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 неболее, 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,):
a) 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 | 2,5 | |||
| 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 типыопор 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; tп - 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.
6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
6.1. Общие положения
Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом этих токов. При проектировании систем электроснабжения определяют максимально возможные и минимальные токи КЗ. Максимальные токи КЗ рассчитывают для проверки токоведущих частей и аппаратов на термическую и динамическую стойкость, для выбора устройств по ограничению токов КЗ или времени их действия. Минимальные значения токов КЗ необходимы для оценки чувствительности релейных защит. Для получения максимального значения тока КЗ расчетным является трехфазное короткое замыкание. Расчетное место КЗ выбирают так, чтобы ток, проходящий через проверяемый аппарат, оказался максимально возможным, то есть точка короткого замыкания принимается непосредственно за проверяемым аппаратом. Все нормально работающие источники питания в том числе и двигатели, которые в момент короткого замыкания переходят в режим работы генератора, считаются включенными.
Расчетным для минимально, возможного тока КЗ является одно или двухфазное короткое замыкание в конце рассматриваемого участка при минимально возможном числе источников питания.
При расчетах максимальных и минимальных значений токов КЗ принимаются допущения:
- все источники схемы электроснабжения, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;
- расчетное напряжение каждой ступени при расчете максимального тока КЗ принимается на 5% выше номинального значения, а при расчете минимального тока КЗ - равным номинальному напряжению сети:
- короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
- сопротивление места короткого замыкания считается равным нулю;
- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;
- не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;
- не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
- не учитываются активные сопротивления элементов цепи,
если их суммарной сопротивление относительно точки короткого замыкания не превышает 1/3 суммарного индуктивного сопротивления;
- все синхронные генераторы имеют АРВ и форсировку возбуждения.
6.2. Расчет токов короткого замыкания в именованных единицах
Для расчета токов КЗ составляют расчетную схему электроснабжения и на ее основе - схему замещения сети. Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы и их параметры, влияющие на ток короткого замыкания. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить ток КЗ. В схеме замещения магнитные связи всех элементов заменены электрическими, а все элементы сети представлены сопротивлениями [23
Для расчета тока КЗ любую схему электрической сети необходимо путем последовательных преобразований привести к ее простейшему виду, изображенному на рис.6.1.
Рис.6.1. Эквивалентная схема замещения сети для определения тока короткого замыкания в точке К
Тогда ток короткого замыкания
где Еэ, Zэ - эквивалентные значения ЭДС и сопротивлений.
Для несложных схем, входящие в них величины могут выражаться в именованныхединицах. На рис. 6.2. изображена схема цепи короткого замыкания, состоящая из генератора, двух трансформаторови двух участков линий. Каждый из входящих в цепь элементов может быть выражен своим сопротивлением Z.
Рис.6.2. Расчетная схема цепи КЗ (а) и ее схема замещения (б)
При расчете в именованных единицах сопротивления выражаются вОмах. Для того, чтобы найти эквивалентное сопротивление всей цепи, надо сопротивления отдельных участков цепи привести к одному напряжению, которое называют базисным. За базисное принимают чаще всего номинальное напряжение той ступени, где расположена точка КЗ. Применяемые в расчетах средние номинальные напряжения ступеней умножают на 1.05 (6,3; 10.5; 37; 115; 230 кВ и т.д.).
Приведенные величины отмечены знаком "о " над буквой, они могут быть определены по следующим формулам:
В этих формулах Uном.ср. - номинальное напряжение данной ступени, умноженное на 1,05.
Эквивалентное приведенное сопротивление всей цепи (рис.6.2)
При наличии в схеме электроснабжения двух или нескольких источников питания их можно заменить одним эквивалентным.
Для двух источников ЭДС:
;
Если ЭДС источников равны, то 
Мощность короткого замыкания
Ток КЗ в системе электроснабжения может быть определен также методом наложения. По этому методу рассчитывается ток КЗ от каждого источника в отдельности. Результирующий ток КЗ определяют путем арифметического сложения полученных токов КЗ в рассчитываемой точке. Этим методом часто пользуются при определении токов подпитки в точке КЗ от синхронных и асинхронных двигателей.
6.3, Сопротивления отдельных элементов схемы электроснабжения
При расчете токов КЗ все элементы, входящие в схему сети, заменяют эквивалентными сопротивлениями.
Для воздушных и кабельных линий электропередачи задаются длина l и удельное сопротивление (Ом/км). Тогда сопротивление линии в именованных единицах определится:
Для генераторов, трансформаторов, реакторов, двигателей и для обобщенной нагрузки сопротивления задаются в относительных единицах. Реактивное и активное сопротивления в относительных единицах представляют собой отношение падения напряжения на данном сопротивлении при номинальном /оке к номинальному напряжению.
