Ток замыкания на землю для сетей с изолированной нейтралью можно определить по приближенной формуле 1 страница

ОСНОВНЫЕ РАЗДЕЛЫ ПРОЕКТА

Введение

Содержание

Аннотация

Аннотация – краткое изложение проекта. В ней отражают объём проекта, главные разделы, рассмотренные в проекте, и основные выводы по результатам проработки. Аннотация оформляется на русском языке.

Содержание помещается после аннотации и состоит из названия разделов и подразделов с указанием их расположения по страницам пояснительной записки.

Во введении необходимо сформулировать цель и задачи дипломного проекта, дать краткую характеристику проектируемого объекта и наметить пути решения поставленной задачи.

5.7.1 Описание технологического процесса производства

При проектировании систем электроснабжения необходимо учитывать: климатические условия среды где находится объект; характеристику окружающей среды на его территории; особенности технологического процесса данного предприятия, классификацию и характеристики потребителей электроэнергии (по роду тока, напряжению, режиму работы, частоте).

При изучении технологического процесса необходимо установить возможные последствия перерыва электроснабжения с целью обоснования категории электроприёмников в отношении надежности электроснабжения согласно ПУЭ [11], в том числе отметить наличие ЭП особой группы первой категории. Дать характеристику окружающей среды в помещениях основного и вспомогательного производств (классы взрывоопасных и пожароопасных зон, влажность, агрессивность). Указать классификацию помещений по электробезопасности. Для углубленной проработки отдельных разделов проекта необходимо рассмотреть другие вопросы.

Знание технологического процесса производства предприятия добавляет полезную информацию к исходным данным на проектирование для обоснованного принятия решений при выборе оборудования, схем электроснабжения (как отдельных цехов, так и предприятия в целом) и конструктивного исполнения электроустановок.

Таким образом, только после полного анализа технологического процесса производства можно приступить к проектированию системы электроснабжения заданного предприятия.

5.7.2 Расчёт электрических нагрузок потребителей

Расчёт электрических нагрузок является главным вопросом при проектировании любой промышленной электрической сети. При проектировании по расчётным значениям нагрузок (Pp, Qp, Sp, Ip) производится выбор элементов СЭС, определение потерь мощности на всех уровнях СЭС.

В практике проектирования СЭС применяют различные методы определения расчётных значений электрических нагрузок, которые подробно излагаются в лекционном курсе и приведены в учебной [12, 13] и методической [14, 15] литературе. Выбор метода расчёта нагрузок во многом зависит от наличия исходной информации.

При выполнении дипломного проекта расчётные нагрузки определяются по номинальной мощности и коэффициенту спроса с учётом осветительной нагрузки, потерь мощности в элементах систем электроснабжения и коэффициента одновременности (разновремённости) максимумов.

Определение электрических нагрузок в СЭС промышленного предприятия выполняют для всех узлов питания потребителей электроэнергии. При этом отдельно рассматриваются сети напряжением до и выше 1кВ. Рассмотрим особенности определения расчётных нагрузок на разных уровнях СЭС.

Определение расчётных электрических нагрузок цехов

В исходных данных на проектирование отсутствуют сведения об индивидуальных электроприёмниках, поэтому расчётные нагрузки определяют начиная со второго уровня т.е. на шинах до 1кВ цеховых подстанций или силовых пунктов, питающих данный цех (подразделение).

Расчётная нагрузка на этом уровне определяется по следующим выражениям:

– для силовой нагрузки:

; (5.7.1)

, (5.7.2)

где – расчётная активная мощность, кВт;

– коэффициент спроса (справочная величина) [16, 17];

– суммарная мощность электроприёмников, подключённых к данному узлу нагрузки, кВт;

– расчётная реактивная мощность, квар;

– соответствует средневзвешенному значению приёмников узла нагрузки.

– для осветительной нагрузки:

; (5.7.3)

, (5.7.4)

где – расчётная активная мощность осветительной нагрузки данного цеха (подразделения), кВт;

– коэффициент спроса для осветительной нагрузки данного цеха (справочная величина) [16];

– коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре при применении разрядных источников света (справочная величина);

– номинальная мощность осветительной нагрузки данного цеха, кВт;

– расчётная реактивная мощность осветительной нагрузки (при применении разрядных источников света), квар

– соответствует осветительной нагрузки.

Номинальная мощность осветительной нагрузки определяется исходя из удельной мощности на единицу площади:

, (5.7.5)

где – удельная мощность осветительной нагрузки на единицу площади цеха, (справочная величина) [16];

– площадь производственного помещения (цеха), .

