Электроснабжение на предприятии — Курсовая работа

1. Содержание проекта

2. Расчет электрических нагрузок отделений и цеха промышленного предприятия

2.1 Метод упорядоченных диаграмм

2.2 Расчет электрических нагрузок низшего напряжения цехов предприятия

2.3 Расчет электрических нагрузок высокого напряжения цехов

3. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

3.1 Общие требования к цеховым трансформаторным подстанциям

3.2 Методика выбора числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

4. Выбор элементов внешнего электроснабжения промышленного предприятия

4.1 Выбор напряжения внешнего электроснабжения

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП, их схем и сечений проводов питающих линий

4.2.1Выбор числа трансформаторов ГПП и схемы на стороне высокого напряжения

4.2.2 Выбор мощности трансформаторов ГПП

4.2.3 Выбор сечений проводов питающей линии

4.2.4 Технико-экономические расчеты

5. Расчет токов короткого замыкания в сетях СЭС ПП

5.1 Основные условия и допущения

5.2 Точки расчета тока короткого замыкания

5.3 Схемы для расчета токов короткого замыкания

5.4 Последовательность расчета токов КЗ

5.5 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанций энергосистемы и на вводе ГПП и ЦТП

6. Выбор схем распределительной сети предприятия

6.1 Расчет питающих линий и выбор напряжения

6.2 Построение схем электроснабжения

6.3 Конструктивное выполнение электрической сети

6.4 Расчет питающих линий

В системах электроснабжения промышленных предприятий и установок энерго — и ресурсосбережения достигается главным образом уменьшением потерь электроэнергии при ее передаче и преобразовании, а также применение менее материалоемких и более надежных конструкций всех элементов этой системы. Одним из испробованных путей минимизации потерь электроэнергии является компенсация реактивной мощности потребителей при помощи местных источников реактивной мощности, причем важное значение имеет правильный выбор их типа, мощности, местоположения и способа автоматизации.

Главной задачей проектирования предприятий является разработка рационального электроснабжения с учетом новейших достижений науки и техники на основе технико-экономического обоснования решений, при которых обеспечивается оптимальная надежность снабжения потребителей электроэнергией в необходимых размерах, требуемого качества с наименьшим затратами. Реализация данной задачи связана с рассмотрением ряда вопросов, возникающих на различных этапах проектирования. При технико — экономических сравнениях вариантов электроснабжения основными критериями выбора технического решения является его экономическая целесообразность, т.е. решающими факторами должны быть: стоимостные показатели, а именно приведенные затраты, учитывающие единовременные капитальные вложения и расчетные ежегодные издержки производства. Надежность системы электроснабжения в первую очередь определяется схемными и конструктивными построения системы, разумным объемом заложенных в нее резервов, а также надежностью входящего электрооборудования. При проектировании систем электроснабжения необходимо учитывать, что в настоящее время все более широкое распространение находит ввод, позволяющий по возможности максимально приблизить высшее напряжение (35 — 330 кВ) к электроустройствам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации. Основополагающим принципом при проектировании схем электроснабжения является также отказ от «холодного» резерва. Рациональные схемы решения должны обеспечивать ограничение токов короткого замыкания. В необходимых случаях при проектировании систем электроснабжения должна быть предусмотрена компенсация реактивной мощности. Мероприятия по обеспечению качества электроэнергии должны решаться комплексно и базироваться на рациональной технологии и режиме производства, а также на экономических критериях. При выборе оборудования необходимо стремиться к унификации и ориентироваться на применение комплексных устройств (КРУ, КСО и др.) различных напряжений, мощности и назначения, что повышает качество электроустановки, надежность, удобство и безопасность ее обслуживания.

Проект должен быть представлен пояснительной запиской и графической частью.

В пояснительную записку входят следующие разделы с поясняющими схемами; графиками и таблицами:

Краткая характеристика производства.

Расчет электрических нагрузок отдельных цехов и предприятий в целом. Определение центра электрических я.

Выбор уровня напряжения системы внешнего электроснабжения предприятия, числа и мощность силовых трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП).

Выбор линии электропередачи питающей ГПП.

Выбор и обоснование главной электрической схемы ГПП.

Расчет токов короткого замыкания и выбор высоковольтной аппаратуры ГПП,

Выбор уровня напряжения системы внутреннего электроснабжения предприятия.

Выбор числа и мощности трансформаторов на цеховых трансформаторах подстанциях (ЦТП) с учетом рационального уровня компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения.