Сопротивления всех элементов в именованных единицах выражаются в омах и определяются по формулам:
Для генератора 
Для трансформатора 
Для реактора 
Для асинхронного двигателя 
где Кi -кратность пускового тока.
Для асинхронных двигателей сверхпереходное сопротивление можно определить также по данным табл.6.1. Для синхронных двигателей, синхронных компенсаторов сопротивление 
-определяется как и для генераторов.
Параметры системы электроснабжения могут быть заданы мощностью КЗ 
либо током КЗ 
системы. Тогда сопротивление системы можно определить из выражений:
при известной мощности КЗ
при известном токе КЗ
Если данные о сопротивлениях отдельных элементов схемы отсутствуют, то при расчете токов КЗ можно руководствоваться следующим [6,10):
для турбогенераторов мощностью 2,5 - 6 МВт сверхпереходное сопротивление 
можно принять равным 0,11;
для гидрогенераторов с успокоительной обмоткой 
=0.2 без успокоительной обмотки - 0,27
для синхронных и асинхронных двигателей 
=0,2;
для трансформаторов, если пренебречь их активным сопротивлением, напряжение КЗ 
% - которое 'приводится в каталогах, численно равно их индуктивному сопротивлению Х%;
для воздушных линий напряжением выше 1 кВ значение 
=0.4 Ом/км, для ВЛ 0.4 кВ - 0.35 Ом/км;
для кабельных линий напряжением 6 - 20 кВ 
=0.08 Ом/км, для КЛ 35 кВ Х.0 =0,12 Ом/км.
6.4. Расчет токов КЗ в относительных единицах
Преобразовывать сложные схемы при помощи именованных единиц неудобно. В этом случае все величины выражают в относительных единицах, сравнивая их с базисными. В качестве базисных величин принимают базисную мощность 
и базисное напряжение 
. За базисную мощность принимают суммарную мощность генераторов, мощность трансформатора, а чаще число, кратное 10, например 100 MBА. В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, где рассматривается КЗ (
=6,3; 10,5: 37; 115; 230 кВ и т.д.). Таким образом, в системе имеют столько базисных напряжений, сколько ступеней напряжений.
Формулы для определения сопротивлений элементов электрической сети в относительных и именованных единицах сведены в табл. 6.1.
Для трехобмоточных трансформаторов в каталогах приводятся значения 
для каждой пары обмоток 
, 
отнесенные к номинальной мощности трансформатора 
.При расчете токов КЗ в расчетной схеме замещения сети трехобмоточный трансформатор изображают в виде трехлучевой звезды, лучами которой являются обмотки высшего, среднего и низшего напряжений. Сопротивления этих обмоток можно определить по формулам [3]:
в именованных единицах
в относительных единицах, приведенных к базисной мощности
Для определения токов КЗ этим методом схему замещения также приводят путем последовательных преобразований к простейшему виду (рис.6.1).
Расчет токов КЗ производят в следующей.последовательности. Сначала определяют базисные токи для каждой ступени трансформации
Затем находят сопротивления отдельных элементов рассматриваемой сети в относительных единицах (табл.6.1) и подчитывают суммарное эквивалентное сопротивление схемы замещения от источника
ДО ТОЧКИ КЗ.
Периодическая составляющая тока КЗ
где 
- базисный ток той ступени, на которой рассматриваете ток КЗ;
- с уммарное приведенное индуктивное сопротивление от источника
питания до точки КЗ.
Если в расчете учитывают активные сопротивления, то вместо 
Формулу входит полное 
приведенное сопротивление от источника питания до точки КЗ.
Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать ударный ток КЗ 
где 
- действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начальный период или начальный сверхпереходный ток КЗ (для системы бесконечной мощности Iпо=I"-Iк);
Куд -ударный коэффициент,
Ударный коэффициент зависит от постоянной времени затухания Та апериодической составляющей тока КЗ
При практических расчетах токов КЗ в разветвленных схемах ударный коэффициент определяют по кривой зависимости 
Постоянная времени
;
Где 
- суммарные индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ (Ом или относительных единиц). В сетях, где активные сопротивления не учитывают из-за их несущественного влияния на, полное сопротивление цепи КЗ, можно принять
;
Рис. 6.3. Зависимость ударного коэффициента Куд от постоянной времени Та затухания апериодической составляющей тока КЗ.
В качестве минимального тока КЗ, который необходим для проверки чувствительности релейных защит, используют ток двухфазного КЗ в наиболее удаленной точке. Минимальное значение тока КЗ можно определить по формуле
