Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1 этапы формирования единой энергетической системы страны
1932 создан 1й деспетчерский центр(ДЦ) объединенной энергосистемы урала
1940 образован объединенный ДЦ центральной и восточной зон украино-донбасской и днепровской энергосистемы
1945 организовано объединенное диспетчерское управление ДУ центра осуществляющее руководство параллельной работы московской,горьковской,ивановской и ярославской энергосистем
Вторая половина 50х гг формирование объединенных энергосистем центра, средней волги, и урала и их включение на параллельную работу
Первая половина 60х гг возложение функций координатора режимов и вопросов согласованного развития ОЭС центра, средн волги и урала на ОДУ центра с дальнейшим преобразованием его в ОДУ европейской части ЕЭС
Вторая половина 60-х гг организованы ОДУ северо-запада, сев кавказа и закавказья, сибири и средней азии
1966 подключение на параллельную работу ОЭС северо-запада
1969 создано центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР
70-е г включены на параллельную работу ОЭС украины,сев кавказа,закавказья
1978 включены на параллельную работу ОЭС казахстана и ОЭС сибири
1979 началась параллельная работа ЕЭС СССР и ОЭС стран членов СЭВ
80-е г ЕЭС СССР вместе с раздельно работающими ОЭС ср азии и ОЭС востока охвачена вся обжитая часть территории СССР
Единая энергетическая система России – это одно из крупнейших энергообъединений в мире,наибольшее по своим географ масштабам, 4-е в мире по объемам производства элэнергии, уникальное по степени технологической интеграции процессов производства, передачи и распределения энергии
Системами электроснабжения (СЭС) объектов хозяйства страны называются электроэнергетические комплексы, обеспечивающие непосредственное питание элэнергией конкретных потребителей или их групп. В данные комплексы входят местные эл станции, эл сети всех необходимых номинальных напряжений, а также эл приемники всех технологических назначений
2. Вопросы, решаемые в процессе проектирования систем электроснабжения. Основные требования при проектировании и эксплуатации электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем.
Вопросы, решаемые в процессе проектирования СЭС:
1. Расчет электрических нагрузок
2. Выбор наиболее рациональной с точки зрения технико-экономических показателей схемы питания
3. Технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности тр-ров для ГПП и ЦП
4. Выбор экономически целесообразного режима работы тр-ра. (Тр-р работающий как в режиме недогрузки, так и в режиме перегрузки нецелесообразен, т.е. он должен быть нормально загружен
5. Выбор рациональных напряжений в схеме, определяющих капитальные вложения, расход цв.металла, потери эл.энергии и эксплуатационные расходы
6. Выбор электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств в соответствии с требованиями технико-экономической целесообразности.
7. Выбор сечений проводов, шин и жил кабелей в зависимости от ряда технических и экономических факторов
8. Установление необходимости и выбор целесообразной мощности собственных эл. станций и генераторных установок
9. Оптимизация показателей качества электроэнергии в системе электроснабжения
10. Оценка надежности систем электроснабжения
11. Выбор трасс и способов прокладки электрических сетей с учетом коммуникации энергохозяйства в целом.
При проектировании и эксплуатации электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем обычно учитываются следующие основные требования:
1) производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии;
2) выдача или отпуск заданной мощности в соответствии с заданным графиком;
3) надежная работа установок и энергосистемы в целом;
4) удовлетворительное качество электроэнергии;
5) сокращение капитальных затрат на сооружение;
6) снижение ежегодных издержек на эксплуатацию.
Первые 2 требования представляют собой техническое задание на электроснабжение потребителей определенного народнохозяйственного комплекса или административно-экономического района. 3-е и 4-е определяются существующими техническими нормативами. 5-е и 6-е выступают в качестве экономического критерия при распределении заданий первого и второго требований по объектам энергосистемы, при проектировании этих объектов, разработке нормативов третьего и четвертого требований.
3. Нормы технологического проектирования НТП ЭПП-94 Область применения и общие требования к проектированию
Настоящие нормы технологического проектирования (НТП) содержат основные указания по проектированию систем электроснабжения напряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся и реконструируемых промышленных предприятий и приравненных к ним потребителей. Следует рассматривать совместно с требованиями ПУЭ. Требованиями НТП следует руководствоваться при проектировании систем электроснабжения и подстанций промышленных предприятий всех министерств и ведомств, получающих электроэнергию от сетей энергосистем и от собственных эл.ст. К системам электроснабжения подземных, тяговых и других специальных установок могут быть предъявлены дополнительные требования. НТП заменяют собой строительные нормы Госстроя СССР СН 174-75 "Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий".
В общих требованиях НТП говориться о требованиях предъявляемых при проектировании систем ЭПП по подключению к сетям энергосистем; разработке схем электроснабжения; выбору параметров, схем подстанция и РУ; выбору числа, мощности и условий допустимых перегрузок тр-ов; строительству и размещению сооружений этих систем; выбору изоляции ВЛ; молниезащите, а также по эксплуатации объектов ЭПП.
Рассмотрим содержание некоторых из написанных выше требований.
Основными определяющими факторами при проектировании электроснабжения должны быть характеристики источников питания и потребителей электроэнергии, в первую очередь требование, к бесперебойности электроснабжения с учетом возможности обеспечения резервирования в технологической части проекта, требования электробезопасности. Подключение систем электроснабжения промышленных предприятий к сетям энергосистем производится согласно техническим условиям на присоединение, выдаваемым энергоснабжающей организацией в соответствии с Правилами пользования электрической энергией. Схемы ЭПП должны разрабатываться с учетом основных принципов: источники питания – макс. приближены к потребителям ЭЭ, число ступеней трансформации и распределения ээ – минимально возможное, обеспечение требуемой надежности при мин. кол-ве эл. оборуд., если резервирование питания эл. приемников, то секционирование во всех звеньях системы распред-ияээ, выбор пощноститр-ов и сечения проводов - с учетом ср-в компенсации реактив мощности.На каждом промышленном предприятии должна предусматриваться возможность централизованного отключения в часы максимума нагрузки энергосистемы или в периоды режимных ограничений в подаче электроэнергии (послеаварийные или ремонтные режимы) электроприемников, отнесенных к III категории по бесперебойности электроснабжения. Схемы п/ст и РУ должны обеспечивать надежность эл снаб в норм и павр режиме, учитывать перспективу развития, возможность проведения работ на отдельных элементах схемы без откл соседних присоединений.Число трансформаторов принимается, как правило, не более двух. В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузки допускается установка одного трансформатора при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям низшего напряжения. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении любого из них оставшиеся в работе обеспечили с учетом допустимых перегрузок трансформаторов питание электроприемников, необходимых для продолжения работы производства. Система ЭПП должна учитывать очередность его сооружения. Эксплуатация объектов ЭПП – согласно ПТЭ эл уст потребителей и ПТБ.Оформление рабочей документации и ее состав при разработке системы электроснабжения промышленного предприятия должны соответствовать требованиям государственного стандарта "СПДС.
4 Нормы технологического проектирования НТП ЭПП-94 Основные источники питания
Настоящие нормы технологического проектирования (НТП) содержат основные указания по проектированию систем электроснабжения напряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся и реконструируемых промышленных предприятий и приравненных к ним потребителей. Следует рассматривать совместно с требованиями ПУЭ. Требованиями НТП следует руководствоваться при проектировании систем электроснабжения и подстанций промышленных предприятий всех министерств и ведомств, получающих электроэнергию от сетей энергосистем и от собственных электростанций. К системам электроснабжения подземных, тяговых и других специальных установок могут быть предъявлены дополнительные требования. НТП заменяют собой строительные нормы Госстроя СССР СН 174-75 "Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий".
