Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха

Введение



Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и др.

Система распределения и потребления электроэнергии, получаемой от энергосистем, строится таким образом, чтобы удовлетворялись основные требования электроприемников, находящихся у потребителей.

Надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического включения резерва, контроля и сигнализации.

Качество электроснабжения определяется поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, а также ограничением в сети высших гармоник, несинусоидальности и несимметричности напряжения.

Экономичность электроснабжения достигается путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств и компенсации реактивной мощности и их размещение в сети.

Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями этой системы, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий. В результате увеличивается электровооруженность труда в промышленности и в других отраслях народного хозяйства, которая представляет собой количество электроэнергии на одного работающего (МВт/чел.год), а это в свою очередь обеспечивает рост производительности труда и степень его механизации.






1. Основные характеристики электрических нагрузок РМЦ



Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплутационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов её работы, потребителя электроэнергии рассматривают в качестве нагрузок.При этом необходимо учитывать, что режимы работы приемников электроэнергии разнообразны и меняются во времени.

В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок. Для расчета цеха воспользуемся методом упорядоченных диаграмм. По этому методу расчетную активную нагрузку приемников электроэнергии на всех ступенях питающей и распределительной сетей определяют по средней мощности и коэффициенту максимума. До этого все электроприемники разбивают на группы по расположению в цехе или по присоединениям к шкафам или шинопроводам. 

Значение коэффициента максимума зависит от коэффициента использования данного узла эффективного числа электроприемников. Под эффективным числом приемников понимают число однородных по режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обуславливает ту-же расчетную нагрузку, что и данный рассматриваемый узел различных по номинальной мощности и режиму работы приемников. Коэффициент максимума можно определить по кривым или таблицам. 

В методе упорядоченных диаграмм принята допустимая для инженерных расчетов погрешность равная 10%. Однако, на практике прменение этого метода обуславливает погрешность 20-40% и поэтому применение его требует тщательного анализа исходных данных и результатов расчета.






2. Расчет электрического освещения цеха



Помещения в которых необходимо рассчитать освещение а также нормативная освещенность для различных помещений цеха по [10 табл.24] выбираем: 

Цех -300Лк

Инструментальный склад - 75Лк

Начальник цеха и комната мастеров - 200Лк

Коридор - 75Лк

Раздевалки - 75Лк



2.1 Расчёт рабочего освещения основной площади цеха



Освещение применяем равномерное, используя лампы типа ДРЛ и светильники типа УПДДРЛ. Расчёт ведём по методу коэффициента использования.

Исходные данные для расчёта:

а) высота цеха - H=10 м;

б) по табл.4-4а [104], для ремонтно-механического цеха, находим:

- плоскость нормирования освещения и её высота от пола (м) - Г-0,8 (hР =0,8 м);

- разряд и подразряд зрительной работы - IIв+1;

- нормируемая освещённость - ЕН =300 Лк;

- коэффициент запаса - кЗ =1,5;

показатель ослеплённости - Р=20;

в) из §3-5 [1.52] и табл. 3-7 [1.55], для светильников типа УПДДРЛ, имеем:

- кривая силы света - Д;

свес светильников - hС =0,5 м;

г) принимаем, что в цехе чистый побеленный потолок и стены при незавешенных окнах. Тогда, по табл. 5-1 [126], имеем коэффициенты отражения от потолка, стен и рабочей поверхности соответственно - ρП =0,5; ρС =0,3; ρР =0,1.

Определяем расчётную высоту подвеса светильников:



Нр=H-hС -hР 							 (1.10)



Нр=10-0,5-0,8=8,7 м.

По табл. 4-16 [123] при кривой силы света Д(косинусная)- коэффициент λ=1,4 находим отношение расстояния между соседними светильниками к расчетной высоте:

=L/h=1,4 => L=h∙1,4=8,7∙1,4=12,2 м, 

но, исходя из линейных размеров цеха принимаем Lа=7,5 м. Lв=7,5 м, lА=2,25м. lВ=3м.

По ф-ле (5-3) [125] находим индекс помещения:



 						 (1.11)



где А - длина помещения, м;

В – ширина помещения, м.

i = =2,76

далее, по табл. 5-10 [135], находим коэффициент использования при принятых ρП=0,5; ρС=0,3; ρР =0,1, и определённом i =2,76: u =0,595. По ф-ле(5-1) [125] находим потребный световой поток ламп в каждом светильнике:



							 (1.12)


где 	z =1,15 - отношение ЕСР/Еmin;

NСВ - число светильников.

Фтреб. ==45087,73 Лм.

По табл. 2-15 [28] принимаем лампу ДРЛ1000, РЛ =1000 Вт, ФЛ =50000 Лм, cos=0.57 что составляет (50000/45087,73)∙100% =110,9% и не выходит за предел (-10%,+20%,) что допустимо. Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):

Ефакт. =ЕН ∙=300=332,7 Лк. 				 

Проверим освещение цеха при помощи точечного метода. Для этого берём три характерные точки и группу светильников, которые освещают эти точки (см. рис. 1.1). Определяем расстояния от каждого светильника до точек (di), и данные заносим в табл. 1.2. По рис. 6-27 [190] по пространственным изолюксам находим условную освещённость (еi) для каждой точки, в зависимости от расстояния до светильника, и заносим данные в ту же таблицу.



Таблица 1.2. Определение условной горизонтальной освещенности для точек А,В,С

№светильника

dA,м

dB,м

dC,м

eA,Лк

eB,Лк

eC,Лк

1

11,86

13,52

14,18

0,3

0,18

0,15

2

11,86

11,25

11,3

0,3

0,4

0,4

3

11,86

15,5

16,56

0,3

0,11

0,07

4

5,3

8,4

9,4

2

0,9

0,7

5

5,3

3,75

3,92

2

2,7

2,7

6

11,86

15,5

16,56

0,3

0,11

0,07

7

5,3

8,4

9,4

2

0,9

0,7

8

5,3

3,75

3,92

2

2,7

2,7

Сумма

-

-

-

9,2

8

7,49

Далее, по (6-2) [1.178] определяем освещённость в каждой точке:


Еi =, 							(1.13)



где μ=1,2 - коэффициент, учитывающий дополнительную освещённость от удалённых светильников и световых потоков отраженных от стен, потолка и рабочей поверхности.

ЕА ==352,67 Лк (=∙100%=117,56%);

ЕВ ==306,67 Лк (=∙100%=102,22%)

ЕВ ==287,12Лк (=∙100%=95,7%)

Установленная мощность рабочего освещения:

Ру=50*1000=50000 Вт;



Qу=Ру * tg  =50000*1,441 = 72050 Вт



2.2 Расчёт эвакуационного освещения цеха



Данное освещение выполняется по середине обоих проездов вдоль всей длины цеха. Применяются светильники типа ППД-100 (см. табл.3-4 [45]) c лампами накаливания типа Б220-100, РЛ =100 Вт, ФЛ =1350 Лм (см. табл.2-2 [13]). По (1.11) определяем индекс «помещения» для полосы дороги:

i = =0,435

По табл. 5-3 [128] находим u =0,2. Преобразовав (1.12) находим освещённость, создаваемую шестью светильниками:



Ефакт= 						(1.14)

Ефакт ==3,26Лк,


что входит в допустимые пределы 0,5-15 Лк (см. §5-1 [1.124]).

Установленная мощность -- Ру=2(6*100)=1200Вт;



2.3 Расчет аварийного освещения



Нормативную освещенность аварийного освещения примем Ен=15Лк; по плану выбираем 25 ламп. Для аварийного освещения используем лампы накаливания в светильниках ППД.

Найдем световой поток одной лампы:

При u =0,53; КЗ=1,3- для ламп накаливания;

Фл == 4196Лм

По табл.2-16 выбираем лампу накаливания Г-220-300 Фн=4600Лм; Uн=220В, Р=300Вт;

Установленная мощность Ру=25*300=7500Вт;

Щиток аварийного освещения имеет независимое питание от рабочего.



2.4 Расчёт рабочего освещения кабинета начальника цеха. и комнаты мастеров



Данные помещения одинаковы по площади и, следовательно имеют одинаковые системы освещения. Расчет проводим для обоих помещений одинаково. 

Освещение применяем равномерное, используя люминесцентные лампы и светильники типа ЛПО (две лампы в светильнике).

Исходные данные для расчёта:

а) высота помещений - H=3 м;

б) по табл.4-4к [1.93], для данных помещений, находим:

- плоскость нормирования освещения и её высота от пола (м) - Г-0,8 (hР =0,8 м);

- разряд и подразряд зрительной работы - Iв;

- нормируемая освещённость - ЕН =200 Лк;

- коэффициент запаса - кз =1,5;

- показатель ослеплённости - Р=20;

в) из §3-6 [1] и табл. 3-9 [59], для светильников типа ЛПО, имеем:

- кривая силы света - Г;

- свес светильников - hС =0,2 м;

г) принимаем, что в помещениях чистый побеленный потолок и стены при незавешенных окнах. Тогда, по табл. 5-1 [1.127], имеем коэффициенты отражения потолка, стен и рабочей поверхности соответственно - ρП =0,5; ρС =0,3; ρР =0,1.

Расчёт ведём по методу коэффициента использования. По (1.10)

Нр=3-0,2=2,8 м.

По (1.11) находим индекс помещения:

i = =1,286.

По табл. 5-10 [135] находим u =0,455. 

Принимаем, что в помещениях установлено два ряда светильников, тогда, по (1.12) определяем требуемый поток от одного ряда светильников (вместо NСВ подставляем число рядов):

Фтреб.ряда == 20472,53 Лм.

По табл. 2-12 [24] принимаем лампу ЛБ80-4, РЛ =80 Вт, ФЛ =3680 Лм, cos = 0,95 тогда число светильников в ряду равно 20472,53/(3680 ∙2)≈3 Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):

Ефакт. =ЕН ∙=200 ∙=215,7Лк,

что составляет (215,7/200)∙100%=107,85%, что допустимо.

Установленная мощность



Ру=6*(2х80)+6*(2х80) =1920Вт;

Qу=Ру * tg  =1920*0,328 = 630 Вт



2.5 Расчет освещения коридора

Высота помещения Н=3м используем люминесцентные лампы со светильниками ЛПО-02

Нр=2м; L=3,3м; Lст=1м







По табл.21.3 u =0,33

Принимаем, что в помещениях установлен один ряд светильников, тогда, по (1.12) определяем требуемый поток от одного ряда светильников (вместо NСВ подставляем число рядов):

Фтреб.ряда ==9315 Лм.