Выбор схем внутреннего электроснабжения предприятия. Выбор кабелей и основного оборудования высокого напряжения ЦТП.

Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением ниже 1000 В и выбор низковольтного оборудования одной из ЦТП.

Компенсация реактивной мощности на стороне низкого напряжения ГПП.

Технико-экономические показатели принятой СЭС предприятия.

Список используемых источников.

Приложение (если в этом есть надобность).

Графическая часть выполняется на стандартных листах ватмана формата А1 и содержит следующие чертежи:

1.Генеральный план группы цехов или предприятия, на котором указаны ГПП, ЦТП, высоковольтные и низковольтные распределительные пункты РП, нанесены трассы кабельных линий распределительной сети и линий питающих ГПП, расчетные нагрузки цехов, их удельные плотности и даны условные обозначения.

2.Схемы электроснабжения предприятия с указанием основных электрических элементов. Схема должна включать в себя схемы электрических соединений ГПП, РП и ЦТП.

2. Расчет электрических нагрузок отделений и цеха промышленного предприятия.

2.1 Метод упорядоченных диаграмм.

Этот метод является основным при расчете нагрузок. Применение его возможно, если известны единичные мощности электроприемников, их количество и техническое назначение. Расчет выполняется по узлам питания системы электроснабжения (распределительный пункт, силовой шкаф, питающая линия).

Приемники делятся на характерные технологические группы:

с переменным графиком нагрузки (группа А — Ки

Расчетная реактивная нагрузка ( ) группы электроприемников с переменной для отделения и в целом по цеху определяется с учетом приведенного числа электроприемников, кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников группы Б отделения, кВАр.

После определения нагрузок отделений находится расчетная нагрузка по цеху.

Средняя активная и реактивная мощность групп электроприемников цеха определяется из:

где — активная нагрузка групп электроприемников j — го отделения, кВт;

— реактивная нагрузка групп электроприемников j -го отделения, кВАр;

Расчетная активная нагрузка группы электроприемников цеха с переменным графиком нагрузки определяется по коэффициенту максимума и средней нагрузки цеха . Расчетная активная и реактивная нагрузка группы электроприемников цеха с постоянным графиком нагрузки равняется средней нагрузке за наиболее загруженную смену цеха.

Расчетная активная мощность электроприемников группы А цеха, кВт.

где — коэффициент максимума цеха, определяется в зависимости от приведенного числа электроприемников цеха ( ) и коэффициента использования цеха ( ) электроприемников.

Определяется коэффициент использования цеха электроприемников группы А.

Определяется приведенное число электроприемников группы А цеха.

где — номинальная активная мощность отделения электроприемников, кВт.

По рис. 2.1 находится цеха и определяется расчетная активная нагрузка цеха электроприемников группы А.

Расчетная активная мощность электроприемников группы Б цеха, кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников ( ) группы А цеха определяется с учетом приведенного числа электроприемников, кВАр.

Рис.2.1 Кривая зависимость от

Расчетная реактивная мощность электроприемников группы Б цеха, кВАр.

Расчетная активная и реактивная мощность цеха.

Результаты расчетов по каждой группе электроприемников отделений и по цеху в целом заносятся в табл. 2.2.

Расчетные нагрузки отделений и цеха в целом определяются с учетом осветительной нагрузки

В настоящее время для освещения основных цехов с высотой более 6 метров и наличии открытых пространств используются газоразрядные лампы типа ДРЛ с коэффициентом нагрузки равным 0.58. Для административных и бытовых помещений применяются люминесцентные лампы с коэффициентом нагрузки 0.95, для освещения мелких помещений используются лампы накаливания с коэффициентом нагрузки равным единице.

Расчетная осветительная нагрузка цеха.

где — удельная расчетная мощность на 1м2 производственной площади цеха, Вт/м2 [П.4];

— площадь отделения, м2;

— коэффициент спроса освещения, выбирается по табл. [1, П.2.];

— соответствует характерному для данного электроприемника коэффициента нагрузки. Расчетная осветительная нагрузка цеха:

где — расчетная активная осветительная нагрузка j — го отделения;

— расчетная реактивная осветительная нагрузка j — го отделения;

Результаты расчетов заносятся в табл. 2.2.

Полная расчетная нагрузка цеха определяется суммированием расчетных нагрузок (силовых и осветительных) групп элекгроприемников, с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки .

Пример расчета для отрезного станка

Аналогично рассчитываются другие группы ЭП

Результаты расчета приведены в таблице 2.2

2.2 Расчет электрических нагрузок низшего напряжения цехов предприятия.

Расчетные нагрузки цехов определяются по средней мощности с учетом корректирующего коэффициента . Расчетные нагрузки на напряжение ниже 1000 В определяются следующими выражениями.

1. Силовые нагрузки на напряжение 0,4 кВ:

где — установленная мощность силового оборудования цеха, кВт;

— соответствует характерному для данного цеха коэффициенту мощности нагрузки, принимаем по табл. П.4.

1. Расчетная активная и реактивная осветительные нагрузки:

где — удельная осветительная нагрузка Вт/м2;

F — площадь, м2*10-3

— коэффициент спроса для осветительной нагрузки.

Результирующие активная и реактивная расчетные нагрузки цеха с учетом потерь в цеховых трансформаторах:

где — активные потери в цеховых трансформаторах, кВт;

— реактивные потери в цеховых трансформаторах, кВАр.

2.3 Расчет электрических нагрузок высокого напряжения цехов.

Высоковольтная нагрузка предприятия рассчитывается отдельно от низковольтной, поскольку она не питается от ЦТП. Величина корректирующего коэффициента уменьшается при увеличении числа электроприемников. Значение коэффициента для силовой нагрузки напряжением ниже 1000 В приведены в нормах технологического проектирования. Так как на напряжении 6-10 кВ число приемников, как правило. не велико, то для высоковольтной нагрузки корректирующий коэффициент принимается равным единице, расчетная мощность равна средней мощности, причем коэффициенты мощности для синхронных двигателей принимается равным 0,9 и опережающим ( со знаком минус). В курсовом проекте высоковольтных нагрузок немного, их графики хорошо заполнены (Ки > 0.6) и подобны, известен режим работы (определено число рабочих и резервных электроприемников).

2.3.Расчетная активная и реактивная мощность высоковольтного оборудования:

где — число рабочих потребителей,

— коэффициент использования высоковольтной нагрузки.

Полная расчетная высоковольтная нагрузка:

Расчет низковольтной и осветительной нагрузок для цеха 8:

Расчет высоковольтной нагрузки цеха 8:

Результаты расчета нагрузок цехов приведены в таблице 2.3

Суммарная расчетная мощность предприятия

Определение расчетных нагрузок цехов предприятия.

2.4 Выбор центра электрических нагрузок предприятия.

Главная понизительная подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому ее оптимальное размещение на территории предприятия имеет важное значение при построении рациональных систем электроснабжения.

Выбор рационального месторасположения ГПП позволяет снизить потери электроэнергии, сократить протяженность электросетей напряжения 6-10 кВ, и тем самым, уменьшить расход проводникового материала. Для этого следует определить центр электрических нагрузок предприятия.

Центр электрических нагрузок предприятия определяется по расчетным нагрузкам и их координатам Xj и Yj: При этом, на данном этапе расчета предполагается, что центры электрических нагрузок цехов совпадают с их геометрическими центрами тяжести, т.е. предполагается, что нагрузка в цехах распределена равномерно.

Центр электрических нагрузок (Хц, Уц) предприятия определяется по [3, с.67-68]

где — расчетная нагрузка j — го цеха;

Xj, Yj — координаты расположения j — го цеха на плане предприятия;

m — число цехов предприятия.

Определение центра реактивных электрических нагрузок выполняется по соотношениям аналогичным (2.40).

В курсовом проекте на генеральном плане промышленного предприятия наносятся картограммы активных нагрузок, питание которых обеспечивается от подстанций энергосистемы или собственных электростанции (ТЭЦ).

Интенсивность распределения электрических нагрузок наиболее просто можно выполнить в виде кругов. В качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки цеха, а радиус круга связывают с расчетной мощностью цеха; значение его находят из условия равенства расчетной мощности площади круга, откуда:

где R — радиус круга;

М — масштаб для определения площади круга;

Ppj — мощность j — го цеха.

Качественно состав нагрузок цеха можно представить секторами круга, площади которых пропорционально соответствуют высоковольтной (ВВ), низковольтной (ВН) и осветительной (осв.) нагрузкам. В этом случае картограмма дает представление не только о величине нагрузки, но и о ее структуре.