Основными источниками питания промышленных предприятий, как правило, являются электроустановки энергосистем (электростанции, подстанции, линии электропередачи). При сооружении предприятия в районе, не имеющем связи с энергосистемой, источником питания является собственная автономная электростанция (ТЭЦ, ГТЭС и др.). При централизованном электроснабжении на крупных промышленных предприятиях может предусматриваться сооружение собственного источника питания:
- при значительной потребности в паре и горячей воде для производственных целей;
- при наличии на предприятии отходного топлива (газа и т. п.) и целесообразности его использования для электростанции;
- при недостаточной мощности энергосистемы;
- при наличии повышенных требований к бесперебойности питания, когда собственный источник необходим для резервирования электроснабжения. Электростанции, используемые в качестве собственных источников питания, должны быть электрически связаны с ближайшими электрическими сетями энергосистемы. Связь может осуществляться либо непосредственно на генеральном напряжении, либо на повышенном напряжении через трансформаторы связи. Пропускная способность линий и трансформаторов связи определяется исходя из следующего: Если вся нагрузка предприятия покрывается собственной электростанцией, пропускная способность линий и трансформаторов связи с энергосистемой должна обеспечивать: получение недостающей мощности при выходе из работы наиболее мощного генератора; передачу избыточной мощности электростанции в энергосистему при всех возможных режимах. Промышленное предприятие с электроприемниками I и II категорий должно обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Выбор независимых источников питания осуществляет энергоснабжающая организация, которая в технических условиях на присоединение указывает характеристики внешних источников питания. Из указанных характеристик разработчику проекта электроснабжения предприятия рекомендуется обратить особое внимание на ряд факторов, определяющих бесперебойность питания электроприемников при аварийном отключении одного из независимых источников питания. Установившееся значение напряжения на оставшемся источнике питания в послеаварийном режиме должно быть не менее 0,9Uн. При аварийном отключении одного из источников питания и действии релейной защиты и автоматики на оставшемся источнике питания может иметь место кратковременное снижение напряжения. Если значение провала напряжения и его длительность таковы, что вызывают отключение электроприемников на оставшемся источнике питания, то эти источники питания не могут считаться независимыми. Значение остаточного напряжения на резервирующем источнике питания при КЗ на резервируемом источнике питания должно быть не менее 0,7Uн. Схема электроснабжения электроприемников особой группы I категории должна обеспечивать: постоянную готовность третьего независимого источника и автоматическое его включение при исчезновении напряжения на обоих основных источниках питания; перевод независимого источника в режим горячего резерва при выходе из работы одного из двух основных источников питания. В обоснованных случаях может быть допущено ручное включение третьего независимого источника питания.
5 Нормы технологического проектирования НТП ЭПП-94 Электрические сети 110-330кВ
Настоящие нормы технологического проектирования (НТП) содержат основные указания по проектированию систем электроснабжения напряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся и реконструируемых промышленных предприятий и приравненных к ним потребителей. Следует рассматривать совместно с требованиями ПУЭ. Требованиями НТП следует руководствоваться при проектировании систем электроснабжения и подстанций промышленных предприятий всех министерств и ведомств, получающих электроэнергию от сетей энергосистем и от собственных электростанций. К системам электроснабжения подземных, тяговых и других специальных установок могут быть предъявлены дополнительные требования. НТП заменяют собой строительные нормы Госстроя СССР СН 174-75 "Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий".
Количество и вид приемного пункта (пункт приема электрической энергии от сети энергосистемы) определяются в зависимости от значения и территориального расположения электрической нагрузки предприятия, требований надежности электроснабжения, очередности строительства предприятия, условий подключения к сети энергосистемы. При построении системы электроснабжения предприятия во всех случаях, где это возможно, следует применять схемы глубоких вводов 110-330 кВ как наиболее экономичной и надежной системы распределения электроэнергии.Для предприятий с электрической нагрузкой, составляющей десятки мегаватт, приемными пунктами могут быть главные понижающие подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода (ПГВ). ГПП осуществляет прием электроэнергии из энергосистемы на напряжениях 110-330 кВ, ее трансформацию и распределение на напряжениях 6-35 кВ. На ГПП устанавливаются, как правило, понижающие трансформаторы мощностью от 10 до 80 МВА. По требованию энергоснабжающей организации на ГПП может осуществляться и распределение электроэнергии на первичном напряжении 110-330 кВ. ГПП обычно размещается на границе предприятия со стороны подвода воздушных питающих линий, если этому не препятствуют условия загрязнения изоляции.
ПГВ осуществляет прием электроэнергии из энергосистемы на напряжениях 110-220 кВ и является разновидностью ГПП, отличается от нее расположением (в непосредственной близости от энергоемкого цеха, корпуса) и простейшей схемой на стороне 110-220 кВ (блок "линия-трансформатор"). При проектировании электроснабжения энергоемких производств должна быть во всех случаях рассмотрена возможность выполнения разукрупненных глубоких вводов 110-220 кВ. При питании промышленных предприятий от сетей энергосистемы напряжением 110 кВ следует рассматривать целесообразность применения в качестве приемных пунктов комплектных подстанций 110 кВ заводского изготовления блочной конструкции серии КТПБ. ГПП, ПГВ рекомендуется выполнять двухтрансформаторными. В следующих случаях может быть рассмотрена целесообразность установки трех трансформаторов:
- при наличии крупных сосредоточенных электрических нагрузок;
- при необходимости выделения питания крупных резкопеременных нагрузок на отдельные трансформаторы;
- для цехов и предприятий со значительным количеством электроприемников особой группы I категории и электроприемников I категории, к питанию которых предъявляются повышенные требования в отношении надежности.
В обоснованных случаях на ГПП могут быть установлены автотрансформаторы.
Приемные пункты электроэнергии промышленных предприятий, имеющих в своем составе мощные электроприемники с резкопеременными графиками нагрузки, рекомендуется подключать к сетям энергосистем 110-330 кВ с возможно большими токами КЗ. При выделении этих электроприемников на отдельные трансформаторы последние следует подключать к сети общего назначения 110-330 кВ с наибольшими значениями токов КЗ.Предохранители на стороне высшего напряжения подстанций 110 кВ с двухобмоточными трансформаторами могут применяться при условии обеспечения селективности предохранителей и релейной защиты линий высшего и низшего напряжений. Установка предохранителей не допускается для трансформаторов напряжением 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатации может быть разземлена.
Закрытые распределительные устройства напряжением 110-220 кВ могут быть применены в следующих случаях:
- в районах с загрязненной атмосферой;
- в районах с минимальными расчетными температурами окружающего воздуха ниже допустимых для электрооборудования;
- размещение открытогораспредустройства невозможно по условиям застройки площадки.
Решение о сооружении закрытого РУ 110-220 кВ должно быть обосновано в проекте.
Проектирование генерального плана подстанции 110-330 кВ, дорог на территории подстанции, объектов масляного, пневматического хозяйства следует производить согласно требованиям гл. 4.2 ПУЭ "Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ" и норм технологического проектирования подстанций 35-750 кВ. На подстанциях напряжением до 330 кВ не следует предусматривать стационарные грузоподъемные устройства для ревизии трансформаторов. Для этой цели может использоваться портал ошиновки трансформатора или инвентарное грузоподъемное устройство (передвижной кран).
6 Нормы технологического проектирования НТП ЭПП-94 Электрические сети 6-10кВ
Настоящие нормы технологического проектирования (НТП) содержат основные указания по проектированию систем электроснабжения напряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся и реконструируемых промышленных предприятий и приравненных к ним потребителей. Следует рассматривать совместно с требованиями ПУЭ. Требованиями НТП следует руководствоваться при проектировании систем электроснабжения и подстанций промышленных предприятий всех министерств и ведомств, получающих электроэнергию от сетей энергосистем и от собственных электростанций. К системам электроснабжения подземных, тяговых и других специальных установок могут быть предъявлены дополнительные требования. НТП заменяют собой строительные нормы Госстроя СССР СН 174-75 "Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий".
Электроснабжение предприятий с незначительной электрической нагрузкой осуществляется, как правило, от сетей энергосистемы 6-10 кВ. В качестве приемных пунктов могут быть применены: центральная распределительная подстанция (ЦРП) или распределительная подстанция (РП) при нагрузке порядка 5-15 МВт; распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) при нагрузке предприятия, составляющей несколько мегаватт. Питание указанных подстанций от сетей энергосистемы может производится кабельными или воздушными линиями 6-10 кВ как по радиальной, так и по магистральной схеме распределения электроэнергии. Подстанции сооружаются отдельно стоящими или сблокированными с другими зданиями.