Удельная мощность осветительной нагрузки зависит от нормы освещённости на рабочем месте, от типа источников света, высоты помещения и других факторов.

Таким образом, расчётные значения нагрузок цеха определяются по следующим выражениям:

– расчетная активная мощность

, (5.7.6)

где – расчётное значение активной мощности цеха, кВт;

– расчетная реактивная мощность

, (5.7.7)

где – расчётное значение реактивной мощности цеха, квар;

– полная мощность

, (5.7.8)

где – расчётное значение полной мощности цеха, кВּА;

– расчетный ток узла нагрузки в нормальном режиме

, (5.7.9)

где – расчётное значение тока узла нагрузки (цеха), А;

– номинальное напряжение в узле нагрузки, кВ;

– число питающих цепей.

–расчетный ток в послеаварийном режиме

(5.7.10)

где – расчётный ток линии, питающей РУ до 1 кВ цеха в ПАР.

Расчётные электрические нагрузки цеха необходимы для выбора мощности трансформаторов цеховых ТП, линий, сечения шин и коммутационно-защитной аппаратуры РУ низшего напряжения ТП.

Определение расчётных нагрузок на стороне высшего напряжения цеховой трансформаторной подстанции

Расчётные значения нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторов, питающих цех, определяют по следующим выражениям:

– расчетная активная мощность

, (5.7.11)

где – расчётное значение активной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВт;

- – потери активной мощности в цеховом трансформаторе, кВт;

– расчетная реактивная мощность

; (5.7.12)

где – расчётное значение реактивной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, квар;

– потери реактивной мощности в цеховом трансформаторе, квар.

Так как тип силового трансформатора ещё не определён, можно принимать:

; (5.7.13)

; (5.7.14)

– расчетная полная мощность

, (5.7.15)

где – расчётное значение полной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВּА.

– расчетный ток в нормальном режиме

, (5.8.16)

– расчетный ток линий, питающих цеховую ТП в ПАР ()

, (5.8.17)

где – номинальное напряжение линии, питающей цеховой трансформатор, кВ;

– число питающих линий.

По полученным расчётным значениям нагрузок выбирают линии, питающие цеховые ТП и коммутационно-защитную аппаратуру этих линий.

Определение расчётных нагрузок на шинах распределительных пунктов

Расчётные нагрузки на шинах РП определяются по расчётным активным и реактивным нагрузкам потребителей, питающихся от шин данного РП, с учётом коэффициента разновремённости максимумов силовой нагрузки.

Расчетная активная мощность:

, (5.7.18)

где – расчётное значение активной мощности на шинах РП, кВт;

– суммарная расчётная активная мощность на стороне высшего напряжения цеховых ТП, питающихся от шин данного РП, кВт;

– суммарная расчётная активная мощность силовых приёмников напряжением выше 1 кВ, питающихся от шин РП;

– коэффициент одновремённости (разновременности) максимумов нагрузки в рассматриваемом узле потребления [18].

Расчётная реактивная мощность:

, (5.7.19)

где – расчётное значение реактивной мощности на шинах РП, квар;

– суммарная расчётная реактивная мощность на стороне высшего напряжения цеховых ТП, питающихся от шин данного РП, квар;

– суммарная расчётная реактивная мощность силовых приёмников напряжением выше 1 кВ, питающихся от шин РП, квар;

Расчётное значение полной мощности:

, (5.7.20)

где – расчётное значение полной мощности на шинах РП, кВּА;

Расчётный ток линий, питающих РП, в нормальном режиме:

, (5.7.21)

где – расчётный ток линий, питающих РП, А;

– номинальное напряжение на шинах РП, кВ;

– число питающих линий.

Расчетное значение тока линий,питающих РП в ПАР ():

(5.7.22)

По полученным расчётным значениям нагрузок, выбирают шинные конструкции РП, линии, питающие РП и коммутационно-защитную аппаратуру питающих линий.

Определение расчётных нагрузок на шинах низшего напряжения пункта приёма электроэнергии

Расчётные значения нагрузок на шинах НН ППЭ определяются по расчётным значениям активной и реактивной мощности всех отходящих линий с учётом коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки и расчётной мощности осветительной нагрузки территории предприятия.

Расчётная активная мощность

, (5.7.23)

где – расчётное значение активной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, кВт;

– суммарное значение расчётных активных мощностей всех отходящих линий, кВт;

– коэффициент разновремённости максимумов силовой нагрузки в рассматриваемом узле потребления [18];

– расчётное значение активной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВт.

Расчётная реактивная мощность

, (5.7.24)

где – расчётное значение реактивной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, квар;

– суммарное значение расчётных реактивных мощностей всех отходящих линий, квар;

– расчётное значение реактивной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, квар.

Расчётная полная мощность

, (5.7.25)

где – расчётная полная мощность, потребляемая от шин низшего напряжения ППЭ, кВּА.

Расчётный ток линий, питающих распределительное устройство низшего напряжения ППЭ, в нормальном режиме:

, (5.7.26)

где – расчётный ток питающих линий, А;

– номинальное напряжение на шинах РУ НН ППЭ, кВ;

– количество питающих линий.

При определении расчётных нагрузок на шинах распределительных пунктов и шинах низшего напряжения РУ ППЭ, значение коэффициента разновремённости максимумов силовой нагрузки определяют [18] в зависимости от значения средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений, рассматриваемого узла нагрузки.

Расчётные значения осветительных нагрузок территории предприятия определяются по аналогии с формулами (5.7.3; 5.7.4; 5.7.5) настоящего пособия.

По полученным расчётным значениям нагрузок выбирают мощность силовых трансформаторов ППЭ, токоведущие части и коммутационно-защитную аппаратуру РУ низшего напряжения ППЭ.

Определение расчётных нагрузок на высшем напряжении пункта приёма электроэнергии

Расчётные нагрузки на высшем напряжении ППЭ определяют по расчётным нагрузкам на шинах РУ низшего напряжения ППЭ с учётом потерь в силовых трансформаторах ППЭ.

Расчётная активная мощность:

, (5.7.27)

где – расчётное значение активной мощности на стороне высшего напряжения ППЭ, кВт;

– потери активной мощности в силовом трансформаторе, кВт.

Расчётная реактивная мощность:

, (5.7.28)

где – расчётное значение реактивной мощности на стороне высшего напряжения ППЭ, квар

– потери реактивной мощности в силовом трансформаторе ППЭ, квар.

Потери активной и реактивной мощностей в трансформаторе приближённо можно определить по формулам (5.7.13; 5.7.14) настоящего пособия.

Расчётная полная мощность:

, (5.7.29)

где – расчётное значение полной мощности на стороне высшего напряжения ППЭ, кВּА

Расчётный ток линий, питающих ППЭ от источника питания, в нормальном режиме

, (5.7.30)

где – расчётное значение тока линий, питающих ППЭ предприятия от источника питания, А;

– номинальное напряжение системы питания, кВ.

– количество питающих линий.

Расчетное значение тока линий, питающих ППЭ в ПАР ():

(5.7.31)

По полученным расчётным значениям нагрузок системы питания выбирают сечение линий, питающих ППЭ, и коммутационно-защитную аппаратуру РУ высшего напряжения ППЭ предприятия.

После предварительного расчёта электрических нагрузок на всех уровнях СЭС объекта производят:

– расчёт мощности компенсирующих устройств и определяют места их размещения;

– выбор мощности силовых трансформаторов цеховых ТП и ППЭ.

После чего необходимо произвести корректировку значений расчётных нагрузок на всех уровнях СЭС с учётом мощности компенсирующих устройств, установленных в данном узле нагрузки, уточнённых значений потерь мощности в трансформаторах, и потерь мощности в компенсирующих устройствах.

Определение пиковых нагрузок

При проектировании систем электроснабжения в качестве пиковых нагрузок рассматривают пиковый ток.

Для индивидуальных приёмников в качестве пикового тока (при отсутствии паспортных данных) принимают:

для асинхронных машин с короткозамкнутым ротором и синхронных машин –5I_ном;

для асинхронных машин с фазным ротором и машин постоянного тока –2 2.5I_ном;

для печных и сварочных трансформаторов – не менее 3I_ном (без приведения к ПВ=1).

Для группы электроприёмников пиковый ток (I_ПИК ) определяют по формуле:

, (5.7.32)

где – наибольший из пусковых токов двигателей группы, А;

– расчётный ток группы приёмников, А;

– коэффициент использования, для двигателя с наибольшим пусковым током;

– номинальный ток двигателя с наибольшим пусковым током, А.

Расчётные значения пиковых токов необходимы для правильного выбора токовых защит.

5.7.3 Построение графиков нагрузок

Графики электрических нагрузок дают представление о характере изменения нагрузок в течение характерных суток или всего года. Графики электрических нагрузок используются при определении потерь электроэнергии в элементах СЭС, а также при выборе силовых трансформаторов и других целей.

Для построения суточных графиков нагрузки по предприятию в целом необходимо знать суточные графики нагрузок отдельных цехов и его подразделений. При учебном проектировании принимают за основу суточные графики (летний, зимний, выходного дня), характерные для отрасли промышленности, к которой относится данное предприятие.