Результаты расчета заносятся в табл.2.4

Центр нагрузок цеха и предприятия является символическим центром потребления электроэнергии цеха (предприятия). Главную понизительную и цеховую подстанции следует располагать в центре или как можно ближе к центру

нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии.

Питание реактивных нагрузок осуществляется от конденсаторных батарей, расположенных в местах потребления реактивной мощности (индуктивного характера), перевозбужденных синхронных двигателей или синхронных компенсаторов, которые, как правило, располагаются вблизи мест потребления реактивной мощности. Неправильный выбор места установки синхронных компенсаторов вызывает перемещение потоков реактивной мощности по элементам системы электроснабжения промышленного предприятия и создает значительные потери электроэнергии.

3. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций.

3.1 Общие требования к цеховым трансформаторным подстанциям.

Для питания цеховых потребителей служит главным образом комплектные трансформаторные подстанции напряжением 6-10 кВ внутренней (КТП) и наружной (КТПН) установки, их электрооборудование и токоведущие части находятся в закрытых оболочках. Подстанции состоят из трех блоков: вводного устройства напряжением 6. 10кВ (шкафы ВВ-1, ВВ-2, ВВ-3 и ШВВ-3), силового трансформатора (марки ТМ, ТС3,), распределительного устройства напряжением 0,4 кВ (шкафы КБ-1. КБ4, КН-1. КН6, КН-17, КН-20, ШНЛ, ШНВ, ШНС). Из этих блоков, поставляемых заводом. собирают подстанцию. Их выполняют как внутрицеховые подстанции, встраиваемые в здание цеха или в пристроенное к нему помещение. Отдельно стоящие подстанции целесообразно при питании от одной подстанции нескольких цехов, во взрывоопасных помещениях, при невозможности размещения их в цехе по технологическим условиям, они наиболее экономичны по капитальным затратам и эксплуатационным расходам.

Наиболее экономичным типом с точки зрения расхода проводникового материала (цветного металла) и потерь электроэнергии в питающих сетях является внутрицеховая трансформаторная подстанция. Располагаются такие подстанции между опорными колоннами, либо около внутренних или наружных стен здания внутри цеха. К недостаткам применяемых внутрицеховых подстанций относится то, что они занимают дефицитную площадь цеха.

Выбор числа и мощности трансформаторной ЦТП обусловлен величиной и характером электрической нагрузки. При выборе числа и мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима их работы, обеспечения резервирования питания электроприемников при отключении одного из трансформаторов, стремиться к однотипности трансформаторов; кроме того должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной нагрузки, передаваемой в сеть напряжения до 1 кВ.

Количество цеховых ТП влияет на затраты распределительных устройств 6-20 кВ, внутризаводские и цеховые электрические сети.

Однотрансформаторные подстанции применяются при наличии централизованного сервера и при взаимном резервировании трансформатора по линиям низшего напряжения соседних ТП для потребителей 2 категории, при наличии в сети 380-660 В небольшого количества (20%) потребителей 1 категории при соответствующем построении схемы, а также для потребителей 3 категории при наличии централизованного резерва.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять:

— при преобладании потребителей 1 категории;

-для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (насосные и компрессорные станции);

— для цехов с высокой удельной плотностью нагрузки (выше 0,5 — 0,7 кВА/м).

Цеховые ТП с числом трансформатора более 2 экономически нецелесообразны и применяются в виде исключения при надлежащем обосновании: если имеются мощные электроприемники, сосредоточенные в одном месте, если нельзя рассредоточить подстанции по условиям технологии или окружающей среды.

Загрузка цеховых трансформаторов зависит от категории надежности электроснабжения электроприемников, от числа трансформаторов и способа резервирования.

Рекомендуется применять следующие коэффициенты загрузки (Кз) по табл. 3.1.

Коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанциях.

Коэффициенты загрузки в первых двух случаях определены исходя из необходимого взаимного резервирования при выходе из работы одного из трансформаторов с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора, резервирующего аварийный.

Правилами устройства электроустановок (9) допускается перегрузка одного трансформатора до 140% в аварийном режиме продолжительностью до 5 суток, но не более 6 часов в сутки, т.е. при графиках средней плотности.

При выборе схем защиты цеховых трансформаторов предпочтение отдают наиболее простой схеме, обеспечивающей надежную работу трансформаторов.

Для контроля за работой трансформаторов и учета потребленной электроэнергии включаются следующие электроизмерительные приборы: вольтметр, амперметр, и расчетные и контрольные счетчики активной и реактивной энергии через соответствующие измерительные трансформаторы.

