	11,352	6,484

Отже проаналізувавши вище наведені дані, модні зробити висновки що Варіант – 2 з номінальною напругою живлення 35 кВ є найбільш економічнішим. Схема зовнішнього електропостачання зображена на рис. 4.3.

На ГПП встановлюємо трансформатори типу ТДН – 16000/35.

Рис. 4.3 Схема зовнішнього електропостачання заводу