Ф==1552,5Лм

По табл.2-121.24 выбираем лампы ЛБ-30-4 Фн=1995Лм; Ру=30Вт, тогда число светильников в ряду равно 9315/(1995 ∙2)≈3 Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):

Ефакт. =ЕН ∙=75 ∙=96,38Лк,



Ру=6*30=180Вт;

Qу=Ру * tg  =180*0,328 = 59,04 Вт




2.6 Расчет освещения раздевалки



Нр=2м; L=1,3м; Lст=0,9-1,5м

i ==1,5

По табл. 5-10 [135] находим u =0,55.

Ф==1058,5Лм

По табл.2-121.24] выбираем лампы ЛБ-20-4 Фн=1120Лм;



Ру=4*(2х20)+4*(2х20) =320Вт;

Qу=Ру * tg  =320*0,328 = 105 Вт



2.7 Расчет освещения инструментального склада



Габариты помещения-(12х6х5,5)м. Высота подвеса светильников:



Нр=5,5-1,2-0,8=3,5м;

L=3,5*1,4=5м;

Lст=1,5-2,5м





По табл.5-3 для ППД500 u = 0.21







Ру=6*500=3000Вт;

Суммарная мощность рабочего освещения:

РΣраб=50000+1920+180+320+3000=55420 вар;

QΣраб= 72050 + 630 +59,04+105= 72844,04 вар;

Суммарная активная мощность аварийного, эвакуационного и рабочего освещения:



РΣ= РΣАВ +РΣЭВ + РΣраб = 7500+1200+55420=64120 Вт=64,12кВт.



2.8 Расчет уличного и охранного освещения предприятия



Для освещения дорог на территории предприятия применяем лампы ДРЛ400 с типом светильника СКЗПР-400, Ф=19000Лм по [1.243]. Ширина дороги b=10м, с высотой подвеса h=10м. Отношение b:h=10:10=1. По табл 9-3[1.244] находим коэффициент использования по яркости: L=0,075.

Найдем необходимый поток в Лм/м2 по [245]:



,									(1.15)



где L - нормированная яркость, Кд/м2;

к- коэффициент запаса;



Найдем площадь, которую может осветить одна лампа.

При Фн=19000Лм 19000:25=750м2

Зная площадь легко определить расстояние между светильниками, при b=10м, L=750:10=75м2



2.8.1 Расчет охранного освещения

Применяем светильник СЗП-500М с лампой накаливания Г-220-500, Фн=8300Лм.

Ширину осветительной полосы принимаем 10м влоль периметра предприятия. Высоту подвеса светильника принимаем 5м. Тогда b:h=10:5=2 и по [244] L=0,095.



Площадь, освещаемая одной лампой 8300:17,2=483м2

L=483:10=48,3м

Найдем суммарную мощность уличного освещения



, 										(1.16)



где n-количество светильников, определяемое по генплану в зависимости от протяженности дорог и периметра охраняемой территории LУЛ=7862м. LОХ=3695м

Рул=105*400 = 42000Вт

Qул=42000*1,441 = 60522Вт

Рох=77*500 = 38500Вт

Суммарная мощность наружного освещения:

Р=42+38,5=80,5 кВт

Q = Qул = 60,522 кВт



Таблица 1.3. Результаты по выбору освещения

Вид освещения

Активная мощность

Реактивная мощность



Р,кВт

Q.,кВАр

Аварийное-

Ру= 7,5 

-

Эвакуационное

Ру= 1,2 

-

Рабочее освещение:

Ру=50 

Qу= 72,05 

Комната мастеров(2)

Ру=0,96 

Qу= 0,315 

 Коридор

Ру= 0,18 

Qу= 0,05904 

 Раздевалки (2)

Ру= 0,16 

Qу= 0,0525 

Склад

Ру= 3 

-

Итого по цеху:

РΣ= 64,12

QΣ= 72,84 

Наружное освещение

Ру= 80,5 

Qу= 60,52



2.9 Выбор проводников и защитных аппаратов



В производственном помещении цеха рабочее освещение выполнено в 5 рядов по 10 ламп в каждом рис.1.1. чередование фаз: 1 ряд: А, В, С, А, В, С, А, В, С, А

Используется трехфазная сеть с нулевым проводом. На одной фазе находятся четыре лампы, на двух других по 3 лампы следовательно выбираем сечение по наиболее загруженной фазе: по [2]



 					(1.17)



где 	n- количество ламп,

Руст- установленная мощность лампы, кВт

1,1 - потери в ПРА для ламп типа ДРЛ, ДРИ;

1,4 - пусковой коэффициент;

Uн- номинальное напряжение сети, кВ

cosφ=0.57 - коэффициент мощности для ДРЛ.







По [7 т.16,2] выбираем автомат АЕ-2063 Iу=50А; 

Выбираем сечение провода по условию Iдоп≥Iна, тогда по [2 т.12-12] выбираем 3АПВ16+1АПВ10 Iдоп=55А; 

Аварийное освещение выполнено в 5 рядов по 5 ламп в каждом с чередованием фаз рядов: А, В, С, А, А; А, В, С, А, В; А, В, С, А, С; А, В, С, А, А; А, В, С, А, В.

Используется трехфазная сеть с нулевым проводом. На одной фазе находятся одна лампа, на двух других по две лампы, следовательно выбираем сечение по наиболее загруженной фазе: 



Выбираем АЕ2016 Iу=6А и сечение провода 4АПВ2,5 с Iдоп=19А.

Комната мастера

Выполняем однофазной с люминесцентными лампами. Сажаем на фазу С.



Выбираем АЕ2016 Iу=6А и сечение провода 2АПВ2,5 с Iдоп=19А.

Раздевалки и коридор

Рразд=0,16кВт; 			Ркорид=0,18кВт;

		

Выбираем АЕ2016 Iу=6А и сечение провода 2АПВ2,5 с Iдоп=19А

Освещение инструментального склада

Ввыполнено лампами накаливания

Р=6*500=3000Вт

Используется двухпроводная сеть. Выполнено в два ряда,каждый ряд однофазный

Каждый ряд на В и С.



Выбираем автомат АЕ1031 Iу=10А и провод 2АПВ2,5 Iдоп=19А

Для расчета цеха воспользуемся методом упорядоченных диаграмм.

Все электроприемники цеха распределяем по узлам. В узел собираются приемники, расположенные вблизи друг от друга – в линию, в одном помещении или просто рядом. Затем в каждом узле выделяют группы однотипных потребителей. 

Узел 1:шкаф распределительный ЭП № 210, 11, 12, 213

Узел 2:шкаф распределительный ЭП № 214, 215, 216, 222

Узел 3:шкаф распределительный ЭП № 21, 32, 13, 22 

Узел 4:шкаф распределительный ЭП № 47, 24, 22, 223

Узел5:шкаф распределительный ЭП № 36, 39, 34, 22, 13, 224

Узел6:шкаф распределительный ЭП № 36, 39, 53, 14, 223

Узел7:шиноровод ЭП № 18, 19, 20, 21, 214, 215, 47, 617, 45, 28, 322

Узел1

Вначале, для каждого электроприемника, по табл.2-2 [2.37] определяются коэффициенты использования Ки и cosφ (tgφ).

Сварочные посты с автоматической сваркой:

сosφ=0,5 Ки=0,4 tgφ=1,732

Сварочные генераторы:

сosφ=0,75 Ки=0,5 tgφ=0,882

Для электроприемников повторно-кратковременного режима номинальная мощность приводится к длительному режиму (ПВ=100%) по формуле:



Рдл=Sн** сosφ						(1,1)



где Sн и cosφ- соответственно паспортная мощность и паспортный коэффициент мощности трансформатора.



Для ЭП №10	ПВ=50% S=60 кВА		сosφ=0,5

Р10=60**0,5=21,2 кВт

Для ЭП №11	ПВ=60% S=40 кВА		сosφ=0,5

Р11=40**0,5=15,5 кВт

Для ЭП №12	ПВ=65% S=30 кВА		сosφ=0,5

Р12=30**0,5=12,1 кВт

Для ЭП №13	ПВ=50% S=40 кВА		сosφ=0,75

Р13=40**0,75=21,21 кВт



Определяем неравномерность распределения нагрузки по фазам сварочных трансформаторов ЭП № 10,11,12 Ки=0,4 сosφ=0,5 tgφ=1,732

Находим ориентировочную нагрузку на одну фазу:



Рср= (2Р10 + Р11 + Р12)/3 =(2*21,1+15,5+12,1)/3 =16,67 кВт



Распределим нагрузку по фазам равномерно:



РАВ= Р10

РВС= Р11

РАС= Р11+ Р12

РА==21,2/2 +15,5/2 + 12,1/2 =24,4 кВт

РВ==21,2/2 + 21,2/2 =21,2 кВт

РС==21,2/2 +15,5/2 + 12,1/2 =24,4 кВт



Неравномерность загрузки фаз составит 13%, что допустимо.Т.О. за эквивалентную трехфазную мощность группы сварочных трансформаторов примем



РЭ = 2Р10 + Р11 + Р12 = 2*21,1+15,5+12,1 =70 кВт



Определим активную и реактивную мощность наиболее загруженной смены:


							(1,2)

						(1,3)

Рсм1 = Рэ*Ки1 + 2 Р13*Ки13

Рсм1 = 70*0,4 + 2*21,21*0,5= 49,21 кВт

Qсм1 = Рэ* tgφ1* Ки1 + 2 Р13*tgφ13 *Ки13

Qсм1 = 70*1,73* 0,4+ 2*21,21*0,88*0,5= 67,105 квар



Далее по (2.10)[2,16] определяем коэффициент использования для электроприёмников узла:



Ки.ср.=ΣРсм/ΣРном 

(1,4) 

Ки.ср.== 0,44



Определяем коэффициент силовой сборки по формуле т.е. отношение номинальной мощности наибольшего электроприёмника к номинальной мощности наименьшего:



m= Рmax/ Pmin 						(1,5)

m= 21,2 / 12,1 = 1,8 3:



Таким образом при (n=6)  5, (Ки=0,44)  0,2, (m=1,8)  3 

Определяем эффективное число приемников nЭ = n =6) 

Далее при nэ=6 и по Ки ср=0,44 из таблицы 2-7 в [2,51] находим коэффициент максимума Км группы электроприемников ---Км =1,64

Максимальная активная расчетная нагрузка узла определится как



Рр=Км*ΣРсм 						 (1.6)

Рр=1,64*49,21= 80,7кВт


Расчетную реактивную нагрузку узла (цеха) определяют из двух условий:

а)Qр=1,1*ΣQсм, при nэ,≤10; 					 (1.7а)

б) Qр= ΣQсм, при nэ>10.						 (1.7б)

поэтому при n=6:

Qр=1,1*67,105 = 73,92 квар

Максимальная расчётная полная мощность узла (цеха) определяется по выражению:



Sр= 			 (1.8) 



Sр= кВ*А.