Расчетные счетчики устанавливаются:

на вводе линии в подстанцию предприятия, если нет связи с другой подстанцией энергосистемы или нет другого потребителя на питающем напряжении;

на высшем напряжении трансформаторов подстанции при наличии связи с другими подстанциями на питающем напряжении или при питании от нее других подстанций;

на низшем напряжении трансформатора, если он на стороне высшего напряжения присоединен через выключатель нагрузки или разъединитель и плавкие предохранители. Контрольные счетчики обычно включают на низшем напряжении, что дешевле. Класс точности расчетных счетчиков не менее 2.0 при включении через измерительные трансформаторы класса 0.5; контрольных счетчиков не менее 2.5, включаемых через измерительные трансформаторы класса 1.0.

3.2 Методика выбора числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций.

Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП производится на основании следующих исходных данных:

расчетная нагрузка ЦТП за наиболее загруженную смену, кВА.

категория надежности потребителей;

экономическая плотность электрической нагрузки кВА/кв.м;

величина реактивной нагрузки, кВАр;

коэффициент загрузки в нормальном режиме Кз;

коэффициент нагрузки в аварийном режиме Кав;

допустимое число типогабаритов трансформаторов.

Следует иметь в виду, что при нагрузки в цехе меньшей 400 кВА целесообразно решить вопрос о ее объединении с нагрузкой рядом расположенного цеха, в остальных случаях (Рр > 400 кВт) в цехе рационально устанавливать собственное ТП.

Экономически целесообразная мощность трансформатора ТП может быть определена ориентировочно по плотности электрической нагрузки (табл. 3.2).

Экономически целесообразная мощность трансформаторов

Экономическая плотность нагрузки.

Экономическая плотность электрической нагрузки определяется по расчетной нагрузке цеха за наиболее загруженную смену и по площади цеха [1, с. 102].

где — расчетная электрическая нагрузка цеха (или объединённых цехов) ниже 1 к за наиболее загруженную смену, кВА;

— площадь цеха, в котором установлена ЦТП, кв.м.

Величина рассчитана в предположении равномерного распределения электрических нагрузок по площади цеха. Следует иметь в виду, что при единичной мощности трансформаторов более 1000 кВА они не обладают достаточным токоограничивающим действием и поэтому подключаемую к ним низковольтную аппаратуру нужно проверять на термическую и динамическую стойкость к токам короткого замыкания. По указанной причине иногда приходится ограничивать мощность трансформаторов до 1000 кВА. Применение трансформаторов 1600 и 2500 мВА возможны только по техническим требованиям к условиям (в цехах с наличием приемников большой мощности, например электропечей и электроприемников с частными нагрузки, например, сварочных установок), если это не приводит к значительному увеличению капиталовложений в сетевые узлы.

Выбрав по табл. 3.2 экономически целесообразную мощность трансформатора (ов) определяется необходимое количество таких трансформаторов для питания наибольшей активной нагрузки.

где — расчетная активная нагрузка данной группы трансформаторов за наиболее загруженную смену от низковольтных потребителей, кВт;

— коэффициент загрузки трансформаторов [табл. 3.1];

— принятая, исходя из удельной плотности нагрузки, номинальная мощность одного трансформатора, кВА [табл. 3.2];

Экономически оправданная величина реактивной мощности, которую целесообразно передать со стороны 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ без увеличения числа и мощности трансформатора ЦТП определяется, как разница между полной мощностью, передачу которой может обеспечить ЦТП, и обязательной к передаче активной мощностью нагрузки, кВАр.

где — наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать в сеть напряжения до 1 кВ через трансформаторы;

— номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;

Величина является расчетной, поэтому в общем случае допустимая реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.

Если при том оказывается, что то на ЦТП компенсацию реактивной мощности выполнять не имеет смысла и, следовательно, реактивная нагрузка ЦТП равна расчетной реактивной нагрузке потребителей стороны низкого напряжения.

В противном случае ( ) требуется установка на стороне низкого напряжения ЦТП дополнительных источников реактивной мощности. Чаще всего для этих целей применяются батареи статистических конденсаторов (БК). Мощность устанавливаемых БК может быть определена из (кВАр).

где -наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать в сеть напряжения до 1 кВ через трансформаторы;

— суммарная расчетная реактивная нагрузка ниже 1 кВ за наиболее загруженную смену.