Распределительные устройства 6-10 кВ ГПП и ПГВ являются по существу основными распределительными подстанциями 6-10 кВ предприятия. От РУ 6-10 кВ ГПП питаются вторичные РП 6-10 кВ, электроприемники 6-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ. РУ 6-10 кВ ПГВ является, как правило, единственной распределительной подстанцией крупного цеха, корпуса или предприятия и от нее получают питание электроприемники и ТП 6-10/0,4 кВ. Помещение РУ 6-10 кВ ПГВ рекомендуется пристраивать или встраивать в производственное здание. РУ 6-10 кВдвухтрансформаторных ГПП, ПГВ рекомендуется выполнять с двумя одиночными секционированными выключателями системами шин, подключаемых к расщепленным обмоткам понижающих трансформаторов или к ветвям сдвоенного реактора с общей точкой, установленного на выводе трансформатора без расщепленной обмотки. При установке трансформаторов с нерасщепленной обмоткой (16 МВА и менее) на двухтрансформаторных ГПП и ПГВ рекомендуется выполнение РУ 6-10 кВ с одной одиночной секционированной выключателем системой шин. Секционированные системы сборных шин 6-10 кВ работают, как правило, раздельно. В случаях, когда при раздельном режиме работы систем сборных шин действие АВР (даже быстродействующего) приводит к расстройству сложного технологического процесса, следует рассматривать возможность и целесообразность параллельной работы систем сборных шин 6-10 кВ.Электроприемниками 6-10 кВ (ЭП) являются электродвигатели, термические установки, преобразовательные подстанции и установки.
Для промышленных предприятий могут быть допущены схемы с присоединением под один выключатель 6-10 кВ двух кабельных линий, идущих к разным двухсекционным РП 6-10 кВ или разным двухтрансформаторным ТП. В этом случае питание указанных РП и ТП должно предусматриваться не менее чем по двум линиям, отходящим от разных секций источника питания. При питании специфических (нелинейных, резкопеременных и несимметричных) нагрузок 6-10 кВ следует руководствоваться следующими положениями: Питание специфических нагрузок в нормальном режиме рекомендуется производить от отдельной секции сборных шин 6-10 кВ, если этому не препятствует значение электрической нагрузки. Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ, от которых получают питание осветительные приборы с лампами накаливания и чувствительные к изменениям ПКЭ электроприемники, следует подключать к секции сборных шин 6-10 кВ, не питающей специфические нагрузки. Специфические нагрузки рекомендуется подключать к точкам сети 6-10 кВ с наибольшими значениями токов КЗ.Распределительные подстанции следует, как правило, размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных протоков энергии. Для промышленных предприятий могут применяться при напряжении 6-10 кВ выключатели нагрузки в комплекте с предохранителями во всех случаях, когда параметры этих аппаратов достаточны по рабочему и послеаварийному режимам, а также по токам короткого замыкания.
При выборе выключателей 6-10 кВ для электроприемников с периодическим циклом работы необходимо учитывать заводские данные по коммутационному ресурсу выключателей.
При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 6-10 кВ на подстанциях ГПП, ПГВ должны устанавливаться заземляющие реакторы. При напряжении 6-10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к основным трансформаторам до ввода на шины 6-10 кВ, а также к трансформаторам, защищенным плавкими вставками. При проектировании установок компенсации емкостных токов следует учитывать требования действующих указаний
7. Выбор типа, числа и мощности силовых тр-ров. Основные положения.
В системах эл.снабжения на всех п/ст-ях для изменения напряжения переменного тока служат силовые тр-ры различного конструктивного исполнения, выпускаемые в широком диапазоне номинальных мощностей и напряжений. Выбор тр-ров заключается в определении их требуемого числа, типа, номинальных напряжений и мощности, а также группы и схемы соединения обмоток.
Правильное определение числа и мощности цеховых тр-ров необходимо для эффективной работы п/ст и возможно только с учетом следующих факторов: категории надежности эл.снабжения потребителей; перегрузочной способности тр-ров в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы тр-ров в зависимости от графика нагрузки.
Выбор требуемого числа тр-ров.
Обычно на подстанции выбирают один или два тр-ра. При этом при выборе кол-ва тр-ров исходят из следующих данных:
Необходимость в большем числе тр-ров встречается редко.
Выбор конструктивного исполнения тр-ров.
По конструктивному исполнению тр-ры делят на масляные, заполненные синтетическими жидкостями и сухие. Масляные обладают хорошим отводом тепла от обмоток и сердечника, хорошей диэлектрической пропиткой изоляции, надежной защитой активных частей от воздействия окружающей среды, дешевизной. Их недостаток – возможность возникновения пожара, взрыва или выброса продуктов разложения масла при случайном повреждении изоляции, приводящая к дуговому короткому замыканию (КЗ) внутри бака тр-ра, особенно при отказе или неправильном срабатывании защиты. По соображениям пожарной безопасности используют сухие (безмасляные) тр-ры. Условия охлаждения таких тр-ров хуже, чем у масляных, поэтому плотность тока в их обмотках меньше, а габариты, расход активных материалов и стоимость соответственно больше. Следовательно, выбор типа тр-ра (масляного или сухого) является технико-экономической задачей.
Выбор номинальной мощности тр-ров.
Основным фактором, определяющим требуемую номинальную мощность тр-ра, является допустимая относительная аварийная нагрузка. По ГОСТ 14209-97 она определяется по соображениям допустимого дополнительного теплового износа изоляции тр-ра за время аварийного режима с учетом температуры охлаждающей среды, типа тр-ра и формы суточного графика нагрузки в аварийных условиях.
В зависимости от исходных данных различают два метода выбора номинальной мощности тр-ров:
8 Проверка силовых тр-ров на перегрузочную способность. Аварийная и систематическая перегрузка.
В системах электроснабжения мощность силовых тр-ров должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приемников эл/э. При выборе мощности силового тр-ра следует добиваться экономически целесообразного режима работы и соотв-го обеспечения резервированного питания приемников при отключении одного из тр-ов, причем нагрузка тр-ов в нормальных условиях не должна вызывать сокращения естественного срока его службы.
Мощность силовых тр-ов определяется с учетом их перегрузочной способности. Перегрузочная способность определяется в зависимости от графика нагрузок тр-ра. Допускаются аварийная и возможная систематическая перегрузки тр-ов.
а) Перегрузка аварийная. Согласно ГОСТ 14209-97: Режим продолжительных аварийных перегрузок - это режим нагрузки, возникающий в результате продолжительного выхода из строя некоторых элементов сети, которые могут быть восстановлены только после достижения постоянного значения превышения температуры тр-ра. Режим кратковременных аварийных перегрузок - это режим чрезвычайно высокой нагрузки, вызванный непредвиденными воздействиями, которые приводят к значительным нарушениям нормальной работы сети, при этом температура наиболее нагретой точки проводников достигает опасных значений и в некоторых случаях происходит временное снижение электрической прочности изоляции. Допустимая продолжительность такой нагрузки меньше тепловой постоянной времени тр-ра и зависит от достигнутой температуры до перегрузки; обычно продолжительность перегрузки составляет менее получаса. В ГОСТ 14209-85 так же указывается, что допустимые аварийные перегрузки вызывают повышенный по сравнению с нормальным расчетный износ витковой изоляции, что может привести к сокращению нормированного срока службы тр-ра. Для сухих тр-ров допустимая кратковременная перегрузка определяется по кривым зависимостей приведенным в нормативно-технических документах. В тех случаях, когда нагрузка тр-ров (для систем охлаждения М, Д, ДЦ и Ц) до и послеаварийной перегрузки не превышала 0,93 от его паспортной мощности, его возможно перегружать в срок до 5 суток на 40%. Однако при этом продолжительность перегрузки в каждые сутки не должна превышать 6 ч. В этом случае следует применять все средства для форсирования охлаждения.
б) Режим систематических нагрузок – это режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа такая нагрузка эквивалентна номинальной нагрузке при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счет понижения температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальной части цикла.
