СД.7 Системы электроснабжения

1. Системы электроснабжения (СЭС) - сложные электроэнергетические системы; структуры их подсистем; основные задачи изучения и проек­тирования оптимальных СЭС.

СЭС назыв совокупность устройств для производства, передачи и распределения эл.эн. СЭС создаются для обеспечения питания эл.эн. промышленных приёмников: -силовые общепромышленные установки (вентиляторы, насосы, компрессоры); - осветительные уст-ки (внутр, наружн); - преобразовательные уст-ки (переем ток в пост, преоб частоты); - электротермические уст-ки; - электрический транспорт. Классификация приемников элэнергии: - по напряжению (до 1кВ, выше 1кВ); -по току (3хфазные, 1фазные, приемники пост тока); - по режиму работы (длительный, повторно-кратковременный, кратковременный); - по частоте (промышленная 50Гц, пониженная <50Гц, повышенная <10кГц, высокая 10кГц); -по степени бесперебойности электроснабжения (I, II, III категории); - по режиму нейтрали. Основ вопросы решаемые при проектиров СЭС: 1. Опред расчёт или потреб мощн п.п. 2. Выбор и применение рациональных напряж. 3.Выбор и примен рацион цисла трансформации U. 4.Определ оптимального кол-ва подстанций, их местоположение, количество тр-в, и мощности. 5.Выбор оптимальных сечений проводов и кабелей. 6.Выбор экономически целесообразных схем эл.снабж.(схема имеющая min затраты).

2. Графики нагрузок потребителей электроэнергии; коэффициенты, ха­рактеризующие графики и применение данных коэффициентов при определении расчетных электрических нагрузок.

Эл.нагрузки п.п. опред. выбор элементов СЭ: линий электропередачи, районных трансф-х подстанций, питательных и распред. сетей, заводских трансф-х подстан и их распред сетей. Различ следующие характерные графики нагрузок: суточные графики активных и реактивных нагрузок. Для построения суммарного суточного графика нагрузки р.2. необходимо подсчитать нагрузки потребителей предприятия и учесть потери мощности в трансформаторах и в сети. Годовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжит-

 

Коэффициент использования одного (Ки) или группы (Ки) приёмников характеризует использование активной Р и представ собой отнош средней активной Р одного (рсм) или группы (Рсм) приёмников за наиболее нагруженную смену к Рном: kи = рсм/рном; Ки=Рсм/Рном. Коэффициент использования определяется также по технологич коэфф-ам работы оборудования, определяемым временем вкл tв и продолжительностью цикла работы tц: коэффициенту включения kв =tв/tц; коэффициенту нагрузки kн = рс/kв·рн = kи/kв. Тогда для индивидуального и группового графиков нагрузки: kи = kв·kн; Kи=Kв·Kи. Коэф формы индивид и групов граф нагр: kф = рэ/рс; Кф=Рэ/Рс. Представ отношение эффективной нагрузки Рэ к средней нагрузки Рср и характеризует неравномерность графика во времени. При неизменной во времени нагр Кф=1. Коэф. cпроса (Кс) Кс=Рм/Рн, представ отнош расчёт макс нагр (Рм) к номин мощн (Рн). След, коэф спроса непосредственно связывает расч макс нагр с номин мощностью, не учитывая при этом форму графика нагрузки. Время использ макс нагр Тм=W/Pм, W-колич израсходованной эл.эн(в сутки, в год), Зм-макс расчёт нагрузка. Макс расчёт нагр Рм=W/Tм. Величина расхода эл.эн за смену Эсм, необход для подсчёта сред мощн Рсм, опред на действ предприят по показан счёт за вр наиболее загруженной смены Тсм. По расчёт эл.эн-и на ед удельной ωуд и произведенной продукции Мсм и Тсм: Wсм=ωуд·Мсм, тогда сред мощн Рсм=Wсм/Тсм. Для перехода от средней нагрузки к максим служит коэффициент максимума, который представ собой отнош расчёт макс активной нагр группы элприёмников к средней нагрузке за наиболее нагруженную смену: Кмакс=Рмакс/Рсм.