Если в цехе устанавливается несколько трансформаторов, то единичные мощности БК допускается определять из условия равномерности распределения нагрузки между ними, кВАр.

По рассчитанному значению или определяется величина ближайшей стандартной мощности БК [П.8]

В случае, если установка БК на стороне низкого напряжения ЦТП оказалась целесообразной, необходимо скорректировать величину его реактивной нагрузки, кВАр.

где — реактивная мощность БК, набранная из стандартных установок.

При известных значениях величин активной и реактивной мощностей, определяющих нагрузку трансформатора коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах определяется как:

для двухтрансформаторных ЦТП,

для однотрансформаторных ЦТП коэффициент загрузки в аварийном режиме не определяется.

При определении нагрузки линий электропередач, питающих ЦТП необходимо учитывать потери активной и реактивной мощности в трансформаторах:

Нагрузка на стороне высокого напряжения ЦТП определяется из соотношения:

В пояснительной записке к курсовому проекту приводятся подробные расчеты по выбору трансформаторов одного из цехов, а остальные расчеты по выбору трансформаторов сводятся в таблицу 3.3. Суммарные потери активной и реактивной мощности цеховых ТП с учетом и без учета соответствующей нагрузки и нужно привести в виде итоговых данных в колонках 22. 25 названной расчетной таблицы.

Пример расчета для ТП 7.

следовательно, необходима компенсация реактивной мощности на стороне 0,4 кВ.

Принимаем трансформатор ТМ-400

Продолжение таблицы 3.3

4. Выбор элементов внешнего электроснабжения промышленногопредприятия.

4.1. Выбор напряжения внешнего электроснабжения.

Комплекс главных вопросов при проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия, наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рационального напряжения, поскольку его значением определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно — весь технико — экономический расчет.

Выбор напряжения внешнего электроснабжения промышленных предприятий производится путем сравнения величин приведенных затрат, рассматриваемых двух и более вариантов, когда:

1. Имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях;

2. Предприятие с большой электрической мощностью нуждается в сооружении или значительном расширении существующих районных подстанций, электростанций или сооружении собственной электростанции;

3. Имеется связь электростанций предприятий с районными сетями. Собственные электростанции сооружаются при значительной удаленности или недостаточной мощности энергосистем или при наличии специальных групп электроприемников, требующей высокой бесперебойности питания. Мощность собственного источника зависит от его назначения и может колебаться в очень широких пределах.

Сооружение заводских электростанций (ТЭЦ) целесообразно на предприятиях со значительным теплопотреблением. В этом случае электроэнергия передается потребителям на генераторном напряжении 6 — 10 кВ, для чего предусматривается генераторное распределительное устройство (ГРУ).

Цеховые ТП и РП присоединяются к линиям 6 -10 кВ к токоограничивающим реакторам. Количество линий 6 — 10 кВ и число токоограничивающих реакторов, присоединенным к шинам ГРУ, зависит от мощности предприятия и других потребителей.

При снижении нагрузки промышленного предприятия (праздничные и выходные дни) избыток мощности генераторов может быть передан через трансформатор связи в сеть энергосистемы для других потребителей.

4.2. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП, их схем и сеченийпроводов питающих линий.

4.2.1. Выбор числа трансформаторов ГПП и схемы на стороне высокогонапряжения.

Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов главных понизительных подстанций (ГПП) промышленных предприятий имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения этих предприятий.

Число трансформаторов определяется требованиями надежности электроснабжения потребителей. С этих позиций наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий достаточный уровень надежности электроснабжения предприятия в целом.

Однотрансформаторные ГПП применяют редко и их можно проектировать в следующих случаях:

при возможности осуществления автоматического резервирования от других источников питания потребителей 1 категории, в том числе электроприемников особой группы;

при наличии резервного источника для питания всех основных потребителей предприятия при длительною выводе из работы питающей линии или трансформатора ГПП;

— при возможности быстрой замены или ремонта повременного трансформатора ГПП для восстановления нормальной схемы электроснабжения предприятия.

На ГПП может быть установлено три и более трансформаторов с целью обеспечения надежного электроснабжения всех основных потребителей предприятия. Такое решение принимают:

— при наличии крупных резкопеременных и ударных нагрузок и необходимости выделения их питания (прокатное производство, кузнечнопрессовые цехи и т.д.);

— при концентрированных нагрузках, когда двухтрансформаторные ГПП невозможно применить по схемным, либо конструктивным соображениям;

при явных экономических преимуществах выполнения трехтрансформаторных ГПП обусловленных, например, упрощением схемных решений или условиями дальнейшего роста нагрузок и развития ГПП предприятия.

