ВСТУП
Створення енергосистем і об'єднання їх між собою на величезних територіях стало основним напрямком розвитку електроенергетики світу у 20 столітті. Це обумовлено відмітною особливістю галузі, в якій виробництво і споживання продукції відбуваються практично одночасно. Неможливо накопичення великих кількостей електроенергії, а стійка робота електростанції і мереж забезпечується в дуже вузькому діапазоні основних параметрів режиму. У цих умовах надійне електропостачання від окремих електростанцій вимагає резервування кожній станції, як по потужності, так і по розподільній мережі.
Відомо, що об'єднана робота енергосистем дозволяє зменшити необхідну встановлену потужність в основному за рахунок різночасності настання максимумів електричного навантаження об'єднання, включаючи і поясний зсув у часі, скорочення необхідних резервів потужності внаслідок малої ймовірності одночасної великої аварії в усіх об'єднуваних системах.
Крім того, здешевлюється будівництво електростанцій за рахунок укрупнення їх агрегатів і збільшення дешевої потужності на ГЕС, яка використовується тільки у змінній частині добового графіка електричного навантаження. В об'єднанні може бути забезпечено раціональне використання енергопотужностей і енергоресурсів за рахунок оптимізації режимів завантаження різних типів електростанцій.
Але головною перевагою енергооб'єднання є можливість широкого маневрування потужністю і електроенергією на величезних територіях в залежності від реально створених умов. Додаткове електромережеве будівництво, пов'язане зі створенням енергооб'єднань, не вимагає великих витрат, тому що при їх формуванні використовуються в основному лінії електропередачі, необхідні для видачі потужності електростанцій, а витрати на них з лишком окупаються здешевленням будівництва великої електростанції в порівнянні з кількома станціями меншої потужності. І, отже, тільки об'єднана робота енергосистем дозволяє забезпечити більш економічне, надійне і якісне електропостачання споживачів.
Проте паралельна робота енергосистем на одній частоті вимагає створення відповідних систем управління їх функціонуванням, включаючи і протиаварійне управління, а також координації розвитку енергосистем. Це обумовлено тим, що системні аварії у великому об'єднанні охоплюють величезні території і за сучасної «глибині» електрифікації життя суспільства призводять до важких наслідків і величезним ущербам.
Оскільки електроенергія «не складується», при виникненні дефіциту вона не може бути вільно куплена на світовому ринку і доставлена в будь-яке місце, як і інші продукти й товари. Тому забезпечення надійного і економічного електропостачання вимагає завчасного початку будівництва нових генеруючих джерел та електричних мереж, так як енергетичні об'єкти досить дорогі і трудомісткі. При цьому необхідно забезпечити раціональний склад цих джерел по використовуваних енергоресурсів, їх основним технічним характеристикам; їх регулювальним можливостям у добовому, тижневому і річному розрізі, а також їх розміщення.
Для цього необхідна координація розвитку енергосистем і енергооб'єднань шляхом прогнозування, як на довгострокову, так і на короткострокову перспективу, яка повинна періодично повторюватися. Останнє обумовлено тим, що всі вихідні дані для прогнозування дуже невизначені навіть в умовах планової економіки країни. Очевидно, що в умовах ринкової економіки ця невизначеність багаторазово зростає.
1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА
1.1 Коротка характеристика електрообладнання ТП
Механічний цех машинобудівного заводу призначений для серійного виробництва виробів. Для цієї мети встановлено основне обладнання: обдирні, шліфувальні, анодно-механічні верстати та ін
На стороні 10 кВ трансформатора встановлена осередок КСВ-366, з вимикачем навантаження, трансформатором струму і трансформатором напруги. Так само встановлені шини і ізолятори.
Захист від струмів короткого замикання на стороні 0,4 кВ виконана автоматичними вимикачами серії ВА51Г-25.
Розподільна мережа виконана шинопроводом марки ШМА 73У3, двома розподільними шинопроводами марки ШРА-4 і ШРА2, так само розподільчим шафою серії ПР85. З'єднання з електроприймачами здійснюється проводами марки АПРТО. З'єднання шинопроводів і розподільної шафи здійснюється кабелями марки АПВГ.
1.2 Відомість електричних навантажень
2. РОЗРАХУНКОВО - ТЕХНІЧНА ЧАСТИНА
2.1 Визначення електричних навантажень від силових споживачів.
Таблиця 2.1 Вихідні дані.
Розраховуємо середньозмінні активну потужність: 
Визначаємо коефіцієнт силовий збирання:
Визначаємо середній коефіцієнт використання:
Визначаємо суму номінальних потужностей електроприймачів: Визначаємо ефективна кількість електроприймачів:
Визначаємо коефіцієнт максимуму:
Визначаємо максимальну активну потужність:
Визначаємо середньозмінні реактивну потужність:
тому що
Визначаємо повну максимальну потужність:
Таблиця 2.2 Розрахункові дані.
2.2 Розрахунок і вибір компенсуючого пристрою
Передача значної кількості реактивної потужності з енергосистеми до споживачів нераціональна з наступних причин: виникають додаткові втрати активної потужності і енергії в усіх елементах системи електропостачання, обумовлені завантаженням їх реактивною потужністю, і додаткові втрати напруги в поживних мережах. Введення джерела реактивної потужності призводить до зниження втрат у період максимуму навантаження в середньому на 0,081 кВт / квар. В даний час ступінь компенсації в період максимуму становить 0,25 квар / кВт, що значно менше економічно доцільною компенсації, рівної 0,6 квар / кВт.
При виборі засобів компенсації реактивної потужності в системах електропостачання промислових підприємств необхідно розрізняти за функціональними ознаками дві групи промислових мереж залежно від складу їх навантажень: перша група - мережі загального призначення (мережі з режимом прямої послідовності основної частоти 50 Гц.), Друга група - мережі зі специфічними нелінійними, несиметричними і різко змінними навантаженнями.
Найбільша сумарна реактивна навантаження підприємства, приймається для визначення потужності компенсує установки дорівнює: Q M 1 = K HC Q P, де K HC - коефіцієнт враховує неспівпадання за часом найбільшою активного навантаження енергосистеми і реактивного навантаження підприємства.