3. Методы определения расчетных электрических нагрузок; исходная информация; порядок расчета.

Расчетные нагрузки определяются для: -выбора U питающих линий, -для выбора сечений питающих линий, -для выбора тр-в ГПП, -для выбора тр-в ЦТП, -для выбора сечения линий, питающих ТП

4. Показатели качества электроэнергии в СЭС. Причины и технико-экономические последствия отклонений данных показателей от нормативных значений.

Электрическая энергия как ведущая продукция обладает определенными характеристиками, при которых приёмники электроэнергии выполняют свои функции в полном объёме. Это и есть понятие качество электроэнергии. Основным параметром является отклонение U, коэффициент несинусоидальности, коэффициент обработки и нулев послед U – который характер-т несимметрию U. Отклонение U должно составлять неболее ±5%, в нормал режиме max ±10%. При этих отклонениях U изменяются параметры работы приёмников эл.энергии - пусковой макс вращающий момент двигателя изменяется на 20%, КПД изменяется до 2%. Относительно, ускоряется старение изоляции двигателя. При откл U на 10% и номин нагрузку – срок службы двигателя сокращается в двое, повышение потребления реактивной мощности. Для АД частота вращения вала зависит от подведенного U, что приводит к повышению себестоимости продукции. Для освещения предприятия отклонение U приводит к нестабильной работе света.

5. Выбор сечений кабелей 6-10 кВ.

Сечения кабелей выбирают по техническим и экономическим условиям. К техн-ким усл-ям относят выбор сечения по нагреву длительно-допустимым током нагрузки, усл-ям коронирования, механической прочности, проверка по термической стойкости к токам КЗ, потерям U-ния в нормальном и послеаварийном режимах. Экон-кие усл-я выбора: по экономической плотности тока, по экономической целесообразности. Выбор сечений по нагреву осущ-ют по расч-му току. Для //-но работающих линий в качестве расч-го тока принимают ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя:.; - для 1ой линии, Кп – поправочный коэффициент. Сечение проверяется по потере U-ия. Для этого фактическая длина КЛ сравнивается с допустимой длиной, кот-я вычисляется следующим образом:, где -длина линии на 1% потери U-ния, - доп-я потеря U-ния в норм-м и авар-м режиме. Сечения проводников д/б проверены по экономической плотности тока., где JЭ – нормированное значение экон-кой плотности тока. По нагреву током короткого замыкания. По усл-м коронирования жилы кабеля не проверяют, так как для жил кабеля самое малое станд-е сечение обесп-ет отсутствие коронирования. Выбор сечение кабеля по мех-кoй прочности также не производится, так как минимальное стан-е сечение удовл-ет этому условию.

6. Выбор трансформаторов 6-10/0,4 кВ в распределительных электросетях с учетом допустимых систематических и кратковременных перегрузках.