На крупных предприятиях может быть установлена не одна, а несколько ГПП. Такое решение определяется на основе технико-экономических расчетов и его целесообразно рассматривать, как правило, при полной расчетной нагрузку предприятия более 90. 100 МВА.

Промышленные предприятия получают электрическую энергию, как правило, от районных понижающих подстанций энергетической системы на напряжении 220, 110, 35 и сравнительно редко 10 или 6 кВ. В схему внешнего электроснабжения входит главная понизительная подстанция или центральный распределительный пункт, воздушные или кабельные линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до предприятия и коммутационные аппараты отходящих линий этой подстанции.

При рассмотрении вариантов внешнего электроснабжения необходимо выбрать схемы на два напряжения, отвечающие требованиям надежности электроснабжения проектируемого предприятия, его технологическим особенностям и условиям окружающей среды. Для каждого варианта рисуются однолинейные электрические схемы, на которых показывается коммутационная аппаратура подстанции энергосистемы, воздушные или кабельные линии электропередач, элементы ГПП или ЦРП, а именно: коммутационная защитная аппаратура на стороне внешнего напряжения, силовые трансформаторы, вводные и секционные выключатели на стороне низшего напряжения. Около каждого элемента схемы указывается его тип со всеми основными номинальными данными, а для разъединителей и выключателей — тип привода.

4.2.2. Выбор мощности трансформаторов ГПП.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП производится на основании полной расчетной мощности предприятия.

где — реактивная мощность, передаваемая энергосистемой.

Реактивная мощность, передаваемая энергосистемой, определяется по расчетному коэффициенту мощности, устанавливаемому энергосистемой, кВАр.

Qэн = Рр∙tgωэн, (4.5)

где tgω: 0.27 при 35 кВ 0.31при 110 кВ. 0.42 при 220 кВ.

Если после компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ то компенсацию реактивной мощности надо производить и на шинах 6-10 кВ. Мощность трансформатора ГПП определяется по условию.

где Sн.т — номинальная мощность трансформатора [П.9];

N — количество трансформаторов ГПП.

В аварийном режиме оставшийся в работе трансформатор необходимо проверить на допустимую перегрузку при условии ограничения нагрузки потребителей.

где S’p — расчетная нагрузка предприятия с учетом возможного ограничения потребителей третьей категории.

4.2.3. Выбор сечений проводов питающей линии

Передача электроэнергии от источника Питания до ГПП осуществляется воздушными или кабельными линиями.

Выбор сечений линии осуществляется по расчетному току в нормальном режиме: (4.8)

где Uh — номинальное напряжение ГПП;

Sp — расчетная мощность ГПП со стороны питающей линии;

N — количество цепей линии;

ΔРт — активная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВт;

ΔQт — реактивная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВАр;

Выбор сечений проводов и кабелей производится по экономической плотности тока:

где fэк — экономическое сечение проводов [П.7];

Jэк — экономическая плотность тока;

По [П.7] выбирается ближайшее большее стандартное сечение с учетом минимального сечения по условиям короны для данного напряжения и проверяется на нагрев

4.2.4. Технико-экономические расчеты.

В силу того, что величина рационального напряжения, определенного по (4.1) практически всегда отличается от, то к рассмотрению целесообразно принять варианты со значениями номинальных напряжений ближайших большего и меньшего рациональному. Если рациональное напряжение отличается от ближайшего номинального не более чем на 10%, то выполняется технико-экономический расчет только для одного варианта.

При рассмотрении нескольких вариантов электроснабжения выбор рабочего варианта основывается на минимуме приведенных затрат.

З = Ен∙К + И + У(МО), (4.13)

где Ен — нормативный коэффициент экономической эффективности, принимается равным 0,12;

К — единовременные капитальные вложения, тыс. р.;

И — ежегодные издержки в тыс. р. ;

У(МО) — математическое ожидание от недоотпуска электроэнергии, тыс. р.

Так как ущерб в вариантах одинаков, в технико-экономических расчетах его можно не учитывать.

Капитальные вложения (К) — это основные затраты на строительство новых электроэнергетических объектов, расширение и реконструкция действующих, приобретение электрооборудования, затрат на его доставку и монтаж.