За вхідної реактивної потужності Q Е1 визначають сумарну потужність компенсуючого пристрою підприємства, а за призначенням Q Е2 регульовану частину компенсуючого пристрою.
Сумарну потужність компенсуючого пристрою Q Е1 визначають за балансом реактивної потужності на кордоні електричного поділу підприємства і енергосистеми в період найбільшої активного навантаження енергосистеми: Q K 1 = Q M 1 + Q Е2. Для промислових підприємств з приєднуваної сумарною потужністю трансформаторів менше 750 кВ * А значення потужності компенсуючого пристрою Q Е1 задається енергосистемою і є обов'язковим при виконанні проекту електропостачання підприємства.
За погодженням з енергосистемою, що видала технічні умови на приєднання споживачів, допускається приймати більшу порівняно з Q Е1 сумарну потужність компенсуючого пристрою, якщо це знижує наведені витрати на систему електропостачання підприємства в цілому.
Засобами компенсації реактивної потужності є в мережах загального призначення батареї конденсаторів (нижчого напруги - НБК та вищої напруги - ВБК) і синхронні двигуни в мережах зі специфічними навантаженнями, додатково до зазначених засобів, силові резонансні фільтри (СРФ), симетрувальні і фільтросімметрірующіе пристрої, пристрої динамічної та статичної компенсації реактивної потужності з швидкодіючими системами управління (СТК) та спеціальні швидкодіючі синхронні компенсатори (СРК).
Компенсація реактивної потужності в електричних мережах загального призначення напругою до 1000 В
До мереж напругою до 1000 В. на промислових підприємствах підключається велика частина споживачів реактивної потужності. Коефіцієнт потужності навантаження низької напруги не перевищує 0,8. Мережі напругою 380-660 В електрично більш віддалені від джерел живлення, тому передача реактивної потужності в мережі низького напруги вимагає збільшення перерізів проводів та кабелів, підвищення потужності силових трансформаторів і супроводжується втратами активної і реактивної потужностей. Витрати, обумовлені перерахованими чинниками можна зменшити або навіть усунути, якщо здійснюється компенсація реактивної потужності безпосередньо в мережі низького напруги.
Джерелами реактивної потужності в мережі низького напруги є синхронні двигуни напругою 380-660 В. та конденсаторні батареї. При вирішенні задачі компенсації реактивної потужності потрібно встановити оптимальне співвідношення між джерелами реактивної потужності низької напруги та високої напруги, беручи до уваги втрати електричної енергії на генерацію реактивної потужності джерелами низької напруги та високої напруги, втрати електричної енергії на передачу Q MAX. T з мережі вищої напруги в мережу нижчої напруги та утримання трансформаторної підстанції у разі завантаження їх реактивною потужністю.
Вибір оптимальної потужності нижчої напруги батареї конденсаторів здійснюють одночасно з вибором цехової трансформаторної підстанції. Розрахункову потужність нижчої напруги батареї конденсаторів округлюють до найближчої стандартної потужності комплектних пристроїв, що компенсують. Основні технічні характеристики нерегульованої нижчої напруги батареї конденсаторів наведені в таблиці, а регульовані по струму та напрузі.
Для кожної цехової трансформаторної підстанції розраховують можливість розподілу знайденої потужності ПБК у цеховій мережі. Критерієм доцільності такого рішення є зниження наведених витрат, обумовлене розвантаженням мережі нижчої напруги від реактивної потужності.
Сутність cos φ.
Поточний коефіцієнт потужності в кожен момент часу:
де
Активна і реактивна потужності підприємств змінюються не тільки протягом тривалих проміжків часу (доби, місяців), а й у перебігу однієї виробничої зміни.
Значення коефіцієнта потужності в момент часу t i найбільш точно визначається за фазометра. При відсутності фазометра cos φ визначається одним з таких способів:
1. двома трифазними ваттметром або одним ваттметром з перемикачем, що змінює в деякий момент часу P і Q визначає значення
потім по tg φ знаходиться в таблиці відповідний йому
cos φ i;
2. двома ваттметром вимірюється активна потужність Р 1 і Р 2 і визначається
де Р 1 і Р 2 - свідчення ваттметра для фаз А і С відповідно;
3. амперметром, вольтметром і трифазним ваттметром вимірюють струм, напруга і активна потужність. Потім знаходять
де I, U і Р - відповідно діючі значення струму, напруги та потужності, одночасно визначаються за приладами, А, кВ, кВт.
Оптимальний коефіцієнт потужності cos φ відповідає оптимальному
де Р М, Q Е - активна і реактивна потужності.
Розрахунок і вибір компенсуючого пристрою.
Створення енергосистем і об'єднання їх між собою на величезних територіях стало основним напрямком розвитку електроенергетики світу у 20 столітті. Це обумовлено відмітною особливістю галузі, в якій виробництво і споживання продукції відбуваються практично одночасно. Неможливо накопичення великих кількостей електроенергії, а стійка робота електростанції і мереж забезпечується в дуже вузькому діапазоні основних параметрів режиму. У цих умовах надійне електропостачання від окремих електростанцій вимагає резервування кожній станції, як по потужності, так і по розподільній мережі.
Відомо, що об'єднана робота енергосистем дозволяє зменшити необхідну встановлену потужність в основному за рахунок різночасності настання максимумів електричного навантаження об'єднання, включаючи і поясний зсув у часі, скорочення необхідних резервів потужності внаслідок малої ймовірності одночасної великої аварії в усіх об'єднуваних системах.
Крім того, здешевлюється будівництво електростанцій за рахунок укрупнення їх агрегатів і збільшення дешевої потужності на ГЕС, яка використовується тільки у змінній частині добового графіка електричного навантаження. В об'єднанні може бути забезпечено раціональне використання енергопотужностей і енергоресурсів за рахунок оптимізації режимів завантаження різних типів електростанцій.
Але головною перевагою енергооб'єднання є можливість широкого маневрування потужністю і електроенергією на величезних територіях в залежності від реально створених умов. Додаткове електромережеве будівництво, пов'язане зі створенням енергооб'єднань, не вимагає великих витрат, тому що при їх формуванні використовуються в основному лінії електропередачі, необхідні для видачі потужності електростанцій, а витрати на них з лишком окупаються здешевленням будівництва великої електростанції в порівнянні з кількома станціями меншої потужності. І, отже, тільки об'єднана робота енергосистем дозволяє забезпечити більш економічне, надійне і якісне електропостачання споживачів.
Проте паралельна робота енергосистем на одній частоті вимагає створення відповідних систем управління їх функціонуванням, включаючи і протиаварійне управління, а також координації розвитку енергосистем. Це обумовлено тим, що системні аварії у великому об'єднанні охоплюють величезні території і за сучасної «глибині» електрифікації життя суспільства призводять до важких наслідків і величезним ущербам.
Оскільки електроенергія «не складується», при виникненні дефіциту вона не може бути вільно куплена на світовому ринку і доставлена в будь-яке місце, як і інші продукти й товари. Тому забезпечення надійного і економічного електропостачання вимагає завчасного початку будівництва нових генеруючих джерел та електричних мереж, так як енергетичні об'єкти досить дорогі і трудомісткі. При цьому необхідно забезпечити раціональний склад цих джерел по використовуваних енергоресурсів, їх основним технічним характеристикам; їх регулювальним можливостям у добовому, тижневому і річному розрізі, а також їх розміщення.
Для цього необхідна координація розвитку енергосистем і енергооб'єднань шляхом прогнозування, як на довгострокову, так і на короткострокову перспективу, яка повинна періодично повторюватися. Останнє обумовлено тим, що всі вихідні дані для прогнозування дуже невизначені навіть в умовах планової економіки країни. Очевидно, що в умовах ринкової економіки ця невизначеність багаторазово зростає.
1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА
1.1 Коротка характеристика електрообладнання ТП
Механічний цех машинобудівного заводу призначений для серійного виробництва виробів. Для цієї мети встановлено основне обладнання: обдирні, шліфувальні, анодно-механічні верстати та ін
На стороні 10 кВ трансформатора встановлена осередок КСВ-366, з вимикачем навантаження, трансформатором струму і трансформатором напруги. Так само встановлені шини і ізолятори.
Захист від струмів короткого замикання на стороні 0,4 кВ виконана автоматичними вимикачами серії ВА51Г-25.
Розподільна мережа виконана шинопроводом марки ШМА 73У3, двома розподільними шинопроводами марки ШРА-4 і ШРА2, так само розподільчим шафою серії ПР85. З'єднання з електроприймачами здійснюється проводами марки АПРТО. З'єднання шинопроводів і розподільної шафи здійснюється кабелями марки АПВГ.
| Найменування | Кількість | Pном, кВт | Кі | Cos tg | ПВ,% | Pn, кВт |
| Шліфувальні верстати | 5 | 63 | 0,14 | 0,5 / 1,5 | ||
| Обдирні Верстати типу РТ-341 | 5 | 35 | 0,17 | 0,65 / 0,76 | ||
| Кран мостовий | 1 | 38 | 0,1 | 0,5 / 1,5 | 40 | 60 |
| Обдирні верстати типу РТ-250 | 6 | 28 | 0,17 | 0,65 / 0,76 | ||
| Анодно-механічні верстати типу МЕ-31 | 8 | 17,2 | 0,17 | 0,65 / 0,76 | ||
| Анодно-механічні верстати типу МЕ-12 | 9 | 8 | 0,17 | 0,65 / 0,76 | ||
| Вентилятор витяжний | 1 | 25 | 0,6 | 0,8 / 0,6 | ||
| Вентилятор припливне | 1 | 28 | 0,6 | 0,8 / 0,6 |
2. РОЗРАХУНКОВО - ТЕХНІЧНА ЧАСТИНА
2.1 Визначення електричних навантажень від силових споживачів.
Таблиця 2.1 Вихідні дані.
| Найменування | Кількість | Pном, кВт | Кі | Cos tg | ПВ,% | Pn, кВт |
| Шліфувальні верстати | 5 | 63 | 0,14 | 0,5 / 1,5 | ||
| Обдирні Верстати типу РТ-341 | 5 | 35 | 0,17 | 0,65 / 0,76 | ||
| Кран мостовий | 1 | 38 | 0,1 | 0,5 / 1,5 | 40 | 60 |
| Обдирні верстати типу РТ-250 | 6 | 28 | 0,17 | 0,65 / 0,76 | ||
| Анодно-механічні верстати типу МЕ-31 | 8 | 17,2 | 0,17 | 0,65 / 0,76 | ||
| Анодно-механічні верстати типу МЕ-12 | 9 | 8 | 0,17 | 0,65 / 0,76 | ||
| Вентилятор витяжний | 1 | 25 | 0,6 | 0,8 / 0,6 | ||
| Вентилятор припливне | 1 | 28 | 0,6 | 0,8 / 0,6 |
Визначаємо коефіцієнт силовий збирання:
Визначаємо середній коефіцієнт використання:
Визначаємо суму номінальних потужностей електроприймачів: Визначаємо ефективна кількість електроприймачів:
Визначаємо коефіцієнт максимуму:
Визначаємо максимальну активну потужність:
Визначаємо середньозмінні реактивну потужність:
тому що
Визначаємо повну максимальну потужність:
Таблиця 2.2 Розрахункові дані.
| Найменування | ΣPном, кВт | m | Pсм, квар | Qсм, квар | nе | Kmax | Pmax, кВт | Qmax, квар | Smax, квар |
| Шліфувальні верстати | 315 | - | 44,1 | 66,1 | - | - | - | - | - |
| Обдирні Верстати типу РТ-341 | 175 | - | 30 | 22,8 | - | - | - | - | - |
| Кран мостовий | 38 | - | 19 | 28,5 | - | - | - | - | - |
| Обдирні верстати типу РТ-250 | 168 | - | 28,5 | 21,6 | - | - | - | - | - |
| Анодно-механічні верстати типу МЕ-31 | 137,6 | - | 23,4 | 17,8 | - | - | - | - | - |
| Анодно-механічні верстати типу МЕ-12 | 72 | - | 12,2 | 9,2 | - | - | - | - | - |
| Вентилятор витяжний | 25 | - | 15 | 11,2 | - | - | - | - | - |
| Вентилятор припливне | 28 | - | 17 | 12,7 | - | - | - | - | - |
| Разом: | 959 | 8 | 170 | 190 | 6 | 2,24 | 381 | 209 | 255 |
2.2 Розрахунок і вибір компенсуючого пристрою
Передача значної кількості реактивної потужності з енергосистеми до споживачів нераціональна з наступних причин: виникають додаткові втрати активної потужності і енергії в усіх елементах системи електропостачання, обумовлені завантаженням їх реактивною потужністю, і додаткові втрати напруги в поживних мережах. Введення джерела реактивної потужності призводить до зниження втрат у період максимуму навантаження в середньому на 0,081 кВт / квар. В даний час ступінь компенсації в період максимуму становить 0,25 квар / кВт, що значно менше економічно доцільною компенсації, рівної 0,6 квар / кВт.
При виборі засобів компенсації реактивної потужності в системах електропостачання промислових підприємств необхідно розрізняти за функціональними ознаками дві групи промислових мереж залежно від складу їх навантажень: перша група - мережі загального призначення (мережі з режимом прямої послідовності основної частоти 50 Гц.), Друга група - мережі зі специфічними нелінійними, несиметричними і різко змінними навантаженнями.
Найбільша сумарна реактивна навантаження підприємства, приймається для визначення потужності компенсує установки дорівнює: Q M 1 = K HC Q P, де K HC - коефіцієнт враховує неспівпадання за часом найбільшою активного навантаження енергосистеми і реактивного навантаження підприємства.
За вхідної реактивної потужності Q Е1 визначають сумарну потужність компенсуючого пристрою підприємства, а за призначенням Q Е2 регульовану частину компенсуючого пристрою.
Сумарну потужність компенсуючого пристрою Q Е1 визначають за балансом реактивної потужності на кордоні електричного поділу підприємства і енергосистеми в період найбільшої активного навантаження енергосистеми: Q K 1 = Q M 1 + Q Е2. Для промислових підприємств з приєднуваної сумарною потужністю трансформаторів менше 750 кВ * А значення потужності компенсуючого пристрою Q Е1 задається енергосистемою і є обов'язковим при виконанні проекту електропостачання підприємства.
За погодженням з енергосистемою, що видала технічні умови на приєднання споживачів, допускається приймати більшу порівняно з Q Е1 сумарну потужність компенсуючого пристрою, якщо це знижує наведені витрати на систему електропостачання підприємства в цілому.
Засобами компенсації реактивної потужності є в мережах загального призначення батареї конденсаторів (нижчого напруги - НБК та вищої напруги - ВБК) і синхронні двигуни в мережах зі специфічними навантаженнями, додатково до зазначених засобів, силові резонансні фільтри (СРФ), симетрувальні і фільтросімметрірующіе пристрої, пристрої динамічної та статичної компенсації реактивної потужності з швидкодіючими системами управління (СТК) та спеціальні швидкодіючі синхронні компенсатори (СРК).
Компенсація реактивної потужності в електричних мережах загального призначення напругою до 1000 В
До мереж напругою до 1000 В. на промислових підприємствах підключається велика частина споживачів реактивної потужності. Коефіцієнт потужності навантаження низької напруги не перевищує 0,8. Мережі напругою 380-660 В електрично більш віддалені від джерел живлення, тому передача реактивної потужності в мережі низького напруги вимагає збільшення перерізів проводів та кабелів, підвищення потужності силових трансформаторів і супроводжується втратами активної і реактивної потужностей. Витрати, обумовлені перерахованими чинниками можна зменшити або навіть усунути, якщо здійснюється компенсація реактивної потужності безпосередньо в мережі низького напруги.
Джерелами реактивної потужності в мережі низького напруги є синхронні двигуни напругою 380-660 В. та конденсаторні батареї. При вирішенні задачі компенсації реактивної потужності потрібно встановити оптимальне співвідношення між джерелами реактивної потужності низької напруги та високої напруги, беручи до уваги втрати електричної енергії на генерацію реактивної потужності джерелами низької напруги та високої напруги, втрати електричної енергії на передачу Q MAX. T з мережі вищої напруги в мережу нижчої напруги та утримання трансформаторної підстанції у разі завантаження їх реактивною потужністю.
Вибір оптимальної потужності нижчої напруги батареї конденсаторів здійснюють одночасно з вибором цехової трансформаторної підстанції. Розрахункову потужність нижчої напруги батареї конденсаторів округлюють до найближчої стандартної потужності комплектних пристроїв, що компенсують. Основні технічні характеристики нерегульованої нижчої напруги батареї конденсаторів наведені в таблиці, а регульовані по струму та напрузі.
Для кожної цехової трансформаторної підстанції розраховують можливість розподілу знайденої потужності ПБК у цеховій мережі. Критерієм доцільності такого рішення є зниження наведених витрат, обумовлене розвантаженням мережі нижчої напруги від реактивної потужності.
Сутність cos φ.
Поточний коефіцієнт потужності в кожен момент часу:
де
Активна і реактивна потужності підприємств змінюються не тільки протягом тривалих проміжків часу (доби, місяців), а й у перебігу однієї виробничої зміни.
Значення коефіцієнта потужності в момент часу t i найбільш точно визначається за фазометра. При відсутності фазометра cos φ визначається одним з таких способів:
1. двома трифазними ваттметром або одним ваттметром з перемикачем, що змінює в деякий момент часу P і Q визначає значення
потім по tg φ знаходиться в таблиці відповідний йому
cos φ i;
2. двома ваттметром вимірюється активна потужність Р 1 і Р 2 і визначається
де Р 1 і Р 2 - свідчення ваттметра для фаз А і С відповідно;
3. амперметром, вольтметром і трифазним ваттметром вимірюють струм, напруга і активна потужність. Потім знаходять
де I, U і Р - відповідно діючі значення струму, напруги та потужності, одночасно визначаються за приладами, А, кВ, кВт.
Оптимальний коефіцієнт потужності cos φ відповідає оптимальному
де Р М, Q Е - активна і реактивна потужності.
Розрахунок і вибір компенсуючого пристрою.
