1. Введение.

1.1. Перспектива развития электроэнергетики России.

.

В 2005 г. электростанции России произвели 952 млрд. кВтч, в том числе на ТЭС - 627 млрд., ГЭС - 175 млрд. и АЭС - 150 млрд. кВтч. В соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2020 г.», производство электроэнергии по среднему варианту сценариев развития экономики страны должно возрасти по сравнению с 2000 г. на 16% в 2010 г. и на 38% в 2020 г. (Табл. 1). При этом в структуре производства электроэнергии доля ГЭС снизится с 19 до 16%, а АЭС возрастет с 15 до 19%..

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления при умеренном варианте экономического развития страны на электростанциях России до 2020 г. потребуется ввести в действие (с учетом замены и модернизации) 120 млн. кВт генерирующих мощностей, в том числе на гидро- и гидроаккумулирующих электростанциях - 7 млн., на АЭС - 17 млн. и на ТЭС - 96 млн. кВт (из них с парогазовыми и газотурбинными установками - 32 млн. кВт).

Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке. В период 2011-2020 гг. должно быть закончено сооружение Богучанской, Нижне-Бурейской и Вилюйской ГЭС на Дальнем Востоке, Заромагской, Зеленчукских и Черекских на Северном Кавказе. В европейской части страны намечается продолжить сооружение гидроаккумулирующих электростанций.

В атомной энергетике ожидаются вводы новых энергоблоков в европейской части страны (Ростовской, Калининской, Курской АЭС и др.), а также продление проектного срока службы ряда ядерных энергоблоков на 10 лет. Необходимость наращивания мощностей АЭС в европейской части России обусловлена, во-первых, тем, что здесь ТЭС на угле менее экономичны по сравнению с АЭС с энергоблоками 1000 МВт и выше, и, во-вторых, необходимостью сокращения неоправданно высокой доли использования на ТЭС природного газа.

В последующие годы основным направлением станет техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых ТЭС в объеме 4-6 млн. кВт ежегодно. На существующих и новых ТЭС и ТЭЦ будут широко использоваться новые технологии. Для электростанций, работающих на газе, это парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и мелкие газотурбинные установки; работающих на твердом топливе - экологически чистые технологии его сжигания в паротурбинном цикле (котлы с циркулирующим кипящим слоем, сжигание угля в кипящем слое под давлением), а позже - в парогазовых установках с газификацией угля, что позволит повысить кпд электроустановок до 54%. Будет увеличиваться доля независимых производителей электроэнергии тепла за счет строительства ТЭЦ на промышленных предприятиях.

В целом, в соответствии с Энергетической стратегией электроэнергетика в период до 2020 г будет развиваться с учетом следующих приоритетов территориального размещения генерирующих мощностей. В европейской части России максимальное развитие АЭС, модернизация ТЭС на газе с заменой паросиловых турбин парогазовыми и строительство новых угольных ТЭС в районе Урала; в Сибири и на Дальнем Востоке развитие ГЭС, угольных ТЭС, а в отдаленных районах - газовых ТЭС; в малообжитых, труднодоступных районах страны - строительство АЭС малой мощности и мини ГЭС.

В соответствии с Энергетической стратегией суммарный ввод линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. составит около 30 тыс. км. Для повышения надежности снабжения энергодефицитных районов (Северный Кавказ, Дальний Восток и др.) предусматривается:

- усиление межсистемных связей транзит между объединенными энергосистемами (ОЭС Северо-запада, Урала, Средней Волги и СеверногоКавказа);

- развитие электрической связи между ОЭС европейской части России, ОЭС Сибири и ОЭС Востока;

- сооружение между восточной и европейскими частями ЕЭС России линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ, что позволит за счет транспортирования электроэнергии в западном направлении заметно сократить завоз восточных углей для ТЭС.

В целом, российской электроэнергетике на перспективу до 2020 г. свойственны те же тенденции, что и мировой, а именно сохранение состава первичных энергоресурсов при небольшом изменении их структуры, дальнейшее развитие электроэнергетической системы и ее интеграция с энергосистемами стран СНГ и Западной Европы, усиление процесса автономизации электроснабжения.

2. Общая часть.

2.1. Характеристика потребителей электрической энергии и определение категорий электроснабжения.

Около 70 % всей вырабатываемой в нашей стране электрической энергии потребляется промышленными предприятиями. Приёмники электрической энергии промышленных предприятий делятся на 5 групп:

1. Приёмники трех фазного тока напряжением выше 1000В с частотой 50 Гц.

2. Приёмники трех фазного тока напряжением выше 1000В, с частотой ниже 50 Гц.

