| № рисунка генплана предприятия (прил. 1) | P p i (нн), МВт | Q p i (нн), Мвар | S p i (нн), МВ×А | сos j i | Состав потре-бителей по категориям надежности | Длительность использования максимума нагрузки, ч |
| S 1 | 0,7 | 0,3 | 0,76 | I и II – 75% | ||
| S 2 | 0,7 | 0,3 | 0,76 | I и II – 75% | ||
| S 3 | 1,2 | 0,5 | 1,3 | I и II – 75% | ||
| S 4 | 1,2 | 0,5 | 1,3 | I и II – 75% | ||
| S 5 | 0,3 | 0,14 | 0,33 | II – 80% | ||
| S 6 | 0,3 | 0,14 | 0,33 | II – 80% | ||
| S 7 | 0,5 | 0,24 | 0,55 | II – 80% | ||
| S 8 | 0,3 | 0,14 | 0,33 | II – 80% | ||
| S 9 | 0,37 | 0,21 | 0,425 | III – 100% | ||
| S 10 | 0,37 | 0,21 | 0,425 | III – 100% | ||
| S 11 | 0,37 | 0,21 | 0,425 | III – 100% | ||
| S 12 | 0,5 | 0,2 | 0,8 | II – 80% | ||
| S 13 | 0,5 | 0,2 | 0,8 | II – 80% |
Определяются суммарные расчетные активная и реактивная мощности на шинах НН (0,4 кВ) всех цеховых ТП, а затем — расчетная полная мощность:
å P (НН) = 
P p i (НН), (1.1)
å P (НН) = P p1(НН) + P p2(НН)+ P p3(НН)+ P p4(НН)+ P p5(НН)+ P p6(НН) P p7(НН)+ P p8(НН)+
+ P p9(НН)+ P p10(НН)+ P p11(НН)+ P p12(НН)+ P p13(НН) =0,7+0,7+1,2+1,2+0,3+0,3+0,5+0,3+0,37+0,37+0,37+0,5+0,5=7,1 МВт,
å Q (НН) = Q p i (НН), (1.2)
å Q (НН) = Q p1(НН) + Q p2 (НН) + Q p3 (НН) + Q p4 (НН) + Q p5 (НН) + Q p6 (НН) + Q p7 (НН) +
+ Q p8 (НН) + Q p 9 (НН) + Q p10 (НН) + Q p11 (НН) + Q p12 (НН) + Q p13 (НН) = 0,3+0,3+0,5+0,14+0,5+0,14+0,24+0,14=0,21+0,21+0,21+0,2+0,2=3,29 МВар
S p (НН) = 
, (1.3)
S p (НН) = 
МВА.
Согласно [4, с. 67] в большинстве случаев расчетную нагрузку предприятия, отнесенную к шинам вторичного напряжения приемной подстанции (ГПП, ГРП), определяют по формулам расчетом, а не построением суммарного совмещенного графика нагрузки с учетом высоковольтных электроприёмников и потерь мощности в цеховых трансформаторах и высоковольтных заводских сетях. Суммарные расчетные активная и реактивная мощности нагрузки на шинах вторичного напряжения приемной подстанции предприятия (ГПП, ГРП) предварительно определяются по формулам [4, с. 67—68]:
å P p = (å P нн + å P вв + D P цт + D P л ) K рм ,
(1.4)
å Q р = (å Q нн + å Q вв + D Q цт + D Q л ) K рм ,
å P p = (7,31 + 0,16 + 0,24) × 0,9 = 6,939 кВт,
å Q р = (3,29 + 0,8 + 0) × 0,9 = 3,681 квар,
где å P вв , å Q вв — суммарные активная и реактивная мощности высоковольтных электроприёмников. В курсовой работе они не учитываются, так как не заданы в исходных данных;
D P цт, D Q цт — соответственно потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах цеховых ТП
D P цт =0,02 S р (нн),
(1.5)
D Q цт = 0,1 S р (нн),
где S р (нн) — расчетная полная мощность предприятия на шинах НН (0,4 кВ) за максимально нагруженную смену с учетом потерь в сети НН;
D P л, D Q л — соответственно потери активной и реактивной мощностей в линиях внутренней сети напряжением выше 1 кВ:
где D P л = 0,03· S р (нн); D Q л «D P л, а поэтому можно принять D Q л = 0;
Kр.м — коэффициент разновремённости максимумов нагрузок предприятия, равный 0,9—0,95.
Расчетная полная мощность предприятия на шинах приемной подстанции (ГПП, ГРП), МВ×А, равна
, (1.6)
МВА.