2.3 Вибір числа і потужності трансформаторів
Як і синхронні генератори, вони є основним електричним устаткуванням, що забезпечує передачу і розподіл електроенергії від електростанцій до споживачів.
За допомогою трансформаторів здійснюється підвищення напругу до величин (110, 220, 330, 500 кВ.), Необхідних для ліній електропередач енергосистем, а також багаторазове ступеневу зниження напруг до величин, застосовуваних безпосередньо в приймачах електроенергії (10; 0,3; 0,66 ; 0,38; 0,22; 0,127 кВ.).
Для компенсації втрат напруги в електричних мережах підвищувальні трансформатори мають вищу напругу на 10% вище номінальної напруги мережі, а понижуючі трансформатори - низькі напруги на 5-10% вище номінальної напруги мережі. Залежно від числа обмоток трансформатори ділять на двох - і трьохобмотувальні. Кожен трансформатор характеризується номінальними даними: потужністю, струмами первинної і вторинної обмоток, втратами холостого ходу, втратами короткого замикання, напругою короткого замикання і струмом холостого ходу, а також групою з'єднання.
Напругою короткого замикання трансформатора називається напруга, яке необхідно підвести до однієї з обмоток при замкнутої накоротко інший, щоб в останній протікав струм номінальний.
Струмом холостого ходу називається струм, який при номінальній напрузі встановлюється в одній обмотці при розімкнутому інший.
Групою з'єднання називається кутове (кратне 30 °) зміщення векторів між однойменними вторинними і первинними лінійними напругами обмоток трансформатора.
Під номінальною слід розуміти навантаження, яке дорівнює номінальному струму, який трансформатор може нести безупинно протягом усього терміну служби при номінальних температурних умовах. Для всіх трансформаторів в залежності від умов експлуатації визначається резервом трансформаторної потужності, графіком навантаження і температурою навколишнього середовища, можуть бути допущені перевантаження.
У обмотках та в сталі магнітопровода трансформатора, включеного під навантаження виділяється значна кількість теплоти. Щоб підтримувати температуру нагрівання трансформатора в зазначених межах, необхідно протягом терміну експлуатації трансформатора безперервно відводити виділяється в ньому теплоту в навколишній простір, тобто ефективно охолоджувати трансформатор.
З умови
Вибираємо один трансформатор, тобто
Розраховуємо потужність, необхідну для вибору трансформатора:
Припускаємо до установки трансформатор типу ТСЗ - 630/10
Перевіряємо обраний трансформатор за коефіцієнтом завантаження:
Малюнок 2. Схема підключення цехових трансформаторів.
2.4 Вибір схеми і напруги ТП
Для отримання найбільш економічного варіанта електропостачання підприємства в цілому напруга кожної ланки системи електропостачання повинно вибиратися, перш за все, з урахуванням напруги суміжних ланок. Вибір напруг грунтується на порівнянні техніко-економічних показників різних варіантів у випадках, коли:
1) від джерела живлення можна отримувати енергію при двох напругах або більше;
2) при проектуванні електропостачання підприємств доводиться розширювати існуючі підстанції й збільшувати потужність заводських електростанцій;
3) мережі заводських електростанцій пов'язувати з мережами енергосистем.
Підприємство при виборі варіантів слід віддавати варіанту з більш високою напругою навіть при невеликих економічних перевагах (що не перевищують 10-25%) нижчого з порівнюваних напруг.
Для живлення великих і особливо великих підприємств слід застосовувати напругу 110, 150, 220, 330 і 500 кВ. На перших щаблях розподілу енергія на таких великих підприємствах слід застосовувати напруги 1000, 150 і 220 кВ.
Напругу 35 кВ в основному рекомендується використовувати для розподілу енергії на першій ступені середніх підприємств при відсутності значного числа електродвигунів напругою вище 1000 В, а також для часткового розподілу енергії на великих підприємствах, де основна напруга першого ступеня одно 110-220 кВ. Зокрема, напруга 35 кВ можна застосовувати для повного або часткового внутрішньозаводського розподілу електроенергії за наявності:
а) потужних електроприймачів на 35 кВ (сталеплавильних печей, потужних ртутно-випрямних установок тощо);
б) електроприймачів підвищеної напруги, значно віддалених від джерел живлення;
в) підстанцій малої і середньої потужності напругою 35 / 0,4 кВ, включених за схемою «глибокого введення».
Напругу 10 кВ необхідно використовувати для внутрішньозаводського розподілу енергії:
а) на підприємствах з потужними двигунами, що допускають безпосереднє приєднання до мережі 10 кВ;
б) на підприємствах невеликої та середньої потужності при відсутності чи незначному числі двигунів на 6 кВ;
в) на підприємствах, які мають власну електростанцію з напругою генераторів 10 кВ.
Напругу 6 кВ зазвичай застосовують при наявності на підприємстві:
а) значної кількості електроприймачів на 6 кВ;
б) власної електростанції з напругою генераторів 6 кВ.
Системи електропостачання поділяють на систему зовнішнього електропостачання (повітряні лінії від підстанції енергосистеми до головної понизительной підстанції ГПП або розподільчого пункту ЦРП) і систему внутрішнього електропостачання (розподільчої лінії від ГПП або ЦРП до цехових трансформаторних підстанцій).
Схеми зовнішнього або внутрішнього електропостачання виконують з урахуванням особливостей режиму роботи споживачів, можливостей подальшого розширення виробництва, зручності обслуговування і т.д.
У даному курсовому проекті харчування механічного цеху здійснюється кабелем, який з'єднаний з алюмінієвими шинами. Через них здійснюється харчування силового трансформатора, який захищений від струмів короткого замикання автоматичним вимикачем. Магістральна мережа 0,4 кВ виконана магістральним шинопроводом, який запивається від введення 0,4 кВ трансформатора за допомогою блоку «трансформатор-магістраль". Від магістрального шинопровода через кабелі харчуються два розподільних шинопровода, які захищені від струмів короткого замикання і струмів перевантаження автоматичними вимикачами. Розподільна шафа харчується від магістрального, він захищений від струмів короткого замикання і струмів перевантаження автоматичним вимикачем. Електроприймачі живляться через алюмінієві дроти. Вони захищені від струмів короткого замикання і струмів перевантаження автоматичними вимикачами.
2.5 Розрахунок струмів короткого замикання
В електричних установках можуть виникати різні види короткого замикання, що супроводжуються різким збільшенням струму. Тому електричне обладнання, що встановлюється в системах електричного постачання, має бути стійким до струмів короткого замикання і вибиратися з урахуванням величин цих струмів.
Основними причинами виникнень цих коротких замикань в мережі можуть бути: пошкодження ізоляції від частин електричних установок; спрямованої дії обслуговуючого персоналу; перекриття струмоведучих частин установки.
Короткі замикання в мережі може супроводжуватися: припиненням живлення споживачів, приєднаних до точок в яких сталося коротке замикання; порушенням нормальної роботи інших споживачів, підключені до пошкоджених ділянок мережі, внаслідок зменшення напруги на цих ділянках; порушенням нормального режиму роботи енергосистеми.
Для запобігання короткого замикання, зменшення їх наслідків необхідно: усунути причини, що викликають коротке замикання; застосувати швидкодіючі вимикачі; застосувати АРН для швидкого відновлення напруги генераторів; правильно обчислити величини струмів короткого замикання і по ним вибрати необхідну апаратуру, захист і сортувати кошти для обмеження струмів короткого замикання.
У сучасних потужних електроустановках ударні струми короткого замикання досягають дуже великих значень. Виникаючі при цьому механічні зусилля між окремими струмоведучими частинами машин, апаратів та елементів розподільних пристроїв здатні викликати значні пошкодження.
Тому для надійної роботи електричної установки всі її елементи повинні мати достатню динамікою, стійкістю проти цих максимальних механічних зусиль при виникненні ударного струму.
У потужних електричних установках струми короткого замикання досягають більших величин, що електричне обладнання електростанцій і підстанцій, а також перетин кабелів доводиться вибирати не за умов нормального режиму, а з умови забезпечення стійкості їх при короткому замиканні, застосування електрообладнання та кабелів, розраховане на великі струми короткого замикання, приводять до значного збільшення витрат на спорудження електричних установок та їх мереж.
Малюнок 3. Розрахункова схема і схема заміщення.
Визначаємо опір всіх елементів схеми:
Джерело:
Кабельні лінії:
Трансформатор:
Визначаємо струми короткого замикання в заданих точках:
Визначаємо ударні струми в заданих точках:
Визначаємо потужність короткого замикання в заданих точках:
2.6 Розрахунок і вибір розподільчої мережі 0,38 кВ.
2.6.1 Розрахунок і вибір захисної апаратури.
Вибираємо вимикач до розподільного шинопроводи ШРА-1.
Вибираємо вимикач ВА 51-39.
Вибираємо вимикач до розподільного шинопроводи ШРА-2.
Вибираємо вимикач ВА51-39
Вибираємо вимикач до розподільного щита.
Вибираємо вимикач ВА 51 -39
Вибираємо вимикач до розподільного шинопроводи ШРА-2.
Вибираємо вимикач ВА53-41
Вибираємо вимикач до шліфувальних верстатів.
Вибираємо вимикач ВА51Г-25
Вибираємо вимикач до обдирні верстати типу РТ-341.
Вибираємо вимикач ВА51Г-25
Вибираємо вимикач до мостового крану.
Вибираємо вимикач ВА51Г-25
Вибираємо вимикач до обдирні верстати типу РТ-250.
Вибираємо вимикач ВА51Г-25
Вибираємо вимикач до анодно-механічним верстатів типу МЕ-31.
Вибираємо вимикач ВА51Г-25
Вибираємо вимикач до анодно-механічним верстатів типу МЕ-12
Вибираємо вимикач ВА51Г-25
Вибираємо вимикач до витяжного вентилятора.
Вибираємо вимикач ВА51Г-25
Вибираємо вимикач до анодно-механічним верстатів типу МЕ-31.
Вибираємо вимикач ВА51Г-25
2.6.2 Розрахунок і вибір проводів і кабелів.
Вибираємо кабель до розподільного щита.
Вибираємо чотирижильний кабель з алюмінієвими жилами АПВГ-70.
Вибираємо дроти до шліфувальних верстатів.
Вибираємо провід АПРТО перетином 35 мм 2.
Вибираємо дроти до обдирні верстати типу РТ-341.
Вибираємо провід АПРТО перетином 16 мм 2.
Вибираємо дроти до мостового крану.
Вибираємо провід АПРТО перетином 16мм 2.
Вибираємо дроти до обдирні верстати типу РТ-250.
Вибираємо провід АПРТО перетином 10 мм 2.
Вибираємо дроти до анодно-механічним верстатів типу МЕ-31.
Вибираємо провід АПРТО перетином 6 мм 2.
Вибираємо дроти до анодно-механічним МЕ-12.
Вибираємо провід АПРТО перетином 2,5 мм 2.
Вибираємо провід до приточному вентилятору.
Вибираємо провід АПРТО перетином 10 мм 2.
Вибираємо провід до витяжного вентилятора.
Вибираємо провід АПРТО перетином 6 мм 2.
2.6.3 Розрахунок і вибір розподільних шинопроводів.
Вибираємо шинопровід ШРА1.
Розраховуємо середньозмінні активну потужність по формулі 2.3
Визначаємо середній коефіцієнт використання за формулою 2.5
Визначаємо ефективна кількість споживачів
значить n е = 2.
Визначаємо коефіцієнт максимуму.
k max = 3,11. [1., С. 55, таб. 2.15]
Визначаємо максимальну активну потужність по формулі 2.7.
Визначаємо середньозмінні реактивну потужність за формулою 2.8.
тому що п е <10, то
Визначаємо повну максимальну потужність за формулою 2.9.
Визначаємо максимальний струм.
Вибираємо шинопровід марки ШРА-4.
Вибираємо шинопровід ШРА-2.
Розраховуємо середньозмінні активну потужність по формулі 2.3.
Визначаємо середній коефіцієнт використання за формулою 2.5.
Визначаємо ефективна кількість споживачів
Визначаємо коефіцієнт максимуму.
k мах = 3,11 [1., с. 55, таб. 2.15]
Визначаємо максимальну активну потужність по формулі 2.7.