Ежегодные эксплутационные расходы (И) (тыс.р./год.), определяются затратами на потери электроэнергии (И1), на амортизацию (ИА), на текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала (ИЭ):

И = И1 + ИА+ ИЭ, (4.14)

Стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемой сети определяется из:

где Со — стоимость электроэнергии (принимаем 0,016 руб/кВт.ч) или задается преподавателем; ΔWа — годовые потери электроэнергии, кВт.ч.;

ΔWа = ΔWтр + ΔWлэп, (4.16)

ΔWтр = N∙ΔPxx∙8760 + (1/N)∙ΔРкз∙(Sрп/Sномт)2∙τа (4.17)

ΔWлэп = N∙Ιр2∙Ro∙L∙ τа∙3∙10-6, (4.18)

τа = (0,124 + Тм/1000)2∙8760, (4.19)

где τа — число часов максимальных потерь, часов;

Тм — число часов использования максимума нагрузки, часов.

Ro — расчетное активное сопротивление 1 км проводника линии Ом/км [П. 7];

L — длина линии, км;

Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь от короны, является увеличение сечения провода воздушной линии. Поэтому при выборе проводов воздушных линий напряжением 35 кВ и выше из условия допустимых потерь на корону следует принимать сечение не ниже: АС=70/4 — для линий напряжением 35 и 110 кВ;

АС — 240/21,6 — для линий 220 кВ;

Ежегодные амортизационные расходы определяются из:

где αа — нормативный коэффициент амортизационных отчислений на оборудование (%) [П. 10];

Издержки на обслуживание оборудования определяются из:

Если рассматриваемые варианты экономически одинаковы (приведенные затраты отличаются менее чем на 5%) то, следует отдать предпочтение варианту с лучшими качественными техническими показателями, т.е. у принятого варианта должно быть:

— более высокое номинальное напряжение сети для учета перспективного развития;

— меньшее число ступеней трансформации с меньшими потерями электроэнергии и напряжения, более высокое качество электроэнергии и т.д.

5. Расчет токов короткого замыкания в сетях СЭС ПП.

5.1. Основные условия и допущения.

Основной причиной нарушения нормального режима роботы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазе системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом реальных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не вносят в результаты расчетов существенных погрешностей, а именно:

— не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;

трехфазная сеть считается симметричной;

не учитываются токи нагрузки элементов сети;

не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;

— не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

не учитывают активное сопротивление сети, если выполняется условие где и суммарное активное и реактивное сопротивления элементов систем от источника питания до точки КЗ.

— при определении тока КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения: подпитку от синхронных двигателей учитывают как в ударном, так и в отключаемом токе КЗ; подпитку от асинхронных двигателей – только в ударном токе КЗ.

5.2. Точки расчета тока короткого замыкания.

В зависимости от мощности источника питания предприятия при расчетах токов КЗ выделяют два характерных случая:

КЗ в цепи, питающейся от системы бесконечной мощности:

КЗ вблизи генератора ограниченной мощности.

Системой бесконечной мощности условно считают источник, напряжение на шинах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока в подключенной к нему цепи.

Расчетными точками КЗ в данной работе принимаются шины высокого напряжения и шины низкого напряжения ГПП предприятия.

5.3. Схемы для расчета токов короткого замыкания.

Для расчета КЗ составляют расчетную схему системы электроснабжения (рис. 5.1)и на ее основе схему замещения (рис. 5.2). Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы системы внешнего электроснабжения и их параметры, учитываемые при расчетах тока КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все элементы системы внешнего электроснабжения представлены сопротивлениями.

Все сопротивления подсчитывают в именованных (Ом) или относительных единицах. Для расчета сопротивлений задаются базовыми величинами: напряжением и мощностью.

В качестве базисного напряжения принимают номинальное напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (= 6.3, 10.5, 21, 37, 115, 230 кВ ).

За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или некоторую условную единицу мощности, например 100 или 1000 МВА.

Хс — задается в задании на курсовой проект приведенная к мощности энергосистемы (Sc).

5.4. Последовательность расчета токов КЗ.

Выбираются базисные мощность и напряжение;

Выполняется расчет сопротивления линии (о.е.);

— Выполняется расчет сопротивления трансформатора (о.е.):

Хт=(Uk∙Sб)/(100∙Sн), (5. 2)

— Рассчитывается ток короткого замыкания: