Схемы подключения источников питания

Электроснабжение от собственной электростанции, расположенной вблизи объектов, при совпадении напряжений распределительной сети и генераторов электростанции осуществляется путем присоединения трансформаторов к шинам распределительных устройств (РУ) электростанции или непосредственно с помощью линий электропередачи.

Схема электроснабжения от энергетической системы при отсутствии собственной электростанции. В зависимости от напряжения источника питания электроснабжение осуществляется двумя способами: по схеме при напряжении 6–20 кВ; по схеме при напряжении 35–220 кВ. В указанных и приводимых далее схемах разъединители и реакторы не показаны. Схемы электроснабжения от электрической системы при напряжении 6-20 (35-220) кВ применимы, если предприятие находится на расстоянии 5–10 км от подстанции системы.

Схема электроснабжения от Схема электроснабжения от электрической Схема электроснабжения от электрической

собственной электростанции системы при напряжении 6–20 кВ системы при напряжении 35–220 кВ

Число и типы приёмных пунктов электроэнергии (подстанций) зависят от мощности, потребляемой объектом электроснабжения, и от характера размещения электропотребителей на территории объекта. При сравнительно компактном расположении потребителей и отсутствии особых требований к надёжности электроснабжения вся электроэнергия от источника питания может быть подведена к одной трансформаторной или распределительной подстанции. При разбросанности потребителей и повышенных требованиях к бесперебойности электроснабжения питание следует подводить не менее чем к двум подстанциям.

При близости источника питания к объекту и потребляемой им мощности в пределах пропускной способности линий напряжением 6 и 10 кВ электроэнергия подводится к РП (или к ГРП). Распределительные подстанции служат для приёма и распределения электроэнергии без ее преобразования или трансформации.

От РП электроэнергия подводится к ТП и к электроприёмникам напряжением выше 1 кВ, в этом случае напряжения питающей и распределительной сети совпадают.

Если же объект потребляет значительную (более 40 MBА) мощность, а источник питания удалён, то приём электроэнергии производится на узловых распределительных подстанциях (УРП) или на ГПП.

Узловой распределительной подстанцией называется центральная подстанция объекта напряжением 35–220 кВ, получающая питание от энергосистемы и распределяющая её по подстанциям глубоких вводов на территории объекта.

Главной понижающей подстанцией называется подстанция, получающая питание непосредственно от районной энергосистемы и распределяющая энергию на более низком напряжении (6 или 10 кВ) по объекту.

Подстанцией глубокого ввода называется подстанция на напряжение 35–220 кВ, выполненная по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая питание непосредственно от энергосистемы или от УРП. Подстанция глубоких вводов обычно предназначается для питания отдельного объекта (крупного цеха) или района предприятия.

Выбор варианта схемы электроснабжения

После определения электрической нагрузки и установления категории надёжности потребителя намечаются возможные варианты электроснабжения с питанием кабельными или воздушными линиями различных напряжений. Окончательный выбор одного из вариантов определяется сравнением технико-экономических показателей. Обычно рассматриваются два-три варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, суммарных затрат. Капитальные затраты на сооружение кабельных и воздушных линий определяются по укрупнённым показателям стоимости сооружения 1 км линии и стоимости оборудования отдельных элементов проектируемой системы электроснабжения (трансформаторов, коммутационной, защитной и измерительной аппаратуры в комплектном исполнении).

Ежегодные эксплуатационные расходы годовые издержки производства

где с – удельная стоимость потерь электроэнергии; – годовые потери энергии; – соответственно отчисления на амортизацию и капитальный ремонт, текущий ремонт и обслуживание; К – капитальные затраты, идущие на сооружение объекта электроснабжения; – стоимость потерь, амортизации и обслуживания; – годовые издержки потерь, амортизации, обслуживания и отключений.

Стоимость электроэнергии определяется расчётной себестоимостью электроэнергии, вырабатываемой энергосистемой или промышленной электростанцией.

Для определения технико-экономических показателей намечается схема внешнего электроснабжения рассматриваемого варианта. Аппаратура и оборудование намечаются ориентировочно исходя из подсчитанной электрической нагрузки предприятия. Затем определяются стоимость оборудования и другие расходы.

Эксплуатационные расходы (С) складываются из стоимости потерь и амортизационных отчислений . При этом стоимость издержек на обслуживание (или ) обычно не учитывается, так как она мало влияет на технико-экономические показатели сравниваемых вариантов схем электроснабжения. Стоимость потерь ( – суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах; Т – число часов работы предприятия в год).

Стоимость амортизационных, отчислений

где р_о, р_т и р_л – амортизационные отчисления на оборудование, трансформаторы и линии; К_о, К_т, К_л – стоимость оборудования, трансформаторов и линии.

Суммарные затраты

где С – суммарная стоимость потерь и амортизационных отчислений; К_з – капитальные затраты при нормативном коэффициенте амортизации, равном 12,5%.

Из рассматриваемых вариантов выбирается наиболее рациональный в техническом и экономическом отношениях.