Систематическая перегрузочная способность тр-ра с масляным охлаждением типа ТМ, ТМД, ТДГ и других старых выпусков зависит от особенностей графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика:
Имея величину продолжительности максимальной нагрузки tпм, по кривым, определяют величину допустимой перегрузки, которой можно подвергать тр-р ежедневно в часы максимума его нагрузки. Допустимая перегрузка тр-ра:
,
где Sдоп — допустимая дополнительная нагрузка тр-ра в часы максимальной нагрузки сверх номинальной паспортной мощности за счет неполного использования тр-ра в течение остального времени суток.
Кроме того, тр-р может быть перегружен зимой за счет снижения его нагрузки в летнее время, т. е. когда нагрузка снижается вообще и естественный срок службы тр-ра увеличивается за счет снижения температуры металла обмоток при летних нагрузках. В соответствии с этим допускается перегрузка в зимнее время на 1 % на каждый процент недогрузки в летнее время, но всего за этот счет не более чем на 15%. Обе перегрузки допускается суммировать, но общая перегрузка не должна превышать 30%, или SдопΣ ≤ Sнт.
Аварийная перегрузка тр-ра – перегрузка, возникшая в результате аварии в системе электроснабжения (приведшей, например, к отключению одного из тр-ров двухтр-рной подстанции).
Аварийная перегрузка тр-ров может быть выбрана независимо от длительности предшествующей загрузки по графикам для сухих тр-ров и М, Д, ДЦ, Ц.
Тр-р М, Д, ДЦ, Ц можно перегружать до 40% в течение 5 суток, если его нагрузка до аварийной перегрузки не превышала 0,93 паспортной мощности. При этом продолжительность перегрузки не должна превышать 6 ч в сутки. Необходимо применять средства для форсирования охлаждения.
Систематическая перегрузочная способность тр-ра с масляным охлаждением типа ТМ, ТМД, ТДГ и других старых выпусков зависит от особенностей графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика:
Имея величину продолжительности максимальной нагрузки tпм, по кривым, определяют величину допустимой перегрузки, которой можно подвергать тр-р ежедневно в часы максимума его нагрузки. Допустимая перегрузка тр-ра:
,
где Sдоп — допустимая дополнительная нагрузка тр-ра в часы максимальной нагрузки сверх номинальной паспортной мощности за счет неполного использования тр-ра в течение остального времени суток.
Кроме того, тр-р может быть перегружен зимой за счет снижения его нагрузки в летнее время, т. е. когда нагрузка снижается вообще и естественный срок службы тр-ра увеличивается за счет снижения температуры металла обмоток при летних нагрузках. В соответствии с этим допускается перегрузка в зимнее время на 1% на каждый процент недогрузки в летнее время, но всего за этот счет не более чем на 15%. Обе перегрузки допускается суммировать, но общая перегрузка не должна превышать 30%, или SдопΣ ≤ Sнт.
9. Выбор числа трансформаторных подстанций на предприятии. Применение напряжения 20 кВ.
-- 20кВ: Применение напряжения 20 кВ в городских распределительных сетях рекомендуется рассматривать при реконструкции или расширении действующих сетей этого класса напряжения. Целесообразность применения сетей этих классов напряжения должна быть технико-экономически обоснована. Напряжение 20 кВ следует применять для питания: предприятий средней мощности, удаленных от источников питания и не имеющих своих электростанций; электроприемников, удаленных от подстанций крупных предприятий (карьеров, рудников и т. п.); небольших предприятий, населенных пунктов, железнодорожных узлов и т, п., подключаемых к ТЭЦ ближайшего предприятия. Целесообразность применения напряжения 20 кВ должна обосновываться технико-экономическими сравнениями с напряжениями 35 и 10 кВ с учетом перспективного развития предприятия. Применение класса напряжения 20 кВ в распределительных сетях позволяет не только увеличить передаваемую мощность и значительно снизить потери электроэнергии, но и существенно сократить число трансформаций за счёт укрупнения трансформаторных подстанций. Сегодня технология передачи энергии по электрическим сетям класса напряжения 20 кВ широко применяется во всех развитых странах.
Напряжение 20 кВ рационально применять для осуществления глубокого ввода на промышленных предприятиях средней мощности. Напряжение 20 кВ позволяет сооружать линии с простыми, дешёвыми свечеобразными опорами (подобно опорам линий 6 и 10 кВ) небольших габаритов, что важно в условиях промышленного предприятия, территория которого, как правило, заполнена различными сооружениями и коммуникациями. По многим параметрам в большинстве случаев рациональнее использовать напряжение в 20 кВ вместо 6 – 10 кВ. При этом в пользу данного напряжения могут учитываться следующие условия:
Трансформаторы напряжением 220/110/35 кВ, можно за несколько часов переключить со звезды на треугольник и получить трансформаторы напряжением 220-110/20 кВ. Затруднений по выпуску кабелей 20 кВ нет. При производстве комплектных распределительных устройств разъединители не требуются. Для других случаев стоимость на напряжение 20 кВ и процесс его производства совершенно не измениться по сравнению с разъединителями на напряжение 10 кВ, так как высота изолятора изменяется мало, а масса фарфора возрастает всего на 2 %. Применение выключателей на напряжение 20 кВ приведёт к резкому уменьшению количества выключателей в СЭС. При этом они будут обеспечивать значительно большую пропускную способность. Схемы электроснабжения станут проще и надёжнее. Затраты цветного металла уменьшаться. Реакторов на напряжение 20 кВ может и не потребоваться, если исследовать установку двух последовательно включенных реакторов напряжением 6-10 кВ, выпускаемых нашей промышленностью. Удорожание предохранителей составляет не более 1 %.
-- Число трансформаторных подстанций.
Выбор типа, мощности и других параметров подстанций, а также их расположение должны обусловливаться значением и характером электрических нагрузок и размещением их на генеральном плане предприятия. При этом должны учитываться также архитектурно-строительные и эксплуатационные требования, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, требования взрывопожарной и экологической безопасности. Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться исходя из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:
- обеспечивать надежность электроснабжения потребителей и переток мощности по магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;
- учитывать перспективу развития;
- допускать возможность поэтапного расширения;
- учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики;
- обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.
Месторасположения подстанций, выделение зон для рационального размещения линий электропередачи, токопроводов, кабельных сооружений следует определять совместно с генеральной проектной организацией на разных стадиях проектирования цехов и генерального плана. Следует учитывать, что реализация систем глубокого ввода, как правило, невозможна без предварительной совместной проработки генплана предприятия.
При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия следует учитывать потребность в электроэнергии сторонних близлежащих потребителей во избежание нерациональных затрат на их локальное электроснабжение.
10. Генеральный план предприятия. Выбор места расположения ГПП и РП на генплане предприятия.
Генеральный план предприятия – важная составная часть проекта нового комплекса, будь то одно предприятие или группа предприятий (промышленный узел).
Генеральный план предприятия – это комплексное решение вопросов планировки, застройки и благоустройства промышленных предприятий. Оно производится прежде всего на основе учета градостроительных связей, т. е. местоположения данного предприятия или группы предприятий в промышленном районе (промышленной зоне), на основе учета и использования всей суммы связей данного предприятия или группы предприятий с соседними предприятиями.
В проекте генерального плана решаются следующие вопросы:
1) производственно-технологическая взаимосвязь цехов и сооружений (размещение сооружений и зонирование территории предприятий и т.д.);
2) архитектурно-планировочная структура предприятий (характер застройки, форма и конфигурация отдельных зданий и сооружений, защита от шума, решение сети обслуживания – питания и т.д.);
3) производственно-строительная характеристика проектируемых предприятий (общеплощадочная унификация строительных решений, способствующая применению поточных и индустриальных методов строительства);
4) оценка и учет климатических, гидрогеологических и других природных условий (солнечная радиация, внешняя температура, направление ветров, влажность воздуха, количество осадков, качество грунтов, рельеф участка, сейсмичность);
5) технико-экономическая эффективность общего проектного решения (эффективность использования площадки и принятых в проекте генерального плана решений в целом).
При планировке и застройке территории промышленных предприятий следует исходить из требований производственного и строительного кооперирования с соседними промышленными предприятиями, прилегающими районами города, производственно-строительными базами и системами инженерного оборудования.
Выбор места расположения ГПП или РП осуществляется следующим образом: на генеральный план предприятия наносятся нагрузки отдельных цехов или участков с подразделением по напряжению, роду тока и очередности ввода в эксплуатацию; выявляют сосредоточенные нагрузки и находят центры групп распределенных нагрузок; предварительно намечают места расположения подстанций и производят распределение нагрузок между ними.
При размещении ГПП или РП должны учитываться архитектурно-строительные и эксплуатационные требования, а также условия окр. среды, требования взрывопожарной и экологической безопасности.
Для выбора наиболее экономически целесообразного места ГПП или РП необходимо учитывать перспективу предприятия, поэтому на генплане промышленного предприятия с учетом его развития наносят: 1) зону рассеяния ЦЭН (центр эл. нагрузок), соответствующую развитию предприятия (на 15-20 лет), но без изменения геометрии генплана или структуры (нет пристроек и новых цехов и т.д.); 2) зону рассеяния ЦЭН, соответствующую развитию предприятия с изменением его геометрии генплана (а также рост электрической нагрузки); 3) зону рассеяния ЦЭН, соответствующую статическому состоянию ЭПП.
ГПП и РП следует размещать по возможности ближе к центрам нагрузок. Подстанции, как правило размещаются рядом с обслуживаемыми или производственными корпусами, а их распределительные устройства рекомендуется встраивать в эти корпуса. Развитие цехов и в целом всего пром. предприятия зависит от расположения ГПП и РП
11 Особенности проектирования ГПП и РП в схемах ЭПП.
Проектирование ГПП в схемах ЭПП
Назначение ГПП: получают энергопитание от системы и распределяют энергию на пониженном напряжении по всему объекту или отдельному его району.
Для того, что бы спроектировать ГПП (выбрать тип ГПП, мощность её, расположение ГПП) необходимо учесть:
- мощность и характер нагрузки, подсоединенной к ГПП;
- размещение нагрузки относительно ГПП (если это пром.предприятие – то расположение нагрузки на генплане предприятия);
- условия окр. среды (наличие вблизи ГПП химического или иного производства, выбросов…, т.е. действие на изоляцию и оборудование ГПП);
- взрывопожаробезопасность;
- для построения рациональной системы электроснабжения пром. предприятия нужно уже при проектировании учитывать её развитие;
- возможность реконструкции ГПП;
- подстанции должны проектироваться с учетом их эксплуатации, с применением простейших и надежных устройств автоматики и д.т.
Для оптимального проектирования ГПП также необходимо учитывать использование минимальной площади для экономии земли, насыщенность территории технологическими и транспортными коммуникациями, а также предусматривать мероприятия и устройства обеспечивающие качество эл. энергии соответствующее требованиям.
Главным затруднением при реконструкции систем ЭПП является необходимость изменения местоположение ГПП, а также переход на другое напряжение. Поэтому на ГПП применяются тр-ры с РПН, расположенной в центрах нагрузок групп потребителей – это средство является основным и почти всегда достаточным.
Схема ГПП должна выбираться исходя из общей схемы ЭПП и обеспечивать надежность электроснабжения потребителей в нормальном и послеаварийном режимах, обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ без отключения соседних присоединений, учитывать перспективу развития предприятия, а также учитывать широкое применение элементов автоматизации.
При проектировании крупных ГПП должны предусматриваться приборы контроля величины реактивной мощности, предаваемой предприятию из энергосистемы. При проектировании ГПП необходимо описывать разнообразие проектных решений для выявления нерациональных и оптимальных решений с заданными параметрами надежности.
Проектирование РП в схемах ЭПП
Назначение: распределительный пункт (РП) получает питание от энергосистемы ГПП, ГРП (главный распред. пункт) или от электростанции предприятия и распределяет электроэнергию на том же напряжении для отдельных потребителей высокого напряжения (6-10 кВ) (ЭД, Т-ры).
От тр-ра энергия поступает на шины распределительного устройства РП и оттуда через соответствующую аппаратуру — в цеховой распределительный пункт РП, к котором электрическая энергия с помощью понижающего тр-ра понижается до напряжений 127, 220, 380 или 500 В и поступает на шины РП.
К выводам низшего напряжения тр-ров 6(10) кВ подключается распределительный пункт РП, содержащий секционированные общие шины, к которым через выключатели присоединяются отдельные потребители.
Распределительные пункты устанавливаются и в других частях сети, где не требуется трансформация напряжения.
Так как большинство потребителей электроэнергии рассчитано для работы в сетях с напряжением ниже 1000 В, то в непосредственной близости от них располагают тр-рные подстанции с понижающими тр-рами и различного рода коммутационной аппаратурой.
Применение РП позволяет уменьшить число ячеек ГПП, ПГВ и, соответственно, размеры подстанции. Их применение целесообразно когда для электроснабжения применяется магистральная схема, т.е. имеется небольшое число крупных приемников (цехов).
( дополнительно к 11 Особенности проектирования ГПП.
Для оптимального выбора места расположения ГПП или ГРП с учетом роста электрических нагрузок на генплан промышленного предприятия наносят: 1) зону рассеяния ЦЭН, соответствующую статическому состоянию системы электроснабжения промышленного предприятия;
2) зону рассеяния ЦЭН, соответствующую развитию предприятия на планируемый срок (обычно 15 — 20 лет) без учета изменения геометрии генплана предприятия (строительства новых цехов и освоения прилежащих к территории предприятия новых площадей);
3) зону рассеяния ЦЭН, соответствующую перспективному развитию и росту электрических нагрузок при условии изменения геометрии генплана предприятия.
Нанесение зон рассеяния ЦЭН на генплан проектируемого предприятия позволяет не только определить места расположения ГПП (ГРП), но и наметить их количество. Чем больше расстояние между зонами рассеяния на генплане, тем больше вероятность экономической и технической целесообразности сооружения двух и более ГПП (ГРП) или ТП. Таким образом, определение местоположения ГПП (ГРП) необходимо производить с учетом развития как отдельных цехов, так и всего промышленного предприятия.)
12. Основные типы схем электрических сетей внешнего электроснабжения
Питание от энергосистемы без собственных электростанций.
На рис. 9.10, а представлена схема радиального питания. Такие схемы электроснабжения характерны при питании прежде всего на напряжениях 6, 10 и 20 кВ.
На рис. 9.10,б приведены схемы так называемого глубокого ввода 20-110 кВ и редко 220 кВ, когда напряжение от энергосистемы без трансформации вводят по схеме двойной транзитной сквозной магистрали на внутреннюю территорию предприятия. В этой схеме при напряжении 35 кВ понижающие трансформаторы устанавливают непосредственно у зданий цехов и они имеют низшее напряжение 0,69-0,4 кВ. Однако при напряжениях энергосистемы 110-220 кВ непосредственная трансформация на 0,69-0,4 кВ для цеховых сетей оказывается обычно нецелесообразной из-за сравнительно малой суммарной мощности потребителей отдельного цеха. В таких случаях может оказаться целесообразной промежуточная трансформация на напряжение 10-20 кВ на нескольких промежуточных понизительных подстанциях, каждая из которых должна питать свою группу цехов.
На рис. 9.10, в приведена возможная схема электроснабжения промышленного предприятия с наличием трансформации, осуществляемой в месте перехода от схемы внешнего к схеме внутреннего электроснабжения, которая характерна для предприятий значительной мощности и большой территории.
На рис. 9.10, г дана схема при условии трансформации на два напряжения, что характерно для мощных предприятий, находящихся на значительном расстоянии друг от друга.
Питание от энергосистемы при наличии на промышленном предприятии собственной электростанции
На рис. 9.11, а дана схема для случая, когда место расположения электростанции совпадает с центром электрических нагрузок предприятия и питание предприятия от энергосистемы осуществляют на генераторном напряжении. На рис. 9.11,б приведена схема для случая, когда электростанция находится в удалении от центра электрических нагрузок, но питание от системы происходит на генераторном напряжении. На рис. 9.11, в представлена схема для случая, когда питание от системы осуществляют на повышенном напряжении и распределение элекроэнергии по территории предприятия происходит на генераторном напряжении. Электростанция предприятия помещена вне центра электрических нагрузок.
На рис. 9.11, г изображена схема, условия которой аналогичны схеме, представленной на рис. 9.11, в, но трансформацию производят на два напряжения.
В схемах на рис. 9.10,б и г, 9.11, в, г для питания от системы на напряжениях 35 - 220 кВ могут применяться варианты, приведенные на рис. 9.12. Схему на рис. 9.12, а (без выключателей на стороне высшего напряжения) рекомендуют как более дешевую в исполнении и не менее надежную в эксплуатации, чем схема на рис. 9.12, б. Однако применение схемы на рис. 9.12, а возможно только для тех случаев, когда операцию по включению и отключению трансформаторов ежедневно не производят, так как соблюдают экономически целесообразный режим их работы. Если отключение и включение трансформаторов происходит ежедневно, выбирают схему, представленную на рис. 9.12, б.
Питание только от собственной электростанции (рис. 9.13). Это также имеет место, особенно для предприятий, удаленных от сетей энергосистем
13 Основные типы схем электрических сетей внутреннего электроснабжения
Характерные схемы внутреннего электроснабжения
Схемы электроснабжения, обеспечивающие питание предприятия на его территории, из-за большой разветвленности, большого количества аппаратов должны быть значительно дешевле и надежнее, чем схемы внешнего электроснабжения. Это положение обеспечивается тем, что в зависимости от конкретных требований обеспечения питания приемников и потребителей применяют различные схемы питания.
Схемы радиального питания. Радиальными являются схемы, в которых электроэнергию от центра питания передают прямо к цеховой подстанции без ответвлений на пути для питания других потребителей. Применять радиальные схемы следует только для питания достаточно мощных потребителей.
Схема на рис. 9.14, а предназначена для питания потребителей 3-й категории или потребителей 2-й категории с пониженной ответственностью. Схема на рис. 9.14,б предназначена для потребителей 2-й категории. Схема на рис. 9.14, в предназначена для электроснабжения потребителей 1-й категории, но ее используют и для питания потребителей 2-й категории, перерыв в питании которых влечет за собой недоотпуск продукции и которые имеют народнохозяйственное значение в масштабе страны.
Схема магистрального питания. Магистральные схемы применяют в системе внутреннего электроснабжения предприятий в том случае, когда потребителей достаточно много и радильные схемы питания явно нецелесообразны. На рис. 9.15 приведена схема магистрального питания. Эти схемы характеризуются пониженной надежностью питания, но дают возможность уменьшить число отключающих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей для питания.
Когда необходимо сохранить преимущества магистральных схем и обеспечить высокую надежность питания, применяют систему транзитных (сквозных) магистралей (рис. 9.16). В этой схеме при повреждении любой из питающих магистралей высшего напряжения питание надежно обеспечивают по второй магистрали путем автоматического переключения потребителей на секцию шин низшего напряжения трансформатора, оставшегося в работе.
Схемы смешанного питания. В практике проектирования и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий редко встречаются схемы, построенные только по радиальному или только магистральному принципу. Обычно крупные и ответственные потребители или приемники питают по радиальной схеме. На рис. 9.17 приведена такая схема смешанного питания.
14 Порядок проектирования электроснабжения выше 1000В.
Порядок расчета рекомендуется следующий:
1) Для групп силовых приемников с переменным графиком нагрузки напряжением до 1 кВ и выше суммируют количество фактически установленных рабочих приемников узла, номинальные мощности и средние нагрузки приемников узла; выбирают номинальную мощность наибольшего приемника (таким, как правило, будет приемник напряжением выше 1 кВ), вычисляют средневзвешенный коэффициент использования активной нагрузки рассматриваемых групп приемников узла; определяют пп и Км или Кф, а затем Рри Qр.
2) При наличии в узле групп приемников практически с постоянным графиком нагрузки напряжением до 1 кВ и выше суммарные данные о их числе, номинальной мощности и средних (расчетных) нагрузках записывают ниже соответствующих данных групп приемников с переменным графиком нагрузки.
3) Подводят итоги по числу, номинальной мощности, средним и расчетным нагрузкам всех силовых приемников (с переменным и практически постоянным графиком нагрузки) напряжением до 1 кВ и выше рассматриваемого узла.
4) Суммируют установленные мощности, средние и расчетные нагрузки осветительных приемников узла.
5) Суммируют номинальные мощности, средние и расчетные нагрузки компенсирующих устройств напряжением до 1 кВ и выше (батарей конденсаторов), если последние намечены к установке в данном узле.
6) Суммируют средние и расчетные активные и реактивные потери мощности в рабочих трансформаторах, входящих в рассматриваемый узел.
7) Подводят итоги по числу силовых приемников, номинальной мощности, средним и расчетным нагрузкам всех потребителей электроэнергии рассматриваемого узла системы электроснабжения напряжением выше 1 кВ.
При наличии на предприятии крупных приемников с резкопеременным графиком нагрузки (например, прокатных станов, мощных электропечей и др.) расчетную силовую нагрузку по предприятию в целом определяют суммированием расчетной нагрузки этих крупных приемников с расчетной нагрузкой прочих приемников предприятия.
15. Картограммы нагрузок. Назначение и особенности построения.
Кн - план, на котором изображена картина средней интенсивности распределения нагрузок приемников электроэнергии. Цель постороения кН:определение места расположения ГПП, ГРП предприятия, а также ЦТП при проектировании. Картограмму нагрузок строят как на плане расположения приемников электроэнергии в цехах, так и на ген.плане всего пром.предприятия. Если кар-му строят на ген.плане, то в качестве приемников электроэнергии рассматривают сами цехи.
Геометрическое изображение средней интенсивности распределения нагрузок на картограмме вып-ют различными способами. Наиболее простой из них состоит в изображении степени интенсивности распределения нагрузок приемников при помощи кругов. В кач-ве центра круга выбирают центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника, а радиус круга связывают с расчетной мощностью приемника, значение его находят из условия равенства расчетной мощности площади круга. Центр нагрузок цеха или предприятия является символичным центром потребления электроэнергии цеха.
Каждый круг может быть разделен на секторы, площади которых = осветительной и силовой нагрузкам. В этом случае КН дает представление не только о значениях нагрузок, но и об их структуре.
Целесообразно строить КН отдельно для активной и реактивной нагрузок, поскольку при проектировании систем промышленного электроснабжения решают и задачу определения расположения ИП для реактивных нагрузок.
КН активных нагрузок необходима для выбора рационального места расположения ГПП или ГРП, помогает определить размещение КУ. КН реактивных нагрузок служит для правильного выбора мест расположения источников питания реактивной мощности.
На основании КН цеха, строятся КН завода
Главную, понизительную, распределительную и цеховые подстанции следует располагать ближе к центру нагрузок, что позволяет сократить протяженность как распред.сетей высокого напр-ия предприятия, так и цеховых эл.сетей низкого напр-ия, снизить потери эл.энергии. Однако найденные координаты УЦЭН не позволяют до конца решить задачу выбора места расположения подстанции, т.к. в действительности ЦЭН смещается по территории предприятия.
Неправильный выбор места установки источников реактивной мощности вызывает необоснов-ые перетоки реактивной мощности по элементам системы и доп.потери электроэнергии.
Необходимо принимать правильное решение о проектировании системы ЭПП, т.к. от этого зависит дальнейшее развитие предприятия.
16. Определение условного центр электирических нагрузок и определение зоны рассеяния УЦЭН.
С целью определения места расположения ГПП предприятия, а также цеховых ТП при проектировании строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площадь к-ых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. Целесообразно строить картограммы отдельно для активной и реактивной нагрузок, так как питание потребителей активной и реактивной мощностью может осуществляться от разных источников. Радиусы окружностей картограммы определяют по формулам:
где Рр,i - расчетная активная нагрузка i-того цеха; Qр,i - расчетная реактивная нагрузка того цеха; m - принятый масштаб для определения площади круга.
При построении картограммы нагрузок отдельных цехов предприятия центры окружностей совмещают с центрами тяжести геометрических фигур, изображающих на плане цеховой ТП. Для наглядности представления структуры нагрузок окружности делят на секторы, каждый из которых соответствует нагрузке низшего напряжения, нагрузке высшего напряжения и осветительной нагрузке, обозначенным в процентах суммарной нагрузки.
На основании построенных картограмм находят координаты условного центра (УЦН) активных (ха, уа) и реактивных (хр, ур) электрических нагрузок цеха, а затем завода по формулам
Каждый приемник электроэнергии, цех, промышленное предприятие, работают в соответствии со своим графиком нагрузок, который изменяется в соответствии с технологическим циклом данного производства. Поэтому нельзя говорить о ЦЭН как о стабильной точке, координаты ЦЭН в каждый момент времени будут принимать значения определенные графиком нагрузки. ЦЭН описывает на плане фигуру сложной формы. Поэтому правильнее говорить не о ЦЭН как некоторой постоянной точке на плане, а о зоне рассеяния ЦЭН. Зона рассеяния может определяться для статического состояния системы и с учетом динамики (развития) системы электроснабжения.
Для определения зоны рассеяния ЦЭН необходимо прежде всего найти закон распределения координат ЦЭН. Обычно предполагают, что распределение случайных координат ЦЭН следует нормальному закону распределения (закону Гаусса-Лапласа):
где , – математические ожидания случайных координат;
, – дисперсии случайных координат.
Если ввести обозначение
называемые мерами мощности случайных величин, закон распределения запишется в следующем виде
Зона рассеяния центра электрических нагрузок представляет собой эллипс, как сечение поверхности нормального распределения, полуоси которого равны
17. Состав оборудования, используемого в сетях выше 1000 В. Условия выбора
В сетях выше 1000 В используют следующее оборудование: выключатели, измерительные и силовые трансформаторы, электродвигатели, генераторы, автотрансформаторы, разъеденители, реакторы ОПН (вмесо разрядников).
Выключатели
Назначеие Рассчитаны на включение, отключение и переключение различных токов при нормальном режиме и токов кз при аварийных режимах.
Выбор
1.По номинальному U , Uэ.у Uном ,
2.По номинальному току , Iраб. Мах Iном ,
3.По отключающей способности Iном. Iоткл. (Номинальный ток отключения)
4.По эл.-динамической устойчивости Iуд Iпред. Сквоз.= 2,55Iдин.ном., где Iпредюсквоз -действующее значение предельного сквозного тока.
5.По термической устойчивости ВК I КЗ2tКЗ , где I КЗ2- предельный ток термической стойкости, tКЗ -длительность протекания тока термической стойкости{ тока КЗ по каталогу}.6.Нормирование скорости восстановления напряжения Uсвн: Uсвн ≥ 0,4 кВ/мк.сек.
Тр-ры тока
Назначение
Предназначен для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления
Выбор
по номинальному напряжению – Uуст ≤ Uном;
по номинальному току – Iраб.утж ≤ I1ном, причем, номинальный ток должен
быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первич-
ной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости;
по термической стойкости.
Выбор класса точности определяет назначение трансформатора тока. В соответствие с ПУЭ:
Тр-ры напряжения. Назначение
Предназначены для понижения высокого напряжения до значения, равного 100 В, необходимого для питания измерительных приборов, цепей автоматики, сигнализации и защитных устройств.
Выбор
по напряжению установки − Uуст ≤ Uном;
по конструкции и схеме соединения обмоток;
по классу точности;
по вторичной нагрузке − S2Σ ≤ S2ном,
где S2ном − номинальная мощность вторичной обмотки в выбранном классе точности
Реакторы. Назначение
Предназначены для ограничения тока кз и поддержания напряжения.
Выбор
по номинальному напряжению − Uуст ≤ Uном;
по номинальному току − Iраб.утж ≤ Iном.
Силовые тр-ры. Назначение
Предназначены для преобразования величины напряжения.
Выбор Выбор мощности - по условиям работы в нормальном режиме, по экономическим интервалам нагрузки с учетом допустимых систематических перегрузок, чтобы выполнялось условие Sэн<Sрaсч≤Sэв, где Sэн, Sэв - нижняя и верхняя границы экономических интервалов нагрузки (по каталогам). SРАСЧ – расчётная нагрузка подстанции Нагрузочная способность - способность нести нагрузку выше номинальной, сохраняя расчетный срок службы трансформатора. Допускается аварийная перегрузка на 40% в течение 5 суток во время максимума нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки. Иногда дополнительно требуется: 1.Проверять нагрузочную способность по условиям плавки гололеда; 2.По условиям запуска мощных электродвигателей;
Разъединители
Назначение
Предназначены для обеспечения видимого разрыва.
Выбор
РНДЗ-1-110/630Т1 Достоинствами этих разъединителей являются малые габариты и простой механизм управления.
Условия выбора: а) по номинальному напряжению: ; б) по номинальному току: ; в) по термической стойкости к току КЗ: , г) по динамической стойкости к току КЗ:
ОПН
В цепи защиты трансформатора устанавливают ограничители перенапряжений типа ОПН-110 ХЛ1 проверяют их по номинальному напряжению:
18. Коммерческий и технический учет электрической энергии. Электробаланс предприятия..
Главная цель электробаланса – определение степени полезного использования электроэнергии и поиск путей снижения потерь, рационализации электропотребления. Поэтому основным видом баланса следует считать баланс активной энергии, в основном определяющий реальный редким электропотребления и уровень использования электроэнергии. Приходная и расходная части принимаются и учитываются по показаниям счетчиков активной энергии и расчетной мощности.
Определение статей расхода электроэнергии является основной задачей составления и анализа электробалансов на промышленных предприятиях, которые состоят из приходной и расходной частей, равных друг другу. В приходную часть включается электроэнергия, полученная от энергосистемы и выработанная собственными источниками.
Расходная часть содержит следующие статьи:
1) прямые затраты электроэнергии агрегатами и установками на основной технологический процесс с выделением постоянных и нагрузочных потерь в электрическом и технологическом оборудовании;
2) косвенные затраты электроэнергии на основной технологический процесс вследствие его несовершенства или плохого качества сырья (недогрев слитков при прокате, высокая влажность сырья и т. п.);
3) затраты электроэнергии на вспомогательные нужды (освещение и вентиляцию, цеховой электротранспорт и т. п.);
4) потери электроэнергии в элементах систем электроснабжения (линиях, трансформаторах, электродвигателях, вентильно-преобразовательных установках);
5) отпуск электроэнергии посторонним потребителям в порядке ее перепродажи (поселкам, столовым, городскому электрическому транспорту и т.п.).
На предприятии составление электробалансов осуществляют с отдельных энергоемких агрегатов и установок, переходя затем к цехам и предприятию в целом. Основным считается электробаланс активной мощности и энергии. В некоторых случаях составляются также электробалансы реактивной мощности и энергии.
При составлении электробалансов наибольшее распространение получил расчетно-экспериментальный метод. При использовании этого метода расход электроэнергии на технологические процессы рассчитывается путем вычитания потерь энергии в агрегатах и сетях из энергии, израсходованной в электроприводе и замеренной с помощью приборов учета (электросчетчиков). Таким образом, расчет осуществляется в направлении сверху вниз. При этом потери энергии в агрегатах (постоянные, нагрузочные, пусковые и др.), а также потери в цеховых электрических сетях определяются расчетом с использованием результатов измерений потерь холостого хода в агрегатах и нагрузочных потерь в злектроприемниках и элементах цеховых электрических сетей.
Баланс электроэнергии по цеху получают путем суммирования электробалансов технологических агрегатов (линий) и установок. В баланс цеха включаются статьи общецехового электропотребления осветительными и вентиляционными установками, подъемно-транспортными средствами, а также потери электроэнергии в электроприемниках, цеховой сети и цеховых трансформаторах.
Электробаланс предприятия в целом составляют путем суммирования цеховых балансов с учетом общезаводских потребителей и отпуска электроэнергии посторонним потребителям. Здесь же учитываются потери электроэнергии в распределительной сети и трансформаторах ГПП.
19 Режимы напряжений в сетях промышленных предприятий. Выбор рационального напряжения.
Номинальным напряжением сети является напряжение, при котором предусмотрена ее нормальная работа и к которому относятся некоторые ее рабочие характеристики.