При выборе числа и мощности силовых трансформаторов пользуются данными годовых приведенных затрат, которые получаются из капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов. Важными, иногда решающими показателями при выборе числа и мощности трансформаторов являются также надежность питания, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. При выборе мощности основных трансформаторов в системе электроснабжения следует стремиться к применению не более двух-трех стандартных мощностей. Это облегчает замену поврежденных трансформаторов и ведет к сокращению складского резерва их. Для выбора тр-ра необх-мо опр-ть мощность КУ на 0,4кВ. Нужно найти полную расчетную мощность и опр-ть коэф-т загрузки тр-ров Перегружаемая спос-ть тр-ра 1,4 по 6 часов в течении 5 суток. В зависиомсти от категории опр-т кол-во тр-ров. Число тр-ров ЦТП зависит от требований надежности питания потребителей. Питание электроприемников 1 категории – от 2х и 3х тр-рной п/c. Для 2 категории – 2,3х тр-рные п/с. При сосредоточенной нагрузке предпочтение 3тр-рной п/c. 1тр-рные для питания приемников 2 категории, если требуемая степень резервирования потребителей обеспечивается линиями низкого напряжения от другого трансформатора и время замены вышедшего из строя тр-ра не превышает сутки. Для питания 3 категории – 1тр-рные п/с, если перерыв электроснабжения, нелбходимый для замены поврежденного тр-ра, не превышает сутки. Если нагрузка равномерно распределена по площади цеха, то выбор единичной мощности тр-ра при напряжении питающей сети 0,4кВ опр-ся след образом:, Spi – нагрузка i – го цеха; Fi – площадь рассматриваемого цеха; σ ≤ 0,2 кВА/м2 - 1000,1600 кВА.. 0,2 ≤ σ ≤ 0,5 кВА/м2 –1600 кВА. σ > 0,5 кВА/м2 –1600 или 2500 кВА. Тр-ры ЦТП мощностью 400-2500кВА вып-ся со схемами соединения обмоток – «звезда-звезда» с допустимым током нулевого вывода, равным 25% номинального тока тр-ра, или со схемой «треугольник-звезда» - 75% номинального тока тр-ра. В сетях напряжением до 1 кВ предпочтительным яв-ся тр-р со схемой соединения обмоток «треугольник-звез

7. Виды схем в системе внешнего электроснабжения, область применения

1. U питающих линий соответствует U распред линий, трансформация не требуется, применяется ГРП. Прим-ся для питания предприятий малой мощности, нах-ся на небольшом удалении от п/с системы (источник питания). 2. U-е питающих линий выше U-я распределительной сети, требуется трансформация напряжения, в качестве приемной п/с исп-ся ГПП. 3. Схема ГПП с тр-ром с расщепленной обмоткой с трансформацией. Прим-ся для предприятий средней и большой мощности. 4. Схема с трансформацией на 2 напряжения. Эти схемы применяются: -на мощных предприятиях, занимающие большую S, когда часть нагрузки питается от U 6(10)кВ, а другая часть нагрузки требует более высокого напряжения; - если от ГПП предприятия питаются сторонние удаленные потребители. 5. Схема глубокого ввода. Под глубоким вводом понимается схема, в кот элэнергия заводится на территорию промпредприятия U-ем 35-220 кВ воздушными линиями, от которых отпайками питаются ГПП.

8. Виды схем в системе внутреннего электроснабжения. Радиальные схемы, преимущества и недостатки, область применения.

Радиальная схема – схема, в которой каждая линия питает 1ин приемник (ТП,секцию РУ 6(10)кВ, высоковольтные приемники) -одноступенчатая -двухступенчатая Применяется для предприятий малой и средней мощности. Рад схемы прим-ся для потребителей 1кат, для 2 и 3 – если магистральные схемы по условию расположения п/c и цехов не могут быть применены. Конструктивное исполнение: распределение осущ-ся только по кабельным линиям. От магистральных отлич-ся тем, что им большое кол-во отходящих линий, большее кол-во выключателей, больший расход металла, большие затраты. Одноступенчатую радиальную схему следует применять для питания больших сосредоточенных нагрузок (насосные, компрессорные…). Двухступенчатую – на больших и средних мощностях, для питания ч/з промежуточные РУ цтп и нагрузок выше 1кВ. «+»: высокая надежность, т.к. при аварии на одной из линий или тп она не распространится на другие потребители; «-»: большое кол-во линий, большое кол-во ячеек в РУ, S занимаемая ру большая, высокие затраты на схему.

9. Магистральные схемы внутреннего электроснабжения, преимущества и недостатки, область применения.