3. Приёмники одно фазного тока напряжением выше 1000В с частотой 50 Гц.

4. Приёмники, работающие с частотой отличной от 50 Гц питаемой от преобразователя подстанции установок.

5. Приёмники постоянного тока, питаемые от преобразователя подстанции установок.

В настоящее время электроснабжение промышленных предприятий осуществляется переменным током трех фазной сети. Для питания групп приёмников постоянного тока сооружаются преобразовательные подстанции, на которых устанавливаются преобразовательные агрегаты: полупроводниковые выпрямители, ртутные вентили, система двигатель - генератор и механические потребители.

Приёмники электрической энергии классифицируются также по режимам работы:

1)Приёмники, работающие с продолжительной неизменной нагрузкой или мало меняющейся нагрузкой. В этом режиме электрические машины или аппарат может работать продолжительное время, при этом температура отдельных частей машины аппарата достигает установившегося значения, примерами приёмников работ в этом режиме является электродвигатели компрессоров, насосов, вентиляторов, сырьевых и цементных мельниц.

2) Приёмники, работающие в кратковременном режиме. В этом режиме рабочий период машины или аппарата не настолько длителен, чтобы температура отдельных частей машины или аппарата могла бы достигнуть установившегося значения. В период остановки машины или аппарата машина успевает охладиться до температуры окружающей среды. К таким приёмникам относятся вспомогательные механизмы металлорежущих станков и гидравлические затворы.

3) Приёмники, работающие в повторно-кратковременном режиме. В этом режиме кратковременно работающие периоды чередуются с кратковременными периодами отключения. Повторно-кратковременный режим характеризуется относительно продолжительностью включения и длительностью цикла. В повторно-кратковременном режиме электрическая машина или аппарат может работать, с допустимой продолжительностью включения, неограниченное время. К таким приёмникам относятся электродвигатели кранов, сварочные аппараты, двигатели экскаваторов.

4) Приёмники, работающие в перемежающемся режиме, У таких приемников периоды работы под нагрузкой чередуются с периодами холостого хода.

С точки зрения обеспечения надежного и бесперебойного питания приёмники

Делятся на три категории:

1. Потребители первой категории (потребители перерыв в электроснабжении недопустим). Перерыв в электроснабжении приводит к гибели людей, выхода из строя технологического оборудования, массовому браку продукции. К таким потребителям относятся доменные печи, сталеплавильные агрегаты, вращающиеся печи цементных заводов, операционные больниц.

2. Потребители второй категории (относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых приводит к выхода из строя технологического оборудования, массовому браку продукции.). К таким потребителям относятся механическое оборудование на заводах ПСМ: сырьевые мельницы, цементные мельницы.

3. Потребители третьей категории (относятся потребители не подходящие под определение потребителей первой и второй категории: жилые дома, административные здания).

Автоматизированный цех (АЦ) предназначен для выпуска металлоизделий. Он является одним из цехов металлургического завода и имеет два основных участка: штамповочный и высадочный.

На участках установлено штатное оборудование: кузнечнопрессовое, станочное и др.

В цехе предусмотрены помещения: для трансформаторной подстанции, агрегатная, вентиляторная,инструментальная, для бытовых нужд и др.

По надежности и бесперебойности ЭСН оборудование относится к 3 категории.

2.2. Выбор значений питающего напряжении и схем электроснабжения.

Цеховая ТП получает ЭСН от ГПП завода по кабельной линии длиной 1 км, напряжение -1 О кВ. Расстояние от энергосистемы до ГПП- 4 км, линия ЭСН- воздушная.

В перспективе от этой же ТП предусмотрено ЭСН других участков с расчетными мощностями:Рр.доn = 95 кВт, Qp.дon = 130 квар.

На штамповочном участке требуется частое перемещение оборудования. Количество рабочих смен – 2

Грунт в районе АЦ- супесь с температурой +22 °С. Каркас здания цеха смонтирован изблоков-секций длиной 6 м каждый.

Размеры цеха Ах В хН = 48 х 30 х 8 м.Вспомогательные помещения двухэтажные высотой 3,6 м. Мощность электропотребления (Рэn) указана для одного электроприемника.

Все оборудование цеха по потребляемой мощности распределяю по распределительным пунктам данные свожу в таблицу 2.2.1

Таблица 2.2.1

Распределительные пункты		Приведенная нагрузка	Общая нагрузка
№	РП 1
1…6 7…11 12…15 21	Пресс эксцентриковый типа КА-213 Пресс кривошипный типа К-240 Вертикально-сверлильные станки типа 2А 125 Автомат гайковысадочный	15 21 17,5 22	75,5
	РП 2
16,17 18 19 20 23,24 27 28 26 25	Преобразователи сварочные типа ПСО-300 Автомат болтовысадочный Автомат резьбонакатный Станок протяжный Барабаны голтовочные Автомат обрубной Машина шнекомоечная Станок виброголтовочный Барабан виброголтовочный	24 3,4 3,8 8,5 8 3,5 3,5 10 8	100,3
	РП 3
22 29…38 39 40,41 42 43,44 45,46	Автомат гайковысадочный Автоматы гайконарезные Кран-тележка Электроточило наждачное Автомат трехпозиционный высадочный Вибросито Вентиляторы	22 35 2,2 4,4 6 1,6 8	79,2

Для питание цеха выбираю схему электроснабжения.

3-10 кВ, 50 Гц

Q

Т

1SF

шнн 3-0,4 кВ, 50 Гц

6SF

2SF 3SF 4SF 5SF

РП1

РП2

РП3

ШО

Рисунок 2.2.1. Сема электроснабжения автоматизированного цеха.

2.3. Расчет электрических нагрузок.

Расчёт электрических нагрузок веду методом коэффициентом максимума (порядочных диаграмм). Все расчеты сведу в таблицу 2.3.1

Расчет выполним на примере РП-1.

1)Определяем суммарную мощность:

∑Р_н = Р_н *n, кВт (2.3.1)

где Р_н – мощность одного приемника, кВт

n- количество приемников.

∑Р_н =2,5*6=15 кВт – для эксцентрикового пресса типа КА-213;

∑Р_н =4,2*5=21 кВт – для кривошипникого пресса типа К-240;

∑Р_н =3,5*4=17,5 кВт – для вертикально-сверлильного станка типа 2А 125;

∑Р_н =22*1=22 кВт – для гайковысадочного автомата.

2) По таблице 1.5.3 /1. стр 26/ определяем для каждого электроприемника коэффициент использования К_и и коэффициент мощности cos φ.

3) Определяем коэффициент силовой сборки m по формуле:

, (2.3.2)

где Р_наиб – наибольшая из мощностей электроприемников данной группы;

Р_наим – наименьшая из мощностей приемников данной группы.

В данном случае .

4) Определяем активную сменную мощность:

Р_см = ∑Р_н * К_и , (2.3.3)

где ∑Р_н – суммарная мощность одного вида приемников, кВт

К_и - коэффициент использования

Р_см = ∑Р_н * К_и = 15*0,17= 2,25 кВт – для эксцентрикового пресса типа КА-213;

Р_см = ∑Р_н * К_и = 21*0,17 = 3,57 кВт – для кривошипникого пресса типа К-240;

Р_см = ∑Р_н * К_и = 17,5*0,14 = 2,45 кВт – для вертикально-сверлильного станка типа 2А 125;

Р_см = ∑Р_н * К_и =22*0,17=3,74 кВт – для гайковысадочного автомата.

5) Находим реактивную сменную мощность:

Q_см = Р_см * tgφ, квар (2.3.4)

Q_см = 2,25 *1,17= 2,63 квар –– для эксцентрикового пресса типа КА-213;

Q_см = 3,57*1,17 = 4,17 квар - для кривошипникого пресса типа К-240;

Q_см = 2,45*1,73=4,2 квар – для вертикально-сверлильного станка типа 2А 125;

Q_см = 3,74 *1,17= 4,3 квар– для гайковысадочного автомата.

6) Зная реактивную и активную мощности находим полную мощность, среднюю за смену

, кВА (2.3.5)

– для эксцентрикового пресса типа КА-213 ;

– для кривошипникого пресса типа К-240;

– для вертикально-сверлильного станка типа 2А 125;

– для гайковысадочного автомата

7) Определяем максимальную активную мощность для РП-1:

Р_м = К_м * ∑Р_см (2.3.6)

Р_м =1,28 * 12,01 =15,3 кВт,

где ∑Р_см – суммарная активная сменная мощность для данного РП, кВт.

8) Максимальная реактивная мощность:

Q_м = Q_cм * К’_м (2.3.7)

Q_м = 15,3* 1,28 = 15,3 квар,

9) Полная максимальная мощность для РП-1:

(2.3.8)

10) Максимальный рабочий ток для РП:

(2.3.9)

11) Определяю К_{и ср,} cosφ, tgφ:

(2.3.10)

(2.3.11)

(2.3.12)

2.4. Расчет и выбор компенсирующих устройств.

Определяю расчетную мощность Q_к.р компенсирующих устройств по следующий формуле:

Q_к.р = α Р_м (tgφ – tgφ_k) (2.4.1)

где : α- коэффициент, учитывающий повышение cosφ естественным способом, принимается α = 0,9;

tgφ, tgφ_k – коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации.

Компенсацию реактивной мощности пол опыту эксплуатации производит до получения значения cosφ = 0,92…0,95.

Принимаю cosφ = 0,95 и tgφ_к = 0,33.

Q_к.р = 0,9*54,7(1 – 0,33) = 33 квар

Выбираю по таблице 12.1/стр.261/ тип компенсирующего устройства

УК1-2-0,415-20.

Определяю фактические значения cosφ и tgφ после компенсации реактивной мощности.

(2.4.3)

отсюда cosφ_ф =0,89

Определяю реактивную мощность потребителей после примечание компенсирующего устройства:

Qм’ = Qм – Q кст ; (2.4.5)

Qм’ = 54,7 – 20 = 34,7 квар

2.5. Выбор числа и мощности трансформатора.

Определяю мощность потребителей

При выборе числа и мощности трансформатора, учитываются следующие условия :

а) категории потребителей

б) мощность трансформатора должна превышать мощность потребителей

на 40 %

Определяю максимальную нагрузку на шинах НН с учётом компенсирующего устройства :

(2.5.1)

Определяю потери мощности в трансформаторе:

ΔР_Т = 0,02*S_нн ;

ΔР_Т = 0,02*84,6 = 1,7кВт;

ΔQ_Т = 0,1*S_нн ;

ΔQ_Т = 0,1*84,6 = 8,46Ква;

Расчтитываю максимальную нагрузку на шинах ВН :

S_вн = S_{нн +} ΔSт; (2.5.2)

S_вн = 84,6 + 8,43 = 93,2кВА;

По максимальной нагрузке на шинах ВН и требуемому уровню надежности ЭСН (в ремонтом – механическом цехе преобладают категорией 2) принимают трансформаторную подстанцию с одним трансформатором типа ТМ-100/10/0,4

Характеристики трансформатора:

S_ном =100

U_вн = 10

U_нн = 0,4

Р_хх = 330

Р_кз =1970

U_к = 4,5%

I_кз = 2,6%

Определяю коэффициент загрузки трансформатора :

К_з = S_нн /S_т; (2.5.3)

К_з =84,6/100=0,85,

что соответствует рекомендуемым коэффициентом загрузки трансформатора цеховых ТП.

2.6. Выбор аппаратов защиты и распределительных пунктов.

Для выбора аппарата защиты лини НН рассчитываю ток в линии сразу после трансформатора.

(2.6.1)

где Sн - номинальная мощность трансформатора в кВа

Uн.т – номинальное напряжение трансформатора в кВ

Uн.т=0,4 кВ

А.

Рассчитываю номинальный ток автоматического выключателя 1SF.

I_н.а ≥ I_н.р , I_н.р ≥ I_т , (2.6.2)

где I_н.р номинальный ток расцепителя (А)

I_н.а ≥ I_н.р =145А

По таблице А6/1 стр. 184/ выбираю автоматический выключатель типа

ВА 51-35

U = 380 кВ;

I_н,н = 160 А;

I_н,р =160 А;

I_{у (тр)} =1,25*160=200 А

I_{у (эмр)} =10*160=1600 А

I_отк = 12,5 кВ.

По значениям токов Iм для каждого распределительного пункта выбираю автоматический выключатель.

1. Для РП1 (автоматический выключатель 2SF)

I_н.а ≥ I_н.р =33,2 А (2.6.3)

По таблице А6/1 стр. 184/ выбираю автоматический выключатель типа

ВА 51Г-31

U = 380 кВ;

I_н,н = 100 А;

I_н,р =40 А;

I_{у (тр)} =50 А

I_{у (эмр)} =280А

I_отк = 5 А.

2. Для РП2 (автоматический выключатель 3SF)

I_н.а ≥ I_н.р =54,8 А (2.6.4)

По таблице А6/1 стр. 184/ выбираю автоматический выключатель типа

ВА 51Г-31

U = 380 кВ;

I_н,н = 100 А;

I_н,р =63 А;

I_{у (тр)} =85,05 А

I_{у (эмр)} =441А

I_отк = 5 А.

3. Для РП2 (автоматический выключатель 4SF)

I_н.а ≥ I_н.р =27,3 А (2.6.5)

По таблице А6/1 стр. 184/ выбираю автоматический выключатель типа

ВА 51Г-31

U = 380 кВ;

I_н,н = 100 А;

I_н,р =31 А;

I_{у (тр)} =41,85 А

I_{у (эмр)} =217 А

I_отк = 5 А.