Ном. напряжение приемников электроэнергии, как правило, совпадает с номинальным напряжением сети, от которой они получают питание.
При проектировании, одновременно с разработкой вопроса о конфигурации электрической сети, решается вопрос о выборе ее номинального напряжения. Шкала номинальных линейных напряжений электрических сетей установлена ГОСТ 721-77 и составляет следующий ряд: 0,23; 0,38; 0,66; 3; 6; 10; 35; 110; 150; 220; 330; 500; 750; 1150 кВ.
При выборе номинального напряжения сети учитываются следующие общие рекомендации:
- напряжения 6...10 кВ используются для промышленных, городских и сельскохозяйственных распределительных сетей; наибольшее распространение для таких сетей получило напряжение 10 кВ; применение напряжения 6 кВ для новых объектов не рекомендуется;
- напряжение 35 кВ широко используется для создания центра питания с/х распределительных сетей 10 кВ; в связи с ростом мощностей сельских потребителей для этих целей начинает применяться напряжение 110 кВ;
- напряжения 110…220 кВ применяется для создания районных распред. сетей и для внешнего эл.снабжения крупных и средних пром. предприятий;
- напряжения 330 кВ и выше исп-ся для выдачи мощности крупными эл.станциями и для формирования системообразующей сети единой ЭЭС.
Сети напряжением до 1 кВ служат для распределения электроэнергии внутри цехов промышленных предприятий, а также для питания некоторых ЭП, расположенных за пределами цеха на территории предприятии. Стандартными напряжениями для сетей внутризаводского электроснабжения являются напряжения 6, 10, 35, 110 кВ. Под внешним электроснабжением понимают комплекс сооружений, обеспечивающих передачу электроэнергии от выбранной точки присоединений к энергосистеме до приемных подстанций.
Рассматривая величины номинальных напряжений, используемых в системах внешнего электроснабжения, можно выделить два основных случая:
1) напряжение ЛЭП, питающей предприятие, по величине совпадает с внешним напряжением питания технологического оборудования
2) напряжение ЛЭП превосходит высшее напряжение, используемое на предприятии, в связи с чем, в пределах предприятия производится доп. трансформация
Выбор рац-ого напр-ия произв-ся по приведенным годовым затратам:
Зг=ЕнК+Сэ, где Ен=0,12— нормативный коэффициент эффективности;
К — капитальные затраты; Сэ – эксплуатационные расходы.
При увеличении номинального напряжения уменьшаются потери мощности и энергии, снижаются эксплутационные расходы, увеличиваются предельные мощности, передаваемые по линиям, и увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует меньших капитальных затрат, но увеличиваются эксплуатационные расходы за счёт увеличения потерь мощности и энергии. Поэтому необходимо правильно выбирать номинальное напряжение, к-ое зависит от мощности нагрузки, удаленности от источника питания, от расположения потребителей относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети и от способов регулирования напряжения.
Рациональное напряжение питающей линии приближенно определяется по номограммам в зависимости от передаваемой мощности и длины питающих линий. Возможны приближенные методы расчета рационального напряжения по следующим формулам:
3.;4.
где S – полная расчетная мощность, МВА P – активная расчетная мощность, МВт l – длина питающей линии, км
Принимается ближайшее по стандарту напряжение.
1 этапы формирования единой энергетической системы страны
2. Вопросы, решаемые в процессе проектирования систем электроснабжения. Основные требования при проектировании и эксплуатации электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем.
3. Нормы технологического проектирования НТП ЭПП-94 Область применения и общие требования к проектированию
4 Нормы технологического проектирования НТП ЭПП-94 Основные источники питания
5 Нормы технологического проектирования НТП ЭПП-94 Электрические сети 110-330кВ
6 Нормы технологического проектирования НТП ЭПП-94 Электрические сети 6-10кВ
7. Выбор типа, числа и мощности силовых тр-ров. Основные положения.
8 Проверка силовых тр-ров на перегрузочную способность. Аварийная и систематическая перегрузка.
9. Выбор числа трансформаторных подстанций на предприятии. Применение напряжения 20 кВ.
10. Генеральный план предприятия. Выбор места расположения ГПП и РП на генплане предприятия.
11 Особенности проектирования ГПП и РП в схемах ЭПП.
12. Основные типы схем электрических сетей внешнего электроснабжения
13 Основные типы схем электрических сетей внутреннего электроснабжения
14 Порядок проектирования электроснабжения выше 1000В.
15. Картограммы нагрузок. Назначение и особенности построения.
16. Определение условного центр электирических нагрузок и определение зоны рассеяния УЦЭН.
17. Состав оборудования, используемого в сетях выше 1000 В. Условия выбора
18. Коммерческий и технический учет электрической энергии. Электробаланс предприятия..
19 Режимы напряжений в сетях промышленных предприятий. Выбор рационального напряжения.
20 нормальные требования к качеству напряжения. Методы и средства кондиционирования напряжения
20 нормальные требования к качеству напряжения. Методы и средства кондиционирования напряжения
К качеству напряжения предъявляются следующие требования:
- установившееся отклонение напряжения от нормального значения – т.е. отклонение от нормы усредненного за одну минуту действующего значения напряжения;
- размах изменения напряжения – амплитуда колебаний действующего значения напряжения с периодом менее минуты;
- коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения – общая мера искажения синусоидальности, определяемая наличием гармоник напряжения до сорокового порядка;
- коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения – отношение действующего значения напряжения гормоники порядка n к действующему значению основной гармоники (т.е. порядка 1);
- коэффициенты несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательностям (только для трехфазных сетей) – определяют различия действующих напряжений между различными комбинациями фаз или между различными фазами и нулевым проводом а также отличие фазового угла между последовательными фазами от 120 градусов;
- длительность провала напряжения – длительность интервала времени, в течение которого напряжение опускалось ниже установленного минимально допустимого значения. Применяется к изменениям напряжения длительностью от десяти миллисекунд до нескольких десятков секунд;
- импульсное напряжение – параметры кратковременных импульсов, возникающих в следствие воздействия грозы или переключений в электрических сетях;
- коэффициент временного перенапряжения – рассчитывается по приведенной в стандарте таблице на основании измеренных значений максимального напряжения и длительности превышения установленного предельного значения напряжения.
Как показывает практика, в подавляющем большинстве случаев нарушения качества напряжения, наиболее действенным и эффективным способом решения проблемы, если не сказать единственным, является стабилизация сетевого напряжения: автоматическое поддержание уровня напряжения в определенных, заранее заданных пределах. Для этого применяют стабилизаторы - преобразователи электрической энергии, позволяющие получить на выходе напряжение, находящееся в заданных пределах при значительно больших колебаниях входного напряжения и сопротивления нагрузки..
Все стабилизаторы напряжения можно подразделить на 2 большие группы: параметрические и компенсационные.
Параметрические стабилизаторы - это устройства, в которых стабилизация осуществляется за счет использования свойств нелинейных элементов.
Компенсационные стабилизаторы - это устройства, в которых стабилизация осуществляется за счет воздействия изменения выходного напряжения на регулирующий орган через цепь обратной связи. Представляют собой замкнутые системы автоматического регулирования (из-за чего их иногда называют регуляторами напряжения), где ток через регулирующий орган проходит непрерывно или импульсно.
В настоящее время основными типами стабилизаторов являются:
- электродинамические сервоприводные (механические)
- Статические (электронные переключаемые)
- Компенсационные (электронные плавные)
Модели производятся как в однофазном (220/230 В), так и трёхфазном (380/400 В) исполнении, мощность их от нескольких сотен ватт до нескольких мегаватт.
Выпускаемые модели также различаются по допустимому диапазону изменения входного напряжения, который может быть, например, таким: ±15%, ±20%, ±25%, ±30%, -25%/+15%, -35%/+15% или -45%/+15%. Чем шире диапазон (особенно в отрицательную сторону), тем больше габариты стабилизатора и выше его стоимость при той же выходной мощности.
Важной характеристикой стабилизатора напряжения является его быстродействие и
точность стабилизации выходного напряжения. Хорошие стабилизаторы имеют отклонение не более ±3%.