Распределение электроэнергии внутри предприятия осущ-ся от ГПП или ГРП. Магистральная схема – схема, в кот одна линия (магистраль) питает несколько п/c. - схема с одиночной магистралью М/о питать только 1 тр-рные п/с, небольшой мощности, кот питают неответственную вспомогательную нагрузку. S= 5000-6000кВА. Вып-ся кабельными линиями. - схема двойной магистралью (надежность выше) М/о запитывать 1 и 2-х тр-рные п/с. При этом 2х тр-ные п/с запитываются от разных магитралей, а 1 тр-рные на разные магистрали (по очереди). - схема с двусторонним питанием Прим-ся для с/х. Вып-ся с помощью воздушных линий, т.к. нагрузки разбросаны территорионально. Пит-ся только 1тр-рные п/c. Область применения: М.с. U=6,10кВ при кабельной прокладки прим-ся в след случаях: 1) при расположении п/с, благоприятствующем прямолинейному прохождению магистрали. 2) прим-ся для группы технологически связанных агрегатов, если при отключении одного из них треб-ся отключение всей группы. 3) во всех случаях, когда они имеют технико-экономические преимущества. Схемы с 2мя магистралями следует применять при наличии 2 тр-х п/с безшинных (т.е. без шин со стороны первичного U). Одиночные магистрали без резервирования следует прим-ть для потребителей 3 категории. Одиночные маг с общерезервной м/т прим-ся для потреб 3 кат и частично2. Одиночные и двойные магистрали с двухсторонним питанием д/ы прим-ся: -при необходимости питания от 2х независимых источников по условиям надежности электроснабжения. -в случае, когда расположение группы п/c м/у двумя питающими пунктами создает экономические преимущества. Магистральные схемы могут выполняться с помощью токопроводов для энергоемких предприятий. Применяются на предприятиях большой мощности с током нагрузки более 2кА (химия, электролиз, металлургия). Токопроводы прокладываются в зоне основных нагрузок, остальные пит-ся обычным образом. «+»: малое кол-во линий, малое кол-во выкл-ей, меньшие затраты на схему; «-»: малая надежность, особенно с одиночными магистралями.

10. Выбор схем. ТЭР по выбору схем.

Выбор рацион-ной схемы эл/сн-ния пром-го предп-я производится на основании рассмотрения нескольких конкурентно - способных вар-тов и проведения технико-экономических расчетов по каждому варианту. При проведении ТЭР системы эле/сн-ния должны соблюдаться следующие условия сопоставимости вариантов: - техн-кие, при кот-х могут сравниваться т/о взаимозаменяемые вар-ты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов; -экономические, при кот-х расчет сравниваемых вар-тов ведется применительно к одинаковому уровню цен с учетом одних и тех же показателей, характ-щий каждый из рассм-мых вар-тов. Рассм-мые вар-ты схем должны соотв-вать требованиям, предъявляемым к системам промышленного эл/сн-ия, соотв-щим ПУЭ. Для каждого вар-та опр-ся затраты. По каждому из намеченных вар-тов опр-тся экон-кие показатели: К – кап. затраты, СЭ – ежегодные эксплуатационные расходы; З – годовые расчетные затраты; ∆Э – потери эл/энергии и т.д. При числе вар-тов более 2-х экон-ская эффективность каждого из них опр-ся по годовым расчетным затратам из выражения:З=СЭ+Рн ·К, где Рн=0,15 – нормативный коэф-нт эффективности кап. вложений, соответствующий сроку окупаемости, равному 6 лет, отн. ед./год. Кап. затраты опр-ся К = Кл + Кт + Ка,где Кл – кап затраты на сооружение линий; Кт - кап затраты на установку тр-ров; Ка - кап затраты на установку выкл-лей. Годовые эксплуатационные расходы СЭ = Сп + Са,где Сп – стоимость годовых расходов на оплату потерь эл/энергии в эл-х системы электроснабжения; Са – стоимость годовых расходов на амортизационные отчисления.

Технико-экономический расчет проведем по приведенным затратам: для этого подсчитаем капиталовложения на сооружение электроустановки (К) и годовые эксплуатационные издержки (И). Так как есть единственный вариант структурной схемы, то экономический расчет проводить необязательно. Но мной он приводится для того, чтобы показать, что я владею методикой расчета. Определяем потери электроэнергии в блочном трансформаторе присоединенном к шинам 330 кВ:

2. время потерь определено по рис. 5.6[1] для энергоблоков с .