Максимальный расчётный ток узла (цеха) определяется по выражению:



Ip = == 0,168 кА		 (1.9)



Узел 2

n = 8 m = 6,6 Ки = 0,52

В случае, когда n > 5, m > 3 и Ки > 0,2 эффективное число электроприемников определяется по формуле из [2,51];



				(1.10)



Результаты расчета сведены в таблицу

Узел 3

n = 7 m = 2 Ки = 0,15

Т.О. nЭ = 7 т.к. согласно параграфу 2-3 2.51 допускается при числе ЭП в группе более четырех при m 3, считать n = nЭ. что справедливо для узлов №4 и №5

Кроме прочего для узла №5 необходимо мощности двигателей крана привести к длительному режиму 



Р24 = = =27,83 кВт



Узел 6

n = 14 m = 4 Ки = 0,16

При Ки  0,2 эффективное число ЭП определяется по рис. 2-2 или табл. 2-8 2.52 

в следующем порядке:

выбирается наибольший по номинальной мощности ЭП рассматриваемого узла;

выбираются наболее крупные ЭП, номинальная мощность каждого из которых равна или больше половине мощности наибольшего ЭП;

подсчитывают их число n1 и их мощность РН1, а также суммарную номинальную мощность всех рабочих ЭП рассматриваемого узла РН; находят значения 



n1* = 	Р1* = 



по полученным значениям n1* и РН1 по рис. 2-2 или по табл.2-8 2.52 определяется величина nЭ*, а затем находится nЭ = nЭ* n



Т.О. n1 = 11 РН1 = 530+328+340 = 326 кВт

n = 14 РН = 372 кВт

n1* = =0,786	Р1* = =0,876

nЭ* = 0,85

nЭ = =11,9 12






3. Расчет нагрузки завода



Расчет нагрузки завода проводим по методу коэффициента спроса. Здесь необходимо учесть то, что на предприятии есть высоковольтная нагрузка, которую не следует брать в расчет при выборе ТП, но она имеет низковольтную нагрузку освещения, которое необходимо учесть. Расчетная мощность каждого цеха определяется по формуле из [3] Таким образом для заготовительного цеха:



Рр1 = РустКс; 							(3,1)



где	Руст – установленная мощность каждого цеха, кВт;

Кс – коэффициент спроса, характерный для каждого производства из таб 2,2 [1,37].

Рр1 =395*0,6 = 237 кВт.

Реактивная мощность:



Qр1 = Рр1tg (arcos(cos)). 					(3,2)



Qр1= 237* tg (arcos(0,6)) = 241,79квар

Далее необходимо рассчитать освещение цехов по методу удельной мощности, сложить эти активные и реактивные мощности с расчетными и найти полную мощность для каждого цеха по аналогии с предыдущим пунктом, а результаты занесем в табл.3.1

Учитывая освещение нормой удельной плотности: Руд..о,кВт/м2 с учетом коэффициента спроса освещения Кс.о и средних коэффициентов мощности для ламп ДРЛ - cos =0,57, для люминесцентных ламп ЛБ (ПРА) - cos =0,95, для ламп накаливания ЛН - cos =1

Ррасч.о=1,12*Fцеха* Руд..о*Кс.о

Ррасч.о1=1,12*Fцеха1* Руд..о1*Кс.о1

Ррасч.о1=1,12*5000* 0,012*0,85=57,12 кВт

Qрасч.о1= 57,12* 1,441= 82,25 квар

Ррасч.сум=. Рр1+ Ррасч.о1=237+57,12 = 294,12 кВт

Qрасч.сум=. Qр1+ Qрасч.о1=241,79+82,25 = 324,04 квар

Так же необходимо учесть освещение незастроенных территорий предприятия.



Площадь завода

497062,0

 м2

Площадь застроенных территорий

147284

 м2

Площадь незастроенных территорий

349778

 м2



Мощность нагрузки уличного (лампы ДРЛ) и охранного (ЛН) освещения незастроенных территорий с учетом типа ламп и соответствующего коэффициента мощности:



Ррасч.о = 1,12*349778*0,0002*1 = 80,05 кВт;

Qрасч.о = РУЛ(ДРЛ) *tg(ДРЛ) = 42000*1,441 = 60,522 квар;





Итоговая нагрузка завода:



Рз = 14260,3 + (0,1*14260,3) = 15686,4 кВт;

Qз = 9778,06+ (0,02*9778,06) = 9973,62 квар;



Где коэффициенты 0,1 и 0,02 учитывают приближенно потери ЭЭ в трансформаторах



Величина тока,потребляемого заводом:






где Si – полная мощность соответствующего цеха;

Ui – напряжение распределения, в зависимости от характера нагрузки (высоковольтная или низковольтная)






4. Расчет графиков нагрузки



Из справочника [2] выбираем типовой график нагрузки для ремонтно-механических заводов. Этот график имеет 10 ступеней мощности. Суточный изображен на рис.5.1.а, а годовой на рис.5.1.б. Таблица 5.1. отражает эти графики.



Таблица 5.1

Ступень

Рр,%

Рр, кВт

Тступ.с, ч

Тступ.г, ч

Рр * Тступ

Рср%

Р1

100

14548,1

3

1095

15930169,5

300

Р2

95

13820,695

2

730

10089107,4

190

Р3

90

13093,29

2

730

9558101,7

180

Р4

84

12220,404

2

730

8920894,9

168

Р5

80

11638,48

3

1095

12744135,6

240

Р6

75

10911,075

1

365

3982542,4

75

Р7

70

10183,67

1

365

3717039,6

70

Р8

65

9456,265

1

365

3451536,7

65

Р9

50

7274,05

2

730

5310056,5

100

Р10

33

4800,873

7

2555

12266230,5

231

Сумма







8760

85969814,7

1619





Рис. 5.1.а. Суточный график нагрузки



Построим годовой график нагрузок 




Рис. 5.1.б. Годовой график нагрузки



Из табл. 5.1. и рис. 5.1 определим среднее значение мощности в течение суток:



				(5.1)



где	Тiступ.с – время действия каждой ступени в течение суток, ч;

Рiс% – мощность каждой ступени графика нагрузки,%;

Р1 – максимальная мощность, кВт.

кВт

Определим объем электроэнергии, потребляемой предприятием за год:



85969814,7кВт*ч



Тогда время использования максимальной нагрузки определится по формуле:


ч						(5.2)



Время наибольших потерь:

 = (0,124 + Тм*10-4)2*Тг;							(5.3)

где 	Тг – количество часов в году, ч.

 = (0,124 + 5909*10-4)2*8760 = 4477 ч.

Коэффициент заполнения графика:










5. Построение картограмм нагрузок предприятия



ГПП промышленного предприятия желательно размещать в центре нагрузок. В этом случае параметры сети электроснабжения будут наиболее экономичными. Для этого необходимо определить геометрические центры всех цехов и графически, в масштабе, отобразить мощность, потребляемую каждым цехом, в соотношении с мощностью, затрачиваемой на освещение этого цеха. Расчет проведем для ремонтно-механического цеха, а далее по аналогии по [3] и результаты занесем в табл. 6.1.

Определим радиус окружности, отражающей мощность цеха с учетом освещения:



						(4,1)	



где	Рр1 – расчетная мощность цеха, кВт;

m – масштаб, кВт/мм.

=25мм

Определим угол, определяющий сектор окружности радиусом R, который отражает содержание нагрузки освещения в общей нагрузке цеха:



						(4,2)



где	Рро1 – нагрузка освещения механического цеха, кВт.



Определим координаты центра нагрузок предприятия по формулам:


				(4,3)	



где	Хi, Yi – координаты геометрических центров цехов, м;

Рi – расчетная мощность отдельного цеха, кВт.

В таблице считается произведение Р*Х и Р*Y для каждого цеха, а затем находится их сумма и отдельно считается сумма Р, после чего находится отношение для соответствующей координаты. В виду громоздкости последних выражений и их математической простоты, нет надобности приводить вычисления. Таким образом, из табл.6.1. координаты центра нагрузок промышленного предприятия, учитывая то, что начало координат, находится в левом нижнем углу генплана: Х = 291 м, Y = 339 м. 

Результаты расчетов приведены в таблице 5.1



Таблица 5.1. Построение картограммы нагрузок предприятия

№

Цех

катег

Ррасч,

Росв,

Хi

Yi

Pi*Xi

Pi*Yi

R

Угол

 

 



кВт

кВт

мм

мм

кВт*мм

кВт*мм

мм

град

1

Заготовительный 

III

237

57,12

57

210

16764,84

61765,2

18

70

2

 Цилиндрических сверел

II

195

204,29

155

144

61889,95

57497,76

20

184

3

 Конических сверел

II

495

135,66

385

140

242804,1

88292,4

26

77

4

 Метчиков

II

435

105,34

155

236

83752,7

127520,2

24

70

5

Плашек

II

585

119,7

145

285

102181,5

200839,5

27

61

6

Фрез и разверток

II

510

116,51

373

268

233688,2

167904,7

26

67

7

Сборочного инструмента

II

2264

73,42

385

190

899906,7

444109,8

49

11

8

 Резьбонарезных головок

II

252,5

127,68

260

260

98846,8

98846,8

20

121

9

Нестандартн. инструмента

II

142,5

67,03

415

245

86954,95

51334,85

15

115

10

 Мелкого инструмента

III

225

204,29

610

1030

261866,9

442168,7

21

171

11

Термический 

I

1750

85,21

260

145

477154,6

266105,5

44

17

12

Сварочное отделение

II

497,7

199,18

164

194

114288,3

135194,7

27

103

13

Кузнечный 

II

107

37,35

75

462

10826,25

66689,7

12

93

14

Инструментальный 

III

340

93,08

126

495

54568,08

214374,6

21

77

15

РМЦ

II

528,07

64,12

171

430

101264,5

254641,7

25

39

16

Электроремонтный 

II

40

36,77

75

430

5757,75

33011,1

9

172

17

Деревообделочный 

III

68

124,72

474

895

91349,28

172484,4

14

233

18

 Станкостроения

II

789

165,98

234

655

223465,3

625511,9

32

63

19

Литейный 

I

92,8

31,99

142

700

17720,18

87353

11

92

20

Насосная 4х360

I

1440

30,84

320

480

470668,8

706003,2

39

8

21

Компрессорная 2х630

I

1260

27,42

360

480

463471,2

617961,6

37

8

22

Склад гот. продукции

III

30

34,27

280

760

17995,6

48845,2

8

192

23

Проходная

III

39,1

9,73

500

50

24415

2441,5

7

72

24

Администрация

II

110,5

134,61

540

75

132359,4

18383,25

16

198

 

Сумма



12433,17

2286,31













 

Итого



14719,48















 

Координаты центра 











291,7196

338,9577





 

нагрузок предприятия





















Таким образом размещаем ЦРП в точке на генплане с координатами:

X =291 м Y =339 м






6. Выбор варианта компенсации реактивной мощности



Рассмотрим несколько вариантов, в зависимости от расположения компенсирующих устройств – на низкой стороне ТП, на высокой и смешанная установка на низкой и высокой сторонах одновременно. Необходимо выбрать наиболее выгодный вариант с учетом потерь в трансформаторах.



6.1 Установка КУ на стороне низкого напряжения ТП 0,38 кВ



В этом случае 



QКУ НН =ΣQр.цi,							(6.1)



где Qр.цi- расчётные реактивные нагрузки НН цехов без учета потерь активной мощности 	в трансформаторах в виду их малости, 

Qр.НН=9778,06 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки.

Далее определяем суммарную реактивную мощность групп ЭП - Qрасч.сумм., квар., определяем тип и требуемую мощность компенсирующих устройств Qку.треб.(на одну секцию), квар на каждой из секций подстанций согласно стандартному ряду. КУ устанавливаем на стороне НН каждой ТП. 

По табл. 9.2 [5,221] принимаем к установке: 

4*УКН-0,38-600 Н------ ККУ=4,46 тыс.у.е.., Qном=600 квар;

13* УКН-0,38-500 Н---- ККУ=3,64 тыс.у.е.., Qном=500 квар;

5* УКН-0,38-324 Н----- ККУ=2,91 тыс.у.е.., Qном=324 квар;

Их суммарная мощность 10520 квар.

На заводе установлено 7 двух-хтрансформаторных и 1 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 1000 кВА; 

1 двух-хтрансформаторная и 2 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 630 кВА

Капиталовложения на сооружение КТП по табл. 2-20 [4,132]:

K2*1000 = 30,65 тыс. у.е.; K1*1000 = 15,50 тыс. у.е.;

K2*630 = 25,47 тыс. у.е. K1*630 = 13,14 тыс. у.е

На КТП принимаем к установке трансформаторы типа ТМ-630/10/0.4 и ТМ-1000/10/0.4 (по табл.2-93 из [2.263]).

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (6.7)-(6.9). 

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.



;					 (7.2)

 квар;

 				 (7.3)

 квар;

;						(7.4)

 кВт;

							(7.5)

 кВт.



Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:


; 							 (7.6)

 кВт,	



Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (5.3 ):



 		 (7.7)



∆P1=4*2,9 + (1*0,603 2+1*0,698 2 +2*0,6632 )*9,33+

15*5,3+(1*0,622 2 +2*0,612 2 + 2*0,6552 + 2*0,6962 + 2*0,622 2 + 2*0,6982 + 2*0,822+2*0,82 2)*15,45 = (11,6+16,14)+(79,5+114,34) = 221,58 кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах завода с учётом того, что они работают при заданных kЗi круглый год по [2]: 



 		(7.8)



∆W = 91,1*8760 + 130,48*4477 = 13,822*105 кВт*ч

где  - время максимальных потерь, =4477 ч. из предыдущего расчета

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с0=0,015 у.е./кВт*ч



Сп1=  *W1; 		 			 (7.9)

Сп1=0,015*13,822*105= 20 733 у.е.



Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ проведем по ф-ле 2-49 (2.63) с учетом нормативных коэффициентов экономической эффективности капитальных затрат:


З = рН 	К + СЭ	 = рН К +(Са + Ст.р)К	.+ Сп			(7.10)



где	К – капитальные вложения на КТП и КУ, тыс. у.е.

рН - нормативный коэффициент экономической эффективности, рН = 0,125;

СЭ – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

Са - отчисления на амортизацию, Са= 6,4% табл. 56.1 (3,526)

Ст.р – отчисления на текущий ремонт, Ст.р =3% табл. 56.1 (3,526);

Сп - стоимость потерь электроэнергии из расчета по ф-ле (7,10), тыс. у.е.

KКУ=4*Kку600+ 13*Кку500+5*Кку324 =4*4,46 + 13*3,64 +5*2,91 =79,71 тыс.у.е.

KКТП=7*К2*1000+1*К1*1000 +1*К2*630 +2*К1*630 

KКТП=7*30,65+1*15,5 +1*25,47+2*13,14 = 281,8 тыс.у.е.

К1 = KКУ + KКТП =79,71 + 281,18 =360,89 тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (pН=0,125):



З1=0,125*360,89+(0,03+0,064)360,89+20,733 = 99,768тыс.у.е. (7.12)



6.2 Установка КУ на стороне высокого напряжения ТП 10 кВ



В этом случае QКУ ВН = QВН = ΣQр.цi + Qтр,				(7.13)



где 	Qр.цi- расчётные реактивные нагрузки цехов, квар;

Qтр – потери реактивной мощности в трансформаторах, квар;

Qр.ВН= 10756 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы полной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери Qтр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.2

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (7.7 ):



∆P2= (10*2,9 + (2*0,785 2+4*0,768 2 +4*0,7172 )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,828 2 +2*0,715 2 + 1*0,5382 + 3*0,7862+ 2*0,592 2 + 4*0,8452 )*15,45) = (29+52,7)+(74,2+125,04) = 280,94кВт



Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W2 = 103,2*8760 + 177,74*4477 = 16,998*105 кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

Сп2=0,015*16,998*105= 25 496,6 = 25,496 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = рН 	К2 + СЭ2 = рН К2 +(Са + Ст.р)К2.+ Сп				



KКУ=2*Kку500+ 3*Кку450+19*Кку330 =2*3,23 + 3*2,62 +19*2,33 = 58,59 тыс.у.е.

KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630

KКТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К2 = KКУ + KКТП =58,59 + 342,25 =400,84тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №2 

З2=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 113,28тыс.у.е.




6.3 Смешанная установка КУ “50/50” на стороне 0,38 кВ ина стороне 10 кВ



Согласно таблице 4.1 и по условию компенсации “50/50” мощности, подлежащие компенсации составят: 

QКУ НН = Qр.НН = = 4889,03 квар. 

QКУ ВН = Qр.ВН =  = 5378 квар.

Определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы 50% реактивной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери Qтр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.3

∆P3= (10*2,9 + (2*0,763 2+4*0,748 2 +4*0,7042 )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,81 2 +2*0,878 2 + 1*0,5252 + 3*0,7722+ 2*0,578 2 + 4*0,8372 )*15,45) = (29+50,24)+(74,2+129,59) = 283,035кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W3 = 103,2*8760 + 179,83*4477 = 17,092*105 кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

Сп3=0,015*17,092*105= 25 637 = 25,637 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = рН 	К3 + СЭ2 = рН К3 +(Са + Ст.р)К3.+ Сп

KКУ=4*Kку150+ 13*Кку220+5*Кку300 +2*Кку320 +17*Кку330 

KКУ =4*2,15 + 13*3,15 +5*4,16 +2*4,4 +17*2,33 = 118,76 тыс.у.е.

KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630		

KКТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К3 = KКУ + KКТП =118,76 + 342,25 = 461,1тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №3 

З3=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 126,62тыс.у.е.

Таким образом суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (pН=0,125) являются минимальными и отличаются от остальных вариантов более чем на 10% в пользу экономичности. 

З1 = 99,768 тыс.у.е.		 

З2 =113,28 тыс.у.е.		

З3 = 126,62 тыс.у.е.		

Принимаем к исполнению вариант компенсации реактивной мощности на низкой стороне ТП-0,38 кВ.






7. Выбор оптимального варианта внутреннего электроснабжения 



7.1 Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода



Размещаем ЦРП в центре нагрузок, в точке с координатами Х = 291 м, Y = 339 м. Составим и проанализируем различные варианты схемы электроснабжения с целью выявления оптимального. Три варианта схем внутреннего электроснабжения завода показаны на рис.8.1, 8.2, 8.3.

Выбор оптимальной схемы внутреннего электроснабжения предприятия производится по минимуму приведенных затрат.

Приведенные затраты на кабельныхе линии определяются по формуле (8.1а) 



З = рН К + СЭ = (рН +Са + Ст.р)К + Сп				



где	К –. капитальные затраты на приобретение кабеля, тыс.у.е.

Ко –.удельная стоимость кабеля, тыс.у.е./км

рН - нормативный коэффициент экономической эффективности, рН = 0,125;

СЭ – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

Са - отчисления на амортизацию, Са= 4,3% табл. 56.1 (3,526)

Ст.р – отчисления на текущий ремонт, Ст.р =2% табл. 56.1 (3,526);

Сп - стоимость потерь электроэнергии, тыс. у.е.

Сп = n*3*Iр 2*R0*l* β* τ 

где n - число параллельно прокладываемых кабелей 

Ip-расчетный ток кабеля, А, 

l – длина кабельной линии, км.

 - стоимость потерь1 кВт*ч, β=1,5*10 -5кВт*ч/тыс.у.е;

Ro-удельное сопротивление кабеля,Ом/км

τ=4477ч.- время наибольших потерь


ЗКЛ= n *(рН +Са + Ст.р)*К + n*3*Iр 2*R0*l* β* τ 			(8.1б)



Расчетный ток кабельной линии находим по формуле:



, 					 (8.2)



где	 Рр -расчетная мощность ТП, кВт

Uн – номинальное напряжение кабеля, кВ

n – количество кабелей в линии

Расчетное сечение кабеля определяется по формуле:



, 							 (8.3)



где jэ- экономическая плотность тока, А/мм2. При Тmax=5909 ч по [2.628] jэ=1,2 А/мм2.

Расчет приведенных затрат на кабельные линии представлен в табл.8.1,8.2.,8.3 

В настоящих расчетах кабели питающие цеха высоковольтной нагрузки не учитываются т.к. во всех вариантах схем они не меняются. Из схем представленных на рис.8.1, 8.2, 8.3 составляем оптимальную. Учитывая сложность технико-экономического сравнения прокладки траншей для узлов по вариантам, чтобы избежать повторного счета (количество кабелей в траншеях по участкам для разных вариантов неодинаково) приведенные затраты на прокладку кабельных линий определим по формуле:



ЗПРОКЛ = рн(Ск о* lКЛ)				 (8.4)


где 	Ск о –удельная стоимость 1м траншеи по количеству кабелей в ней,тыс.у.е;

lКЛ – длина траншеи с одинаковым количеством кабелей в ней, м

Проведем расчет приведенных затрат на кабельную линию W11' питающую по магистральной схеме подстанции ТП11,ТП12, ТП13 от ЦРП. Таким образом по ней протекает ½ расчетной мощности цехов № 3, 6, 7,9, 23, 24, т.к. по условию надежности электроснабжения питание выполняется двумя кабелями - W11',W11'':

ЭП № 3, 6, 7,9, 23, - второй категории, ЭП №24 (3-ая категория)

P11’= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/2 

P11’=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/2 = 2049 кВт

Значение тока в кабеле определим по формуле (6,2):

Ip11’’= Pp11’ / (1,733*Uном) 

Ip11’’= 2049/ (1,733*10) = 118,44A

Определяем сечение жил кабеля по экономической плотности тока Jэ=1,2

Fp11’’ = Ip12 / 1,2 = 118,44/1,2= 98,7мм2

принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля ААШв (3120) по4.124

при Iдоп=240А, Ro=0,258 Ом/км Cко= 3,08 у.е.

Ток в линии W11’ при обрыве линии W11’’ наибольший и составляет:

Ia= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/1,73*Uном

Ia=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/1,73*10=4098/1,73*10 = 236,9А

Активное сопротивление кабеля при длине линии W11’ по плану (рис.8,1) L12=200м:

R11’= L12* Ro=200*0,258 *10-3 = 0,0516 Ом

Стоимость кабеля при удельной стоимости 1м Ск о = 3,08 у.е.

Ск11’ = 200*3,08*10-3 = 0,616 тыс.у.е.

Стоимость потерь электроэнергии в кабеле:

Сп11’=3*118,442*0,0516*0,015*4477*10-6=0,146 тыс.у.е.

Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с учетом стоимости потерь энегии в ней при n=1 определим по формуле (6,1)

З11 = (0,125+0,043+0,02)*0,616 + 3*118,442*(0,258*200)*0,015*4477*10-6= 0,262 тыс.у.е.

Рассчитаем аналогично все остальные кабели в этом варианте и все остальные варианты схемы электроснабжения и занесем результаты в табл. 8.1, 8.2, 8.3.Определим наиболее экономичный вариант, сравнивая стоимость узлов по вариантам.

Как видно из расчета, наиболее экономичным является 1-ый вариант состоящий из узлов:

Узел1 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=1,093 тыс.у.е./год

Узел2 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,565 тыс.у.е./год

Узел3 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,481 тыс.у.е./год

Узел4 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,77 тыс.у.е./год

Таким образом, оптимальным является первый вариант внутреннего электроснабжения, 

С суммарными приведенными затратами: 

З= 2,909 тыс.у.е.

Для оптимального варианта схемы электроснабжения проведем подсчет затрат на прокладку кабельных линий по участкам, в зависимости от количества кабелей в одной укладке – n (шт), проложенных в траншее или по помещению, и взависимости от длины прокладки линии – L (м). Учитываем что удельная стоимость одного километра линии различается по количеству кабелй в ней, и приведена в таблице для каждого числа кабелей(n) в отдельности. Например: для n = 1 Суд=1,27 тыс.у.е./км

Удельные стоимости прокладки кабельных линий взяты в соответствии с 4.130

Приведенные затраты на прокладку кабельных линий составят:

ЗПРОКЛ= 0,125*5,62254 = 0,703 тыс.у.е.

Таким образом схема внутреннего электроснабжения на напряжении Uн=10кВ более экономически выгодна чем при напряжении Uн=6кВ,что видно из таблиц 8,4 и 8,5

Однако определяющим фактором в окончательном выборе являются:

а) приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки в 

варианте сети на 10 кВ (отсутствуют в сети 6 кВ), 

б) приведенные затраты на линиию W*ГПП-ЦРП при 10 и 6 кВ длинной L=1,5 км

в) приведенные затраты на линии питающие ВВ нагрузку



7.2 Расчет приведенных затраты на ТП 10/6 кВ



Определим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки

Проанализируем два варианта питания трансформаторами 10/6 кВ разной мощности 

Намечаем два типоразмера трансформаторов Sном =1600 кВА и Sном =2500 кВА:

Вариант 1. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х1600, 

питающих цеха №20 Руст=1440 кВт, №21 Руст=1260 кВт. 

С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) - Рр=2160кВт

Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х2500кВА при Рр=2160кВт

Данные которых, определенные аналогично п.7,.приведем в таблице 8.7


Таблица 8.7. Справочные данные трансформаторов

Sном, кВА

Uк,%

Iх,%

Pк, кВт

Рх, кВт

Qк, кВар

Qх, кВар

Рк', кВт

Рх', кВт

P, кВт

W, кВт*ч

1600

5,5

1,3

18

3,3

88

20,8

22,40

4,34

14,546

1,354х105

2500

5,5

1

23,5

4,6

55

14

14,95

3,15

11,519

1,533х105





Технико-экономическое сравнение варианта №1

Номинальные мощности трансформаторов определим из следующих выражений[2]



Sном  Рр/1,4; 						(8.5)





Принимаем к установке следующие трансформаторы:

Т1,Т2: ТМ-1600/10 Pх=3,3 кВт, Pк=18,0 кВт, uк=5,5%, iо=1,3%, КТ1=3,2 тыс.у.е.

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год по (5.7)-(5.9):

Qх=1600*1,3/100= 20,8 квар, Qк =1600*5,5/100= 88 квар;

= 3,3+0,05*20,8= 4,34кВт, =18+0,05*88= 22,4 кВт,

Кз=2160 / 3200 = 0,675 

ΔР1600= 4,34+0,6752*22,4 = 14,546 кВт.

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов:

ΔР1= 2*14,546 = 29,092 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

W1= 2*4,34*8760+2*0,6752*14,546*4477=1,354 *105 кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с0=0,015 у.е./кВт*ч:

Сп1=0,015*1,354*105= 2,031 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение:

К1 = 2*КТ = 2*3,2 = 6,4 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по первому варианту (ф-ла 5.10):

З1= (0,125+0,064+0,03)6,4+ 2,031 = 3,433 тыс.у.е.

Технико-экономическое сравнение варианта №2

Таким образом принимаем к установке 2 одинаковых трансформатора по табл.8.1:

Т1, Т2: ТМ-2500/10 Pх=4,6 кВт, Pк= 23,5кВт, uк=5,5%, iо=1%, КТ1= 4,6 тыс.у.е.,

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год:

Qх= 2500*1/100 = 25 квар, Qк=2500*5,5/100 = 137,5 квар;

= 4,6+0,05*25 = 5,85 кВт, =23,5+0,05*137,5 = 30,375 кВт,

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов найдем по формуле:



	



Кз,2 = 2160 / (2*2500) = 0,432

ΔР2500 = 5,85+0,4322*30,375 = 11,519 кВт.

ΔР1= 2*11,519 = 23,029 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

W2= 2*(5,85*8760 +0.4322 *30,375 * 4477) = 1,533 *105 кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии:

Сп2=0,015*1,533 *105= 2,3 тыс.у.е./год,

Общие капиталозатраты на сооружение:

К2 = 2*КТ= 2*4,6 = 9,2 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по второму варианту:

З2= (0,125+0,064+0,03)9,2+ 2,3 = 4,315 тыс.у.е./год

Таким образом, сравнивая приведенные затраты двух вариантов:

З1= 3,433 тыс.у.е., З2=4,315 тыс.у.е. /год, 

Приходим к выводу, что второй вариант 21600кВА является наиболее экономичным

Для питания высоковольтной нагрузки определяем два трансформатора ТМ-1600/10. 

Таким образом, приведенные затраты на ТП10/6кВ для питания высоковольтной нагрузки составят:

З10/ 6 = 3,433 тыс.у.е.



7.3 Расчет приведенных затрат на кабельные линии питающие предприятие и высоковольтную нагрузку при напряжении “6кВ” и ”10кВ”



Аналогично пункту 6 проведем расчет в табличной форме для вариантов 6 и 10 кВ:

Суммарная потребляемая мощность завода с учетом компенсации реактивной мощности на низкой стороне с учетом потерь мощности в распределительной сети согласно табл.4.1 Рз =14548,1 кВт

Высоковольтная нагрузка получает питание непосредственно от ЦРП, либо посредством понижающей подстанции ТП5 10/6 кВ, расположенной вблизи ЭП №20, №21

Определение аварийной токовой нагрузки кабельной линии W14 ГПП-ЦРП затрудительно так как сложно оценить одновременный выход из строя нескольких из шести кабелей, состовляющих линию. 

Сведем результаты расчета пункта 8 в таблицу 8.9:



Таблица 8.9. Результаты сравнения затрат для вариантов ”6кВ” и “10 кВ”

Сравниваемые участки



Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е.



 ЗП 6кВ

ЗП 10кВ

затраты на линии W1-W13

4,0241

2,9091

затраты на КТП 10/6 кВ 

-

3,433

 затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП)

20,308

13,766

затраты на линии питающие ВВ нагрузку

0,303

0,321

затраты прокладки кабельных линий

0,703

0,703

Итого:

25,338

21,132



Как видно из расчета, выполнение сети на напряжение Uн=10кВ значительно дешевле. Таким образом признаем экономичным вариант “10 кВ” при суммарных приведенных затратах: З10= 21,132 тыс.у.е.



7.4 Технико-экономический расчет по оптимальному варианту



Воспользуемся результатами расчета по выбору сечений кабельных линий по оптимальному варианту (табл. 8,4) и проведем технико-экономическое сравнение сечений с целью определения минимума затрат(рис. 8,4), взяв из расчета значения токов и длин линий, на примере кабельной линии W1.

Расчет проведем в соответствии с методикой, приведенной в 5,59Результаты расчета занесем в таблицу 8,10

По табл 8,4 - Ip12’’ = 36A, L = 380 м

Найдем приведенные затраты на линию по формуле (3,1) для нескольких стандартных сечений жил начиная с F = 25мм2 (F=(325) Iдоп=90А, Ro=1,24 Ом/км Cко=1,76у.е.)

- приведенный допустимый ток по формуле:



I’доп1 = 0,9 Iдоп1 						(8,7)

I’доп1= 0,9 *90 =81 A



- потери активной мощности в линии при действительной нагрузке по формуле:



P1 =3 (I’доп1)2 Ro1  L1  (Кз1)2 				(8,8)

P1 =3 (81)2 1,24  380  (0,4)2*10-6= 1,484 кВт



- потери электроэнергии в линии по формуле:



W1 = P1  Tmax						(8,9)

W1 = 1,484 5909.32 = 8769,1 кВтч/год



- капитальные затраты на линию по формуле:



K1= L1  Co1							(8,10)

K1= 380 1,76= 669 тыс.у.е.



- стоимость потерь электроэнергии в линии по формуле:



Сп1 = W1  							(8,11)

Сп1 = 8769,1 0,015 = 131,54 у.е./год



- суммарные приведенные затраты по формуле:



З1 =(0,125 +0,043+0,02) К1 +Cп1				(8,12)

З1 =(0,125 +0,043+0,02) 669 + 131,54= 257,27 у.е./год



Аналогичным образом просчитываем последующие большие сечения стандартного ряда, предпологая уменьшение приведенных затрат в связи с уменьшением потерь электроэнергии в кабеле. Это связано с тем что сопротивление жил кабеля с увеличением сечения, уменьшается. Результаты заносим в таблицу 8.10

По минимальной величине суммарных приведенных затрат выбираем оптимальное сечение кабеля. Для линии W1 таким сечением станет F=(3х50)мм2 при минимальных затратах З1= 216,51 у.е.

Таблица 8.10. Результаты технико-экономическое сравнение сечений (рис.8.4)

Wi

F,

Iдоп,

I'доп

RO,

Ko

L,

Ipасч,

Kз

Р

W

К

Сп,

ЗП

№

мм2

A



Ом/км

уе/м

км

A



кВт

кВт ч/год

уе

уе/год

уе/год

1

25

90

81

1,24

1,76

0,38

36,0

0,400

1,484

8769,1

669

131,54

257,27



35

115

103,5

0,89

1,88

0,38

36,0

0,313

1,065

6293,9

714

94,41

228,72



50

140

126

0,62

2,11

0,38

36,0

0,257

0,742

4384,5

802

65,77

216,51



70

165

148,5

0,443

2,38

0,38

36,0

0,218

0,530

3132,8

904

46,99

217,02

2

25

90

81

1,24

1,76

0,49

35,4

0,393

1,849

10927,5

862

163,91

326,04



35

115

103,5

0,89

1,88

0,49

35,4

0,308

1,327

7843,2

921

117,65

290,83



50

140

126

0,62

2,11

0,49

35,4

0,253

0,925

5463,8

1034

81,96

276,33



70

165

148,5

0,443

2,38

0,49

35,4

0,214

0,661

3904,0

1166

58,56

277,80



25

90

81

1,24

1,76

0,39

53,7

0,596

3,382

19988,0

686

299,82

428,86

3

35

115

103,5

0,89

1,88

0,39

53,7

0,467

2,428

14346,2

733

215,19

353,04



50

140

126

0,62

2,11

0,39

53,7

0,383

1,691

9994,0

823

149,91

304,62



70

165

148,5

0,443

2,38

0,39

53,7

0,325

1,208

7140,9

928

107,11

281,61



95

205

184,5

0,326

2,76

0,39

53,7

0,262

0,889

5254,9

1076

78,82

281,19



120

240

216

0,258

3,08

0,39

53,7

0,224

0,704

4158,8

1201

62,38

288,21

4'

25

90

81

1,24

1,76

0,24

37,9

0,421

1,036

6122,2

422

91,83

171,24

4''

35

115

103,5

0,89

1,88

0,24

37,9

0,329

0,744

4394,2

451

65,91

150,74



50

140

126

0,62

2,11

0,24

37,9

0,270

0,518

3061,1

506

45,92

141,12



70

165

148,5

0,443

2,38

0,24

37,9

0,229

0,370

2187,2

571

32,81

140,19



95

205

184,5

0,326

2,76

0,24

37,9

0,185

0,272

1609,5

662

24,14

148,67



70

165

148,5

0,443

2,38

0,13

111,0

0,673

1,724

10189,1

309

152,84

211,00

5'

95

205

184,5

0,326

2,76

0,13

111,0

0,541

1,269

7498,1

359

112,47

179,93



120

240

216

0,258

3,08

0,13

111,0

0,463

1,004

5934,1

400

89,01

164,29



150

275

247,5

0,206

3,5

0,13

111,0

0,404

0,802

4738,1

455

71,07

156,61



185

310

279

0,167

4,01

0,13

111,0

0,358

0,650

3841,0

521

57,62

155,62



240

355

319,5

0,129

4,8

0,13

111,0

0,313

0,502

2967,0

624

44,5

161,82



70

165

148,5

0,443

2,38

0,13

97,1

0,588

1,319

7797,0

309

116,96

175,12

5'

95

205

184,5

0,326

2,76

0,13

97,1

0,474

0,971

5737,8

359

86,07

153,52



120

240

216

0,258

3,08

0,13

97,1

0,405

0,768

4540,9

400

68,11

143,39



150

275

247,5

0,206

3,5

0,13

97,1

0,353

0,614

3625,7

455

54,39

139,93



185

310

279

0,167

4,01

0,13

97,1

0,313

0,497

2939,3

521

44,09

142,09



50

140

126

0,62

2,11

0,226

76,2

0,544

1,975

11673,8

477

175,11

264,76

6'

70

165

148,5

0,443

2,38

0,226

76,2

0,462

1,412

8341,1

538

125,12

226,24

6''

95

205

184,5

0,326

2,76

0,226

76,2

0,372

1,039

6138,2

624

92,07

209,34



120

240

216

0,258

3,08

0,226

76,2

0,317

0,822

4857,8

696

72,87

203,73



150

275

247,5

0,206

3,5

0,226

76,2

0,277

0,656

3878,7

791

58,18

206,89

7'

25

90

81

1,24

1,76

0,11

35,9

0,399

0,428

2528,6

194

37,93

74,33

7''

35

115

103,5

0,89

1,88

0,11

35,9

0,312

0,307

1814,9

207

27,22

66,10



50

140

126

0,62

2,11

0,11

35,9

0,257

0,214

1264,3

232

18,96

62,60



70

165

148,5

0,443

2,38

0,11

35,9

0,218

0,153

903,3

262

13,55

62,77



50

140

126

0,62

2,11

0,08

62,4

0,446

0,470

2776,0

169

41,64

73,37

8

70

165

148,5

0,443

2,38

0,08

62,4

0,378

0,336

1983,5

190

29,75

65,55



95

205

184,5

0,326

2,76

0,08

62,4

0,305

0,247

1459,6

221

21,89

63,40



120

240

216

0,258

3,08

0,08

62,4

0,260

0,195

1155,2

246

17,33

63,65



35

115

103,5

0,89

1,88

0,2

65,9

0,573

1,878

11100,3

376

166,50

237,19

9

50

140

126

0,62

2,11

0,2

65,9

0,471

1,309

7732,8

422

115,99

195,33



70

165

148,5

0,443

2,38

0,2

65,9

0,399

0,935

5525,2

476

82,88

172,37



95

205

184,5

0,326

2,76

0,2

65,9

0,321

0,688

4066,0

552

60,99

164,77



120

240

216

0,258

3,08

0,2

65,9

0,275

0,545

3217,8

616

48,27

164,08



150

275

247,5

0,206

3,5

0,2

65,9

0,240

0,435

2569,3

700

38,54

170,14



По результатам расчета, выбираем сечения кабелей, соответствующие минимуму приведенных затрат, как правило большее сечение.

Таким образом, суммарные приведенные затраты, при выбранных оптимальных сечениях кабелей и прочих равных условиях составят:



Таблица 8.9

Результаты расчета затрат для оптимального варианта “10 кВ”

Сравниваемые участки



Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е./год



ЗП 10кВ

затраты на линии W1-W13

3,0648

затраты на КТП 10/6 кВ 

3,433

 затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП)

12,781

затраты на прокладку кабельных линий

0,703

Итого:

19,982




8. Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения



8.1 Выбор оптимального напряжения



Предварительный выбор напряжения системы внешнего электроснабжения проведем с учетом мощности субабонента, протекающей через трансформаторы ГПП.

Неизвестно, применяет ли субабонент систему компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения 0,38кВ цеховых подстанций. Поэтому в расчетной мощности трансформаторов ГПП учитываем реактивные нагрузки мощности субабонента, приближенно оцененные по данным, полученным из расчета данного проектируемого предприятия. То-есть примем коэффициент мощности субабонента равным коэффициенту мощности проектируемого предприятия:

cosсуб = cosз =Pз/Sз 

cosсуб = cosз =14548,1/18092,4= 0,804



Для определения напряжения системы внешнего электроснабжения согласно рекомендациям из [2] (l<250км, Р<60 МВт) воспользуемся формулой Cтилла по [2]:



, 			 (9.1)



где	 l- длина питающей линии, км (l = 60 км)

Р- передаваемая мощность, учитывающая мощность субабонентов Sсуб=32 MВА



Р = Sсуб + Sз

Pсуб = Sсуб * cosз = 37 *0,805 = 30 MВт

Qсуб = Sсуб * sinз = 37 *0,514 = 19,028 мваp

Р = Рсуб + Р З = Pсуб + РЗ = 30+14,548 = 44,545 MВт

Q = Qсуб = 19,028 мвар



Предполагаем полную компенсацию реактивной мощности субабонента:



SР = == 44,545 МВА



напряжения системы внешнего электроснабжения согласно формуле (9.1):

 = 115,175 кВ.

Проанализируем три варианта исполнения системы внешнего электроснабжения:

Uном = 35 кВ

Uном = 110 кВ

Uном = 220 кВ



8.2 Выбор оптимального варианта главной понизительной подстанции(ГПП)



Выбор производится по условию минимума приведенных затрат в общем для разных вариантов напряжения и по минимуму приведенных затрат для трансформаторов, и методу экономических интервалов для ВЛ одного напряжения.

Поочередно рассмотрим варианты U=35кВ, U=110кВ и U=220кВ




8.2.1 Технико- экономический расчет варианта U=35 кВ

Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП 2-ух трансформаторной подстанции принимают равной  0,7 от прогнозируемого расчетного максимума нагрузки подстанции

Намечаем три варианта мощности трансформаторов с учетом нагрузочной способности:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,

Справочные данные трансформаторов взяты в соответствие с 6,приведены в табл.9.1



Таблица 9.1. Справочные данные трансформаторов



Тип



Sном

MB- A







Пределы регулирования



Каталожные данные



Расчетные данные









Uном

обмоток, 

кВ

uк

%



Pк,

кВт



Pх, кВт



I,

%



RT,

Ом



ХT,

Ом



Qх, кВт



Ко,

тыс 

у е









ВН

HH

















ТРДНС-25000/35

25

±8X1,5%

36,75

2х10,5

9,5

115

25

0,5

0,25

5,1

125

77

ТРДНС-32000/35

32

±8X1,5%

36,75

2х10,5

11,5

145

30

0,45

0,19

4,8

144

86

ТРДНС-40000/35

40

±8X1,5%

36,75

2х10,5

11,5

170

36

0,4

0,14

3,9

160

96



Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим 

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:



				(9.2)


По номограмме рис. 27.6 [3,29] при kЗ.Г.=0,675 и продолжительности максимума tmax= 3 ч/сут. определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным графиком нагрузки:



.						(9.3)



За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузки в летние месяцы) может быть допущена дополнительная перегрузка трансформаторов в размере 



.						(9.4)



Определяем сумму допустимых перегрузок трансформаторов в нормальном режиме при максимальной нагрузке завода:



		(9.5)



Так как допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем 



.							(9.6)





2. Нормальный режим.

Коэффициент загрузки в часы максимума:



;							(9.7)


Вариант 1:

КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891

Вариант 2:

КЗ2 = 44,545/ 2*32= 0,696

Вариант 3:

КЗ3 = 44,545/ 2*40=0,557 

С точки зрения работы в нормальном режиме приемлемы все варианты.

Впервом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода,поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

Sдоп max =1,3*2*25 = 65  44,545 МВА

3. Послеаварийный режим

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%): 

Вариант 1: 

1,4* Sном.т =1,4*25=35 МВА. т. е.(35/44,545)*100%= 78,57%

Вариант 2: 

1,4*32 =44,8 МВА. (44,8 /44,545)*100%= 100,57%

Вариант 3: 

1,4*40= 56 МВА, т. е. (56/ 44,545)*100%= 125,7%

При отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе должен пропустить всю потребляемую мощность. Суммарная мощность потребителей I-ой категории - (ЭП №11, №19, №20, №21) составляет РI=4178,26 кВт = 28,7%).

Суммарная мощность ЭП III–ой категории составляет РIII=1462,2 кВт=10,1%).

Т.о. нагрузка по предприятию преимущественно II – ой категории РII= 61,2%

Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна: 

РI = 28,7%; РII = 61,2%; РIII = 10,1%

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (5.2)-(5.10). 

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

;  квар;

  квар;

;

 кВт;



 кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

;  кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт;  кВт,

здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2.

 квар; 

 квар;

 кВт; 	

 кВт;

 кВт; 	

 кВт.

Вариант 3.

 квар; 		 квар;

 кВт; 		 кВт;

 кВт; 	

 кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по формуле (9.8) [3,42]:



; 					(9.8)



=12,927 МВА; 

= 15,217 МВА; 

= 18,76 МВА;

На первом этапе целесообразна работа одного из трансформаторов при работе на первых ступенях графика нагрузки при коэффициенте загрузки (КЗ). Далее, при определенной нагрузке и соответствующем коэффициенте загрузки (КЗ0,5) трансформаторы работают параллельно.При этом переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8).

Определяем коэффициенты загрузки трансформатора в обоих случаях для каждой ступени 	по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при – КЗ или – КЗ 0,5 и заносим в табл. 9.2. Далее определяются потери электроэнергии в трансформаторах для каждой ступени графика по формуле: 



 кВт*ч/год,

 кВт*ч,



Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл.9.2.



Таблица 9.2. Результаты расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (35кВ)

№

ступени

Нагрузка, S

Продол-жительность ступени, tст,

kз

kз0,5

Продолжитель-ность ступени, t’ст,

Потери мощности, P,

Потери ЭЭ,

W,



МВА

%





час в году

кВт

кВт*ч

2х25 МВА

1

14,700

33

-

0,294

2555

102,908

262930,0

2

22,273

50

-

0,445

730

155,264

113342,7

3

28,954

65

-

0,579

365

219,271

80034,0

4

31,182

70

-

0,624

365

244,317

89175,9

5

33,409

75

-

0,668

365

271,219

98994,9

6

35,636

80

-

0,713

1095

299,976

328473,6

7

37,418

84

-

0,748

730

324,317

236751,5

8

40,091

90

-

0,802

730

363,055

265030,5

9

42,318

95

-

0,846

730

397,378

290086,0

10

44,545

100

-

0,891

1095

433,556

474743,9













2811,26

2239563,0

2х32 МВА

1

14,700

33

0,459

-

2555

106,63

272429,3

2

22,273

50

-

0,348

730

154,09

112485,7

3

28,954

65

-

0,452

365

209,08

76312,8

4

31,182

70

-

0,487

365

230,59

84166,2

5

33,409

75

-

0,522

365

253,70

92601,4

6

35,636

80

-

0,557

1095

278,41

304855,0

7

37,418

84

-

0,585

730

299,32

218501,5

8

40,091

90

-

0,626

730

332,60

242794,8

9

42,318

95

-

0,661

730

362,08

264319,1

10

44,545

100

-

0,696

1095

393,16

430510,2













2619,66

2098976,1

2х40 МВА

1

14,700

33

0,3675

-

2555

98,02

250444,7

2

22,273

50

0,5568

-

730

168,02

122651,7

3

28,954

65

-

0,362

365

192,79

70369,7

4

31,182

70

-

0,390

365

209,54

76480,5

5

33,409

75

-

0,418

365

227,52

83044,1

6

35,636

80

-

0,445

1095

246,74

270180,9

7

37,418

84

-

0,468

730

263,01

191998,4

8

40,091

90

-

0,501

730

288,91

210901,4

9

42,318

95

-

0,529

730

311,85

227649,8

10

44,545

100

-

0,557

1095

336,03

367955,2













2242,3

1871676,3



Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:



тыс у е

 тыс у е

 28,075тыс у е



Суммарные затраты:

З1 = 2*77*(0,125+0,064+0,03) + 33,593= 67,319 тыс. у.е.

З2 = 2*86*(0,125+0,064+0,03) + 31,484= 69,152 тыс. у.е.

З3 = 2*96*(0,125+0,064+0,03) + 28,075= 70,123 тыс. у.е.

Таким образом более экономичным является вариант с трансформаторами 25000 кВА.,

Итоговые затраты варианта 35 кВ кВ:

З35 = 67,319 тыс.у.е.



8.2.2 Технико-экономический расчет варианта U=110 кВ

Намечаем три варианта мощности трансформаторов:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,



Таблица 9.3. Справочные данные трансформаторов 110кВ



Тип



Sном

MB- A







Пределы регулирования

Каталожные данные

Расчетные данные







Uном обмоток, кВ

uк

%



Pк,

кВт



Pх, кВт



I,

%



RT,

Ом



ХT,

Ом



Qх, кВт



Ко,

тыс

у е







ВН

HH

















ТРДЦН-25000/110

25

±9х1,78%

115

11;

10,5

120

27

0,7

2,54

55,9

175

84

ТД-40000/110

40

±2x2,5%

121

10,5

10,5

160

50

0,65

1,46

38,4

260

109

ТРДЦН-63000/110

63

±9x 1,78%

115

10,5;

10,5

260

59

0,6

0,87

22

378

136



1.-Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим 

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:






Далее в соответствии с формулами (9.3)-(9.7) пункта 9.1

Так-же как и в предыдущем пункте 9.1, допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем 



.							



2. Нормальный режим.

Коэффициент загрузки в часы максимума:



;							



Вариант 1:

КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891

Вариант 2:

КЗ2 = 44,545 / 2*40= 0,557

Вариант 3:

КЗ3 = 44,545 / 2*63=0,354 

С точки зрения работы в нормальном режиме с учетом систематической перегрузки приемлемы все варианты.

В первом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода, поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

Sдоп max =1,3*2*25 = 65  44,545 МВА

3. Послеаварийный режим

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):

Вариант 1: 

1,4*25 =35 МВА. (35/44,545)*100%= 78,57%

Вариант 2: 

1,4*40 =56 МВА. (56/44,545)*100%= 125,71%

Вариант 3: 

1,4*63= 88,2 МВА, (88,2/ 44,545)*100%= 198%

Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна: 

РI = 28,7%

РII = 61,2%

РIII = 10,1%

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей

и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формуле (9.8) [3,42]: 

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

;  квар;

  квар;

;

 кВт;





 кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

;  кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт;  кВт,

здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2.

 квар; 		 квар;

 кВт; 	

 кВт;

 кВт; 	

 кВт.

Вариант 3.

 квар; 		 квар;

 кВт; 	

 кВт;

 кВт; 	

 кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по (9.8) [3,42]:

; 

=13,336 МВА; 

= 23,34МВА; 

= 32,35МВА;

Переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8). Потери электроэнергии на первой ступени S1=14,7 МВА составят:

 кВт*ч/год,

 кВт*ч/год,

Результаты расчёта по определению годовых потерь мощности и энергии по варианту (110 кВ)сведены в табл 9.4.



Таблица 9.4. Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ) 

№

ступени

Нагрузка, S

Продол-жительность ступени, tст,

kз

kз0,5

Продолжитель-ность ступени, t’ст,

Потери мощности, P,

Потери ЭЭ,

W,



МВА

%





час в году

КВт

кВт*ч

2 по 25 МВА

1

14,700

33

-

0,294

2555

114,933

293654,335

2

22,273

50

-

0,445

730

171,209

124982,508

3

28,954

65

-

0,579

365

240,008

87602,9445

4

31,182

70

-

0,624

365

266,929

97429,2582

5

33,409

75

-

0,668

365

295,845

107983,447

6

35,636

80

-

0,713

1095

326,755

357796,532

7

37,418

84

-

0,748

730

352,918

257630,463

8

40,091

90

-

0,802

730

394,557

288026,527

9

42,318

95

-

0,846

730

431,449

314957,905

10

44,545

100

-

0,891

1095

470,336

515017,55

 

 

 

 

 

 

3064,94 

2445081,47

2 по 40 МВА

1

14,700

33

0,3675

-

2555

142,78

364810,2

2

22,273

50

0,5568

-

730

192,61

140608,8

3

28,954

65

-

0,362

365

222,93

81370,9

4

31,182

70

-

0,390

365

238,42

87023,5

5

33,409

75

-

0,418

365

255,05

93094,8

6

35,636

80

-

0,445

1095

272,84

298754,3

7

37,418

84

-

0,468

730

287,89

210156,5

8

40,091

90

-

0,501

730

311,84

227641,8

9

42,318

95

-

0,529

730

333,06

243134,0

10

44,545

100

-

0,557

1095

355,43

389195,5

 

 

 

 

 

 

2612,9 

2135790,5

2 по 63 МВА

1

14,700

33

0,2333

-

2555

110,06

281209,4

2

22,273

50

0,3535

-

730

151,73

110766,3

3

28,954

65

0,4596

-

365

202,68

73978,4

4

31,182

70

0,4949

 

365

222,62

81254,9

5

33,409

75

 

0,265

365

238,86

87185,4

6

35,636

80

 

0,283

1095

250,31

274087,7

7

37,418

84

-

0,297

730

260,00

189796,7

8

40,091

90

-

0,318

730

275,41

201050,9

9

42,318

95

-

0,336

730

289,07

211022,3

10

44,545

100

-

0,354

1095

303,47

332299,0

 

 

 

 

 

 

 2304

1842651,2



Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

= 36,766тыс у е

 = 32,0369тыс у е

 = 27,64тыс у е

Суммарные затраты:	

З1 = 2*84*(0,125+0,064+0,03) + 36,766 = 73,558 тыс. у.е.

З2 = 2*109*(0,125+0,064+0,03) + 32,0369= 79,779 тыс. у.е.

З3 = 2*136*(0,125+0,064+0,03) + 27,64 = 87,21 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 110кВ 2х25000 кВА., З110 = 73,558 тыс.у.е.


8.2.3 Технико-экономический расчет варианта U=220 кВ

Намечаем два варианта мощности трансформаторов:

2*40 МВА, 2*63 МВА,

Принимаем по таблице[3] следующие трансформаторы:



Таблица 9.5. Справочные данные трансформаторов



Тип



Sном

MB- A







Пределы регулирования

Каталожные данные

Расчетные данные







Uном обмоток, кВ

uк

%

Pк,

кВт



Pх, кВт



I,

%



RT,

Ом



ХT,

Ом



Qх, кВт



Ко,

тыс

у е







ВН

HH

















ТРДН-40000/220

40

±8x1,5%

230

11/11

12

170

50

0,9

5,6

158,7

360

169

ТРДЦН-63000/220

63

±8X1,5%

230

11/11

12

300

82

0.8

3,9

100,7

504

193



Порядок расчета аналогичен предыдущему так как используем трансформаторы той же мощности но на напряжение Uвн=220кВ 

С точки зрения работы в нормальном и аварийном режиме приемлемы все варианты 

Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формулам (9.3)-(9.7) пункта 9.1. 

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

 квар;

 квар;

 кВт;

 кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

 кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт,



Вариант 2.

 квар; 	

 квар;

 кВт; 	

 кВт;

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

 кВт; 	

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт.

Нагрузка, при которой необходимо переходить на работу с 2-мя трансформаторами 

= 23,038 МВА;

= 35,31 МВА;

Потери электроэнергии на первой ступени (S1=14,7 МВА) составят:

 кВт,

Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ) сведены в табл.9.6.




Таблица 9.6. Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ)

№

ступени

Нагрузка, S

Продол-жительность ступени, tст,

kз

kз0,5

Продолжитель-ность ступени, t’ст,

Потери мощности, P,

Потери ЭЭ,

W,



МВА

%





час в году

кВт

кВт*ч

2 по 40 МВА

1

14,700

33

0,367

-

2555

123,37

315215,3

2

22,273

50

0,557

-

730

195,12

142435,0

3

28,954

65

-

0,362

365

243,41

88845,9

4

31,182

70

-

0,390

365

260,57

95109,6

5

33,409

75

-

0,418

365

279,01

101837,2

6

35,636

80

-

0,445

1095

298,71

327086,4

7

37,418

84

-

0,468

730

315,39

230232,3

8

40,091

90

-

0,501

730

341,93

249607,9

9

42,318

95

-

0,529

730

365,45

266775,0

10

44,545

100

-

0,557

1095

390,23

427305,1













2813,2

2244449,7

2 по 63 МВА

1

14,700

33

0,2333

-

2555

144,36

368833,6

2

22,273

50

0,3535

-

730

192,50

140526,5

3

28,954

65

0,4596

-

365

251,36

91746,6

4

31,182

70

0,4949

-

365

274,39

100153,1

5

33,409

75

0,5303



365

299,13

109182,3

6

35,636

80

0,5657



1095

325,57

356502,7

7

37,418

84

-

0,297

730

334,78

244388,1

8

40,091

90

-

0,318

730

352,59

257390,2

9

42,318

95

-

0,336

730

368,37

268910,3

10

44,545

100

-

0,354

1095

385,00

421579,5













2928,06

2359212,9



Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го варианта соответственно:

= 33,667 тыс у е

 = 35,388 тыс у е

Суммарные затраты:	

З1 = 2*169*(0,125+0,064+0,03) + 33,667 = 107,69 тыс. у.е.

З2 = 2*193*(0,125+0,064+0,03) + 35,388 = 119,92 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 220кВ 2х40000 кВА., З220 = 107,69 тыс.у.е.



8.3 Выбор оптимального варианта воздушной линии электропередачи (ВЛЭП)



Линия, питающая ГПП, выполнена воздушной линией электро- передачи (ВЛЭП),

Двухцепной, по количеству трансформаторов ГПП, в соответствии с требованиями надежности электорснабжения.

Расчет сводится к определению минимальных приведенных затрат и проводится по методу экономических интервалов.



8.3.1 Технико-экономический расчет варианта U=35кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потерь мощности в трансформаторах ГПП, и возможностью отключения ЭП 3-ей категории в аварийном режиме, составит:



; 

I расч =Imax= = 390,6 А.;



где - SP - суммарная нагрузка предприятия и субабонента, кВт;

РГПП – потери активной мощности в трансформаторах ГПП (35кВ), кВт;

UН – номинальное напряжение варианта исполнения ВЛЭП;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч 

(по табл. 4-47 [2,628]) определим по формуле:

.F = 390,6/1.0 = 390,6 мм2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке, намечаем три варианта исполнения ВЛЭП по 6: 

а) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп=380 А), r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 17,3 тыс.у.е. 

б) АС-150/24 F=150 мм2 (Iдоп=445 А)., r0 = 0,198 Ом/км, Ко = 17,8 тыс.у.е.

б) АС-185/29 F=185 мм2 (Iдоп=510 А)., r0 = 0,162 Ом/км, Ко = 18,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=17,3*60 = 1038 тыс. у.е.,

КЛ2=17,8*60 = 1068 тыс. у.е.

КЛ3=18,4*60 = 1104 тыс. у.е.

По табл. 7.32 [2,358] находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,249*60 = 14,94 Ом; 

RЛ2=0,198*60 = 11,88 Ом. 

RЛ2=0,162*60 = 9,72 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,04)*1038 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1068 +2*(3*I2 * (11,88)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1104 +2*(3*I2 * (9,72)* 4477*1,5*10-8);

Изменяя значение тока в формулах для каждого из вариантов от 50А до 390,6А, получим значение затрат, зависящее от величины тока в линии в различные моменты времени, по результатам расчетов (табл.9.7) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 35кВ (рис.9.1)



Таблица 9.7. Определение приведенных затрат ВЛ 35 кВ по экономическим интервалам 

Ii,A

50

100

150

200

250

300

350

390,6

ЗЛ1, тыс. у.е.

166,34

188,91

226,54

279,21

346,93

429,70

527,53

618,03

ЗЛ2, тыс. у.е.

169,39

187,34

217,26

259,14

312,99

378,81

456,60

528,56

ЗЛ3, тыс. у.е.

173,81

188,49

212,97

247,24

291,30

345,15

408,80

467,68



Очевидно, что сечения АС-120 наболее экономично, чем сечение АС-150, АС-185 предпочтительнее. Это объясняется тем что, кривая для сечения АС-120, храктеризующая затраты, при минимальных нагрузках – значительно ниже,а при при максимальных нагрузках ненамного превышает остальные кривые, что видно из графика.

Т.о. принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=380 А)при U=35кВ. 



8.3.2 Технико-экономический расчет варианта U= 110кВ

Ток, протекающий по линии:

I расч = = 124,28 А.;	Imax =2 I расч=2*124,28=248,56 А;

Сечение провода марки АС при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2:

 = 248,56/1.0 = 248,56 мм2.

Рассмотрим три варианта исполнения ВЛЭП 

а) АС-70/11 F=70 мм2 (Iдоп=265 А), r0 = 0,428 Ом/км, Ко = 20,4 тыс.у.е. 

б) АС-95/16 F=95 мм2 (Iдоп=330 А)., r0 = 0,306 Ом/км, Ко = 21 тыс.у.е.

в) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп3805 А)., r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 21,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=20,4*60 = 1224 тыс. у.е.,

КЛ2=21*60 = 1260 тыс. у.е.

КЛ3=21,4*60 = 1284 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,428*60 = 25,68 Ом; 

RЛ2=0,306*60 = 18,36 Ом. 

RЛ2=0,249*60 = 14,94 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1224 +2*(3*I2 * (25,68)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1260 +2*(3*I2 * (18,36)* 4477*1,5*10-8);

Зл3 = (0,125+0,024+0,004)*1284 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);

Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.8) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 110кВ (рис.9.2)



Таблица 9.8. Определение приведенных затрат ВЛ 110 кВ по экономическим интервалам 

Ii,A

20

40

60

80

100

120

140

ЗЛ1, тыс. у.е.

191,41

203,83

224,52

253,49

290,74

336,27

390,08

ЗЛ2, тыс. у.е.

195,74

204,62

219,41

240,13

266,76

299,31

337,78

ЗЛ3, тыс. у.е.

198,86

206,08

218,12

234,98

256,65

283,14

314,44



Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=510 А)при U=110кВ




8.3.3 Технико-экономический расчет варианта U= 220кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потери мощности в трансформаторах ГПП, составит:

I расч = = 62,14 А.;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч:

 = 124,28/1.0 = 124,28 мм2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке (максимальный ток линии, в случае выхода из строя одной из двух составит 2Iрасч = 2*62,14=124,28 А), намечаем три варианта исполнения ВЛЭП 

Рассмотрим сечения: 

а) АС-240/32 F=240 мм2 (Iдоп=610 А), r0 = 0,121 Ом/км, Ко = 30,6 тыс.у.е. 

б) АС-300/48 F=300 мм2 (Iдоп=690 А)., r0 = 0,125 Ом/км, Ко = 31,2 тыс.у.е.

в) АС-400/51 F=400 мм2 (Iдоп=835 А)., r0 = 0,075 Ом/км, Ко = 35 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=30,6*60 = 1836 тыс. у.е.,

КЛ2=31,2*60 = 1872 тыс. у.е.

КЛ3=35*60 = 2100 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,121*60 = 7,26 Ом; 

RЛ2=0,125*60 = 7,5 Ом. 

RЛ2=0,075*60 = 4,5 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1836 +2*(3*I2 * (7,26)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1872 +2*(3*I2 * (7,5)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*2100+2*(3*I2 * (4,5)* 4477*1,5*10-8);



Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.9) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 220кВ (рис.9.3)



Таблица 9.9. Определение приведенных затрат ВЛ 220 кВ по экономическим интервалам

Ii,A

10

20

30

40

50

60

70

ЗЛ1, тыс. у.е.

187,56

188,44

189,90

191,95

194,59

197,80

201,61

ЗЛ2, тыс. у.е.

193,08

193,99

195,50

197,62

200,33

203,66

207,59

ЗЛ3, тыс. у.е.

196,63

197,18

198,08

199,35

200,98

202,98

205,34





Рис 9.3. Приведенные затраты ВЛ 220 кВ для сечений провода АС-240,АС-300,АС-400



Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-240 (Iдоп=610 А)при U=220кВ

Результаты расчетов по выбору варианта внешнего электроснабжения завода сведем в таблицу 9.10, сравним приведенные затраты на сооружение ГПП и ВЛЭП по вариантам с учетом потерь электроэнергии, выберем оптимальный вариант.



Таблица 9.10. Результаты расчетов по выбору варианта системы внешнего электроснабжения завода

Вариант

№

Напряжение,

U кВ

Приведенные затраты

по вариантам, тыс.у.е

Суммарные приведенные затраты по

вариантам, тыс.у.е

вариант

исполнения





ВЛЭП

Трансформаторы ГПП















ВЛЭП

ГПП

1

35

467,68

67,319

534,999

2АС-185

ТРДНС

2х25МВА

2

110

283,14

73,558

356,698

2АС-120

ТРДЦН

2х25МВА

3

220

197,8

107,69

305,49

2АС-240

ТРДН

2х40МВА

Оптимальный.

220

197,8

107,69

305,49

2АС-240

ТРДН

2х40МВА