Визначаємо середньозмінні реактивну потужність за формулою 2.8.
тому що п е <10, то
Визначаємо повну максимальну потужність за формулою 2.9.
Визначаємо максимальний струм за формулою 2.38.
Вибираємо шинопровід марки ШРА-4.
Вибираємо розподільний щит РШ.
Розраховуємо середньозмінні активну потужність по формулі 2.3.
Визначаємо середній коефіцієнт використання за формулою 2.5.
т. к. т <3, а k і.ср. <0,2, то п е визначається за формулою
Визначаємо коефіцієнт максимуму
k мах = 3,11. [1., С. 55, таб. 2.15]
Визначаємо середньозмінні реактивну потужність за формулою 2.6.
Визначаємо максимальну активну потужність по формулі 2.7.
тому що п е <10, то
Визначаємо повну максимальну потужність за формулою 2.8.
Визначаємо максимальний струм за формулою 2.38
Вибираємо розподільна шафа ПР 85.
Струм магістральний шинопровід вибирається за сумою максимальних струмів розподільних шинопроводів.
Вибираємо шинопровід марки ШМА 73У3.
2.7 Розрахунок і вибір живильного кабелю
Силові кабелі вибираються за конструктивного виконання, за напругою і з економічної щільності струму, перевіряють на максимальний струм навантаження, на втрату напруги при номінальному і аварійному режимі і на термічну стійкість при короткому замиканні.
Розраховуємо тривалий струм:
Розраховуємо економічно вигідне перетин:
де j ек - максимальна щільність струму А / мм 2 для алюмінієвих кабелів з паперовою ізоляцією. Отримане перетин округляємо до найближчого стандартного за умовою: S розр> S ек, вибираємо S ек ст = 25 мм 2, марка кабелю ААБ-25.
Вибране перетин кабелю перевіряється.
1. На допустиму втрату напруги. При цьому орієнтовно можна вважати, що в даному курсовому проекті вважаються допустимими наступні втрати: лінії напругою 6-10 кВ всередині підприємства - 5%. Необхідно врахувати, що в кабельних лініях при будь-якому перетині жил кабелю - активний опір більше реактивного і останнім можна знехтувати. Тоді вираз спрощується:
значення R = 1,24
де cosφ - значення після компенсації; l - 0,018 х3 =
Отримано значення відповідає нормі.
2. На нагрівання струмами нормального режиму:
де t 0 - початкова температура прокладки кабелю.
t доп - допустима температура нагріву для даного виду кабелю.
I ДОП - тривало допустимий струм для даного виду кабелів.
Вибране перетин кабелю задовольняє умові термічної стійкості на тривалий струм. Вибираємо кабель марки ААБ перерізом 25 мм 2.
2.8. Розрахунок і вибір високовольтного обладнання
Вибираємо трансформатор струму.
Таблиця 2.3 Вибір трансформатора струму.
| Табличні дані | Розрахункові дані |
Вибираємо трансформатор струму типу ТПЛК-10.
Вибираємо трансформатор напруги.
З'ясуємо, яку потужність споживають котушки напруги лічильників активної і реактивної енергії.
Лічильник активних ват годин:
Лічильник реактивний:
Якщо до трансформатора напруги підключаються лічильники, клас точності 0,5. S передбачуваного трансформатора 75 ВХА, клас точності 0,5.
Вибираємо трансформатор напруги типу НОМ-10-66 ТЗ.
На високій стороні ставимо клітинку КСВ-366
| Табличні дані | Розрахункові дані |
Принцип дії вимикача заснований на гасінні електричної дуги, що виникає при розмиканні дугогасильних контактів, потоком газу, що утворюється в результаті впливу високої температури дуги на тверде газогенеруючих речовина.
Вибір шин.
Визначаємо номінальний струм.
Вибираємо шини: 15х3 мм., I ДОП = 165 А.
Релейний захист
На цехових підстанціях зазвичай встановлюють силові трансформатори потужністю до 1000 кВ * А. На них встановлюють максимально-струмовий захист, захист від однофазних замикань на землю на стороні нижчої напруги; газову захист - для трансформаторів внутрішньоцехових підстанцій потужністю від 400 кВ * А і вище.
Зазначені захисту застосовують залежно від типу апаратів, встановлених на стороні вищої напруги: високовольтний вимикач, вимикач навантаження або запобіжники. Застосування останніх значно здешевлює установку і спрощує захист.
Захист запобіжниками і вимикачами навантаження виконують для трансформаторів потужністю до 1000 кВ * А напругою до 10 кВ з запобіжниками ПК на 100 А і потужністю не більше 2500 кв * А напругою 35 кВ з запобіжниками ПК-35Н на 40 А; відключається потужність короткого замикання не повинна перевищувати 200 МВ * А.
Високовольтні запобіжники типу ПК при установці на них відповідних плавких вставок забезпечують захист трансформатора від внутрішніх пошкоджень і міжфазних коротких замиканнях на висновках.
Захист від однофазних замикань на землю здійснюють автоматичним вимикачем з максимальним розщіплювачем, встановленим на стороні нижчої напруги, або трансформатором струму ТТ на нульовому проводі при прямому приєднання трансформатора з глухозаземленою нейтраллю до шинопроводи.
2.10 Вибір захисного заземлення
Заземлення будь-якої частини електроустановки - навмисне з'єднання її з заземлюючим пристроєм з метою збереження в ній низького потенціалу і забезпечення нормальної роботи системи або її елементів у вибраному режимі. Розрізняють три види заземлень: робоче, захисне і заземлення блискавкозахисту.
Робоча заземлення мережі - з'єднання з землею деяких точок мережі з наступною метою: зниження рівня ізоляції елементів електроустановки, ефективний захист мережі розрядниками від атмосферних перенапруг, зниження комутаційних перенапруг, спрощення релейного захисту від однофазних коротких замикань, можливість утримання пошкодженої лінії в роботі.
Ті чи інші перераховані властивості мережі набувають в залежності від способу її заземлення, відповідно, з чим розрізняють:
1. Незаземлені мережі, в яких із землею з'єднуються тільки нейтралі первинних обмотках вимірювальних трансформаторів напруги, опір яких дуже велике;
2. Заземлення через дугогасні реактори, або компенсовані мережі;
3. Ефективно заземлені мережі.
Ізоляція обладнання в ефективно заземлених мережах вибирається по фазному напрузі.
Робоча заземлення здійснюється безпосередньо або через спеціальні апарати: пробивні запобіжники, розрядники і резистори.
Електроустановки змінного струму напругою до 1000 В. допускаються до застосування як з глухозаземленою, так і з ізольованою нейтраллю, а - струму - з глухозаземленою або ізольованою середньою точкою. У чотирипровідних мережах трифазного струму і трьохдротяним мережах - струму обов'язкове глухе заземлення нейтралі або середньої точки.
В електричних установках напругою 110 кВ і вище нейтралі заземлюються наглухо, а нейтралі напругою - 3, 6, 10, 20, 35 кВ не заземлюються або заземлюються через конденсаторні установки.
При заземленні електричних установок особливу увагу необхідно звертати на заземлення металевих корпусів пересувних та переносних електроприймачів, пересувних установок і механізмів.
В електричних установках напругою до 1000 В, з ізольованою від землі нейтраллю, використовуваної для заземлення електричного обладнання, опір заземлювального пристрою не повинно бути більше 4 Ома.
В електричних установках напругою до 1000 В. з глухозаземленою нейтраллю опір заземлюючого пристрою, до яких приєднуються нейтралі генераторів або трансформаторів, повинно бути не більше 2, 4, 8 Ом.
Відхилення електричних установок при однофазних замиканнях на землю може здійснюватися за допомогою захисного відключення, яке виконується як доповнення до заземлення або занулення.
Якщо неможливо виконати заземлення, або занулення, і забезпечити захисне відключення електричної установки, то допускається обслуговування електричного обладнання з ізолюючих площадок. При цьому повинна бути виключена можливість одночасного дотику до незаземлених частинам електричного обладнання та частин будівель чи обладнанню має з'єднання з землею.
У даному курсовому проекті зовнішній контур захисного заземлення виконаний електродами, в кількості 9 штук. Електроди з'єднані між собою в загальний контур смуговий сталевий шиною по периметру. З'єднання внутрішнього контуру з зовнішнім контуром виконується смуговий сталлю на зварюванні, вихід смуги через стіну в азбестоцементної труби. Заземлення електричних приймачів виконується гнучким провідником на зварюванні.
Вибираємо пруткові електроди.
Розраховуємо питомий опір грунту.
Вибираємо грунт - глина,
Вибираємо коефіцієнт підвищеного питомого опору
Визначаємо опір одиночного заземлювача:
Визначаємо опір заземлювального пристрою за умови, що воно є загальним для напруги 6 і 0,4 кВ.
Беремо
Визначаємо кількість електродів:
2.11 Облік і контроль електроенергії
Розрахунковим урахуванням електроенергії називається облік виробленої, а також відпущеної споживачам електроенергії для грошового розрахунку за неї. Лічильники, що встановлюються для розрахункового обліку, називаються розрахунковими лічильниками (класу 2), з класом точності вимірювальних трансформаторів - 0,5.
Технічним (контрольним) обліком електроенергії називається облік для контролю витрат електроенергії електростанцій, підстанцій, підприємств, будівель, квартир тощо Лічильники, що встановлюються для технічного обліку, називаються контрольними лічильниками (класу 2,5) з класом точності вимірювальних трансформаторів - 1.
При визначенні активної енергії необхідно враховувати енергію: вироблену генераторами електростанцій; спожиту на власні потреби електростанцій та підстанцій; видану електростанціями в розподільні мережі; передану в інші енергосистеми або отриману від них; відпущену споживачам і підлягає оплаті.
Крім того, необхідно контролювати дотримання споживачами заданих їм режимів споживання та балансу електроенергії, встановлення питомих норм витрат електроенергії та проведення госпрозрахунку.
Розрахункові лічильники активної електроенергії на підстанції енергосистеми повинні встановлюватися:
1) для кожної лінії, що відходить електропередачі, що належить споживачам;
2) для міжсистемних ліній електропередачі - по два лічильники зі стопорами, що враховують отриману і відпущену електроенергії;
3) на трансформаторах власних потреб;
4) для ліній господарських потреб або сторонніх споживачів (селище тощо), приєднаних до шин власних потреб.
Розрахункові лічильники активної електроенергії на підстанціях споживачів повинні встановлюватися:
1) на введенні (приймальному кінці) лінії електропередачі в підстанцію:
2) на стороні високої напруги трансформаторів при наявності електричного зв'язку з іншого підстанцією енергосистеми;
3) на межі розділу основного споживача і субабонентам.
Контрольні лічильники технічного обліку. Ці лічильники включають у мережу нижчої напруги (до 1000 В), що має ряд переваг:
установка лічильника обходиться дешевше (чим на стороні вищої напруги);
з'являється можливість визначити втрати в трансформаторах і в мережі вищої напруги;
монтаж і експлуатація лічильників значно простіше.
Вимоги, що пред'являються до контрольних лічильників у відношенні класу точності, значно нижче, ніж вимоги, що пред'являються до розрахункових лічильників, оскільки по контрольних лічильників не виробляють грошових розрахунків. Тому контрольні лічильники можуть підключатися до вимірювальних трансформаторів струму класу точності 1.
Допускається установка контрольних лічильників технічного обліку на вводі підприємства, якщо розрахунковий облік з ним ведеться по лічильниках, встановленим на підстанціях енергосистем.
Для вимірювання активної енергії в трифазних мережах при нерівномірному навантаженні застосовують двох-і трьох системні лічильники. У трифазних мережах з нульовим проводом сума струмів окремих фаз не дорівнює нулю і тому двосистемні лічильники непридатні.
У чотирипровідних мережах при нерівномірному навантаженні застосовують трехсістемние лічильники або двосистемні лічильники з трьома струмовими котушками.
Малюнок 5. Схема включення трифазного лічильника типів СА4, СА4У для виміру активної електроенергії в чьотирьох мережі напругою до 1000 В.