3. Годовые эксплуатационные издержки ,

4. где , ;

5. ;

6. Приведенные затраты без учета ущерба:

7.

Принимаем этот вариант.

11.ГПП промышленного предприятия, определение местоположения.

ГПП является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия, поэтому оптимальное размещение подстанций на территории промышленного предприятия - важнейший вопрос при построении рациональных схем электроснабжения. Это означает, что размещение всех подстанций должно соответствовать наиболее рациональному сочетанию капитальных затрат на сооружение системы электроснабжения и эксплуатационных расходов.

Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок.

Главную понизительную, распределительную и цеховые подстанции следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность как распределительных сетей высокого напряжения предприятия, так и цеховых электрических сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Принимаем нагрузки цеха равномерно распределенными по площади цеха. Тогда центр нагрузки совпадает с центром площади фигуры, изображающей цех на плане.

Ввиду небольшой расчетной мощности большинства цехов принимаем решение о групповых трансформаторных подстанциях, расположенных на территории предприятия. Центр электрической нагрузки предприятия, а значит и теоретического расположения ГПП определяется с помощью аналогии системы масс и электрическими нагрузками цехов Р, координаты центра можно определить с формулами

Главную питающую подстанцию или главный распределительный пункт, исходя из технико-экономических данных, желательно размещать в центре электрических нагрузок предприятия. Для определения центра нагрузок строится картограмма электрических нагрузок, представляющая собой генеральный план предприятия, на котором показаны силовые и осветительные нагрузки по каждому зданию.

Методами построения равнодействующей нагрузок, аналогичными известным методам теоретической механики, может быть найден центр нагрузок. Однако далеко не всегда удается расположить ГПП или ГРП в центре нагрузок, поскольку определяющими факторами часто являются противопожарные, транспортные, а иногда и архитектурно-строительные особенности. Поэтому местоположение ГПП и ГРП следует находить, сопоставляя различные варианты с учетом этих факторов.

Выбрать число и местоположение цеховых трансформаторных подстанций, а также число и мощность трансформаторных единиц довольно сложно. Для этого необходимо сопоставить несколько вариантов, стремясь получить минимум капитальных затрат и эксплуатационных расходов, наименьший расход цветных металлов и обеспечить необходимый уровень надежности электроснабжения. Есть несколько методов для аналитического определения количества и наивыгоднейшей установленной мощности подстанции, однако они не получили распространения.

В практике проектирования применяется система дробления цеховых подстанций, при которой подстанции располагаются вблизи или внутри производственных цехов. Мощность отдельных трансформаторов обычно не превышает 1000 кВа при напряжении цеховой сети 380/220 В. Такая система позволяет снизить расходы на сеть низкого напряжения как капитальные, так и эксплуатационные (последние в основном за счет сокращения потерь энергии в сети низкого напряжения). Вместе с тем при этом повышаются затраты на аппаратуру высокого напряжения. В целом система с мелкими подстанциями, приближенными к цехам, оказывается выгодной и применяется повсеместно.

Места расположения цеховых подстанций определяются так же, как и место ГРП, по картограмме электрических нагрузок. При размещении подстанций учитывается очередность строительства отдельных объектов и перспективный рост нагрузок. Во всех случаях необходимо стремиться, чтобы цеховые подстанции принимались встроенного или пристроенного типа, поскольку при этом снижаются затраты на устройство сети низкого напряжения и на строительную часть.

В настоящее время ряд предприятий электропромышленности выпускает малогабаритные комплектные трансформаторные подстанции (КТП), пригодные для размещения внутри цеха с простейшей схемой электрических соединений, без сборных шин и выключателей со стороны высокого напряжения, которые благодаря своей простоте и дешевизне получили широкое применение.

Отдельно стоящие подстанции необходимо применять лишь для пожаро- и взрывоопасных цехов или цехов с химически активной средой, воздействующей на оборудование подстанций, а также в тех случаях, когда группа мелких разбросанных цехов с общей нагрузкой до 1000 кВа питается от одной подстанции.

Для учета перспективного роста нагрузок целесообразно при сооружении ТП предусматривать возможность установки в ней силового трансформатора большей мощности. Так, например, при установке трансформатора 400 кВа предусматриваются габариты камеры под трансформатор 630 кВа и т.д.

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей I категории в трансформаторных подстанциях устанавливаются два трансформатора, подключаемых к двум независимым источникам питания. Включение резерва должно осуществляться автоматически.

Для цеховых трансформаторных подстанций вместо установки второго трансформатора может быть обеспечено автоматическое резервирование от смежной подстанции, для чего прокладываются соответствующие перемычки между шинами низкого напряжения. Для питания потребителей II категории применяются, как правило, двухтрансформаторные подстанции и реже однотрансформаторные (с резервированием от смежных подстанций) при наличии централизованного резерва.

Для питания потребителей III категории сооружаются однотрансформаторные подстанции.

Не следует, чтобы на подстанции было больше двух трансформаторов, поскольку в этом случае возрастают капитальные затраты и усложняется электрическая схема. Наиболее дешевыми являются однотрансформаторные подстанции, однако на предприятиях с резко изменяющейся в течение суток нагрузкой в целях снижения потерь электроэнергии все-таки целесообразно иметь на подстанции два трансформатора, а в некоторых (редких) случаях и большее количество при соответствующем графике нагрузки и экономическом обосновании. Во всех случаях следует стремиться, чтобы на подстанции устанавливались трансформаторы одинаковой мощности Общие положения о выборе местоположения питающих подстанций

Подстанция (главная понизительная ГПП, главная распределительная ГРП, цеховая трансформаторная ТП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия. Поэтому оптимальное размещение подстанций на территории промышленного предприятия – важнейший вопрос при построении рациональных систем электроснабжения.

Одной из основных задач проектирования является оптимальное размещение ГПП, ГРП и ТП на территории промышленного предприятия. Это означает, что размещение всех подстанций должно соответствовать наиболее рациональному сочетанию капитальных затрат на сооружение системы электроснабжения и эксплуатационных расходов.

Картограмма нагрузок предприятия составляется для определения местоположения ГПП, ГРП и ТП. Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане промышленного предприятия окружности, причем площадь, ограниченная этими окружностями, в выбранном масштабе равна расчетным нагрузкам цехов (см. рис. 1).

Центр нагрузок цеха или предприятия является символическим центром потребления электрической энергии цеха. ГПП, ГРП и ТП следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, т.к. это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность как распределительных сетей высокого напряжения предприятия, так и цеховых электрических сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Площадь каждой окружности πr i2 в выбранном масштабе m равна расчетной нагрузке соответствующего цеха Рi:

Из этого выражения радиус окружности:

где m – масштаб для определения площади круга.

Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам.

Однако картограммы следует наносить на генеральный план промышленного предприятия отдельно для активной и реактивной нагрузок. Причиной этого является то обстоятельство, что питание активных и реактивных нагрузок производится от разных источников.

Питание активных нагрузок обеспечивается или от собственных подстанций (электростанций) промышленного предприятия. Питание реактивных нагрузок осуществляется от конденсаторных батарей, расположенных в местах потребления реактивной мощности (индуктивного характера), от превозбужденных синхронных двигателей или синхронных компенсаторов, которые, как правило, располагаются вблизи мест потребления реактивной мощности.

В этом случае следует находить центр потребления реактивной мощности.

Неправильный выбор места установки синхронных компенсаторов вызывает перемещение реактивной мощности по элементам системы электроснабжения промышленного предприятия и вызывает значительные потери электроэнергии.

На основании изложенного рекомендуется иметь два генплана: один с картограммой активных и второй с картограммой реактивных нагрузок, чтобы выбрать место ГПП (ГРП), ТП по активной нагрузке и рациональное место компенсирующего устройства по реактивной нагрузке.