За максимальную нагрузку принимается расчётная нагрузка по предприятию в целом с учётом потерь в элементах электрических сетей.

Исходя из того, что коэффициент спроса группы ЭП учитывает как коэффициенты одновремённости и загрузки ЭП, их КПД, так и потери в сети от ЭП до ТП, считаем, что расчётную мощность, определённую по коэффициенту спроса, можно принять за максимальную мощность.

При расчёте нагрузок на шинах ППЭ вводится коэффициент одновремённости максимумов [18] отдельных групп ЭП. С помощью данного коэффициента определяется доля нагрузки, участвующая в образовании максимальной нагрузки. Дополнительно необходимо учесть потери в сетях выше 1 кВ (распределительные сети), которые составляют от 6 до 8% от расчётной нагрузки на шинах ППЭ. После суммирования потерь в сетях с расчётными значениями нагрузки потребления, строится график нагрузки на шинах низшего напряжения ППЭ. За максимальную мощность принимают наибольшую мощность, время продолжительности которой, не менее 30 минут (тридцатиминутный максимум).

Таким образом, по характерным отраслевым графикам нагрузок строят графики нагрузок данного предприятия.

Годовой график по продолжительности строится по характерным сезонным (суточным) графикам нагрузок. При построении рекомендуется принять продолжительность зимнего периода – 213 суток, летнего – 152 суток.

Годовой график по продолжительности необходим для определения электроэнергии, потреблённой предприятием за год, и времени использования максимальной нагрузки в течение года. Подробно вопросы построения графиков нагрузок рассматриваются в курсе лекций и в учебной литературе [12].

5.7.4 Построение картограммы нагрузок предприятия

Картограмма электрических нагрузок позволяет достаточно наглядно представить характер и распределение нагрузок на территории промышленного предприятия.

Картограмма нагрузок необходима для рационального выбора места размещения ППЭ предприятия, цеховых подстанций и РП, источников компенсации реактивной мощности. Вследствие этого рекомендуется строить картограммы как активных, так и реактивных нагрузок.

Распределение нагрузок по подразделениям предприятия наглядно изображают в виде кругов, площади которых соответствуют в выбранном масштабе расчётным мощностям. При построении картограммы нагрузок центры окружностей совмещают с центром тяжести геометрических фигур, изображающих отдельные подразделения (цеха) предприятия. Для наглядности представления структуры нагрузок, окружности делят на секторы, каждый из которых соответствует силовой нагрузке низшего напряжения и осветительной нагрузке. Силовую нагрузку цеха (выше 1 кВ) рекомендуется выделить отдельной окружностью.

Для определения условного центра электрических нагрузок предприятия на генеральном плане наносят оси координат Х и Y и по известным расчётным мощностям цехов и координатам их центров нагрузки определяют центр нагрузок предприятия в целом.

Условный центр электрических нагрузок предприятия определяет то место, при размещении в котором ППЭ приведённые затраты будут минимальны.

Однако следует отметить, что при окончательном определении места размещения ППЭ необходимо также учитывать следующие факторы:

– наличие необходимой свободной площади;

– влияние окружающей среды;

– возможность ввода линии электропередачи, для питания ПГВ, на территорию предприятия.

Допускается смещение места размещения ППЭ от найденного центра электрических нагрузок в сторону источника питания.

Подробно построение картограммы нагрузок и определение места установки ППЭ рассматриваются в курсе лекций, в учебной [12] и методической [15] литературе.

5.7.5 Расчёт системы питания

Основными задачами данного раздела являются:

– выбор рационального напряжения системы питания;

– выбор силовых трансформаторов ППЭ;

– выбор схемы питания;

– выбор питающих линий электропередачи;

– выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ.

Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на две подсистемы – это система питания и система распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие ЛЭП и ППЭ (ПГВ или ГПП), состоящий из устройства высшего напряжения, силовых трансформаторов и РУ низшего напряжения.

Выбор рационального напряжения системы питания

Рациональное построение СЭС во многом зависит от правильного выбора напряжения системы питания. Под рациональным напряжением() понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение годовых приведённых затрат.

В проектной практике обычно используется следующее выражение для определения приближённого значения рационального напряжения:

, (5.7.33)

где – расчётная нагрузка завода, МВт;

– расстояние от источника питания до предприятия, км.

Затем намечаются два ближайших значения стандартных напряжения (одно меньше , а другое больше ) и на основе ТЭР окончательно выбирается напряжение системы питания.

Выбор силовых трансформаторов ППЭ

Дата добавления: 2015-06-26