По таблице 4.2.3/2 стр. 96/ принимаю распределительное устройства типа

ЩОС4-63-44-УЗ

Uн = 380/220 В;

I_н = 63 А;

I_н,шт =25 А;

I_у,доп =5 кА.

2.7.Выбор аппаратов защиты и распределительных устройств.

Выбираю линии электроснабжения с учетом соответствие аппаратов защиты согласно условию:

I_доп ≥ Кз.щ * Iн.р (2.7.1)

где I_доп – допустимый ток проводника А

Кз.щ – коэфециэнт защиты линии

Iн.р – номинальный ток расцепителя аппарат защиты А

Кз.щ=1,25.

Для РП1:

I_доп ≥ Кз.щ * Iн.р= 1,25*40=50

АВВГ-3 ×16

I=60 А.

Кабель прокладывается в воздухе с пластмассовой изоляцией.

Для РП2:

I_доп ≥ Кз.щ * Iн.р= 1,25*63=78,75

АВВГ-3 ×35

I=90 А.

Кабель прокладывается в воздухе с пластмассовой изоляцией.

Для РП3:

I_доп ≥ Кз.щ * Iн.р= 1,25*31=38,75

АВВГ-3 ×16

I=60 А.

Кабель прокладывается в воздухе с пластмассовой изоляцией.

Для ЩО:

I_доп ≥ Кз.щ * Iн.р= 1,25*63=78,7

АВВГ-3 ×35

I=90 А.

Кабель прокладывается в воздухе с пластмассовой изоляцией.

3.Специальная часть.

3.1.Расчет токов короткого замыкания.

Расчетная схема от цехового трансформатора до вентилятора представлена на рисунке 3.1.1.

L_вн = 10,5 км;

L_кл1 = 20 м (расстояние от шин НН до РП3);

L_кл2 = 28 м (длина линии от РП3 до вентилятора).

L_ш = 1 м

Рядом с автоматами даны их номинальные токи. Расчет токов КЗ производим в трех точках – К1, К2 и К3.

Рисунок 3.1.1 – Расчетная схема(а) и схема замещения(б) для расчета токов КЗ.

Решение:

1) Составляем схему замещения (Рисунок 5-б), и нумеруем точки КЗ в соответствии с расчетной схемой.

2) Вычисляем сопротивления элементов по соответствующим формулам.

Для системы:

(3.1.1)

(3.1.2)

Удельные сопротивления провода (согласно предыдущим расчетам):

x₀ = 0,4 Ом/км; откуда ;

r₀ = 3,33 Ом/км;

Приводим сопротивления к стороне низкого напряжения: (3.1.3) (3.1.4)

Для трансформатора сопротивления находим по таблице 1.9.1 [1] для мощности 630 кВА:

R_т = 5,5 МОм; Х_т = 17,1 МОм; .

Для автоматов в соответствии с номинальным током выключателей по таблице 1.9.3 [1] определяем:

R_1SF = 0,11 МОм; Х_1SF = 0,12 МОм; R_n1SF = 0,2 МОм;

R_SF1 = 0,15 МОм; Х_SF1 = 0,17 МОм; R_nSF1 = 0,4 МОм;

R_SF = 1 МОм; Х_SF = 0,8 МОм; R_nSF = 0,73 МОм.

Для кабельных линий в зависимости от сечения и материала жилы, а также от вида изоляции удельные сопротивления находим по таблице 1.9.5 [1].

Для КЛ1: x₀ = 0,08 МОм/м; r₀ = 0,33 МОм/м;

R_кл1 = r₀*L_кл1 (3.1.5)

R_кл1= 0,11*20 = 2,2 МОм;

Х_кл1 = х₀*L_кл1 (3.1.6) Х_кл1= 0,08*20 = 1,6 МОм;

Для КЛ2: x₀ = 0,09 мОм/м; r₀ = 0,63 мОм/м;

R_кл2 = r₀*L_кл2 (3.1.7)

R_кл2 = 0,63*28 = 17,64 МОм;

Х_кл2 = х₀*L_кл1 (3.1.8)

Х_кл2 = 0,09*28 = 2,52 МОм;

Для ступеней распределения (ШНН и РП3) сопротивления определяем по таблице 1.9.4 [1]:

R_c1 = 15 мОм; R_c2 = 20 мОм.

r₀ = 0,1 Ом/км x₀ = 0,13 Ом/км; откуда

R_ш = r₀*L_ш (3.1.9)

R_ш = 0,1*1 = 0,1 Мом

Х_ш = х₀*L_ш (3.1.10)

Х_ш = 0,13*1 = 0,13 Мом