Определяется коэффициент мощности нагрузки предприятия на шинах вторичного напряжения приемной подстанции при максимальном режиме
, (1.7)
.
1.2. Выбор схемы электроснабжения предприятия
Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия.
Для предприятия средней мощности, имеющего в наличии потребители I и II категории и получающего питание от районных сетей 220 кВ, целесообразно применить схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.
Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенным близко от питаемых ими нагрузок.
Передача электроэнергии от источника питания (РТП) до приёмного пункта предприятия (ГПП), осуществляется воздушными линиями ЛЭП-220 кВ, так как источник питания находится на значительном удалении от предприятия.
Так как в составе предприятия имеется значительная часть потребителей первой и второй категории надёжности, то питающая ВЛ-220 кВ должна быть резервированной, т.е. двухцепной.
По условию надёжности электроснабжения на ГПП предусмотрено два силовых трансформатора напряжением 220/10 кВ.
Напряжение внутренней распределительной сети предприятия 10 кВ.
Выбранная схема представлена в приложении П1.1.
1.3. Выбор напряжения сети внешнего электроснабжения
Предприятие по параметрам полной мощности является средним, имеет в наличии потребители I и II категории надежности и находится на большом расстоянии от источника питания. Из этого следует что напряжения сети внешнего электроснабжения должно быть 220 кВ.
1.4. Выбор трансформаторов цеховых ТП
Количество и мощность трансформаторов на цеховых ТП (ЦТП) определяются на основании категорийности и суммарной расчётной мощности электроприёмников каждого цеха, а также рациональной загрузки трансформаторов в нормальном режиме и необходимого резервирования в послеаварийном режиме.
Мощность трансформаторов ЦТП выбирается по расчетной максимальной нагрузке S р(НН) на шинах НН (0,4 кВ) этих ТП.
Мощность трансформаторов двухтрансформаторной ЦТП принимается исходя из условия, что оба трансформатора загружены постоянно, но не на полную мощность (коэффициент загрузки 0,7). Предполагается, что в случае выхода из строя одного трансформатора ЦТП, другой примет на себя всю нагрузку, не перегружаясь более чем на 40 % (коэффициент аварийной перегрузки K п.а = 1,4). Это соответствует условию
S т = S р(НН) / N·K з = S р(НН)/2·0,7 = S р(НН) / 1,4,
где S т — расчетная полная мощность одного трансформатора, кВ×А.
Для однотрансформаторной ЦТП, если по графику нагрузки цеха не ожидаются резкие перегрузки, мощность трансформатора S т , кВ×А, равна
S т = S р(НН) / K з, где K з принимается 0,9—0,95.
S т1 = S р1(НН) / N·K з = S р1(НН)/2·0,7 = 760/1,4 = 543 кВ×А;
S т2 = S р2(НН) / N·K з = S р2(НН)/2·0,7 = 760/1,4 = 543 кВ×А;
S т3 = S р3(НН) / N·K з = S р3(НН)/2·0,7 = 1300/1,4 = 928 кВ×А;
S т4 = S р4(НН) / N·K з = S р4(НН)/2·0,7 = 1300/1,4 = 928 кВ×А;
S т5 = S р5(НН) / N·K з = S р5(НН)/2·0,7 = 330/1,4 = 235 кВ×А;
S т6 = S р6(НН) / N·K з = S р6(НН)/2·0,7 = 330/1,4 = 235 кВ×А;
S т7 = S р7(НН) / N·K з = S р7(НН)/2·0,7 = 550/1,4 = 393 кВ×А;
S т8 = S р8(НН) / N·K з = S р8(НН)/2·0,7 = 330/1,4 = 235 кВ×А;
S т9 = S р9(НН) / K з = S р9(НН) /0,9 = 425/0,9 = 472 кВ×А;
S т10 = S р10(НН) / K з = S р10(НН) /0,9 = 425/0,9 = 472 кВ×А;
S т11 = S р11(НН) / K з = S р11(НН) /0,9 = 425/0,9 = 472 кВ×А;
S т12 = S р12(НН) / N·K з = S р12(НН)/2·0,7 = 800/1,4 = 571 кВ×А;
S т13 = S р13(НН) / N·K з = S р13(НН)/2·0,7 = 800/1,4 = 571кВ×А.
При ожидаемых перегрузках мощность трансформатора выбирается с запасом. По таблице 6.51 [2] выбираются тип и номинальная мощность трансформаторов каждой цеховой ТП так, чтобы S ном.т 
S т. Результаты выбора трансформаторов цеховых ТП оформляются в табл. 1.2.
Технические характеристики выбранных трансформаторов оформляются в виде табл. 1.2.
Таблица 1.2
