Электроснабжение на предприятии

Электроснабжение на предприятии

Федеральное агентство по образованию

Российской Федерации

Российский государственный профессионально - педагогический университет

кафедра электрооборудования и автоматизации промышленных предприятий

Курсовой проект

«Электроснабжение и энергосбережение на

предприятии»

Выполнил:

Проверил:

Екатеринбург 2007

В цехе 7 установлено четыре единицы оборудования по 1250 кВт с

Содержание

Введение

1. Содержание проекта

2. Расчет электрических нагрузок отделений и цеха промышленного предприятия

2.1 Метод упорядоченных диаграмм

2.2 Расчет электрических нагрузок низшего напряжения цехов предприятия

2.3 Расчет электрических нагрузок высокого напряжения цехов

3. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

3.1 Общие требования к цеховым трансформаторным подстанциям

3.2 Методика выбора числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

4. Выбор элементов внешнего электроснабжения промышленного предприятия

4.1 Выбор напряжения внешнего электроснабжения

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП, их схем и сечений проводов питающих линий

4.2.1Выбор числа трансформаторов ГПП и схемы на стороне высокого напряжения

4.2.2 Выбор мощности трансформаторов ГПП

4.2.3 Выбор сечений проводов питающей линии

4.2.4 Технико-экономические расчеты

5. Расчет токов короткого замыкания в сетях СЭС ПП

5.1 Основные условия и допущения

5.2 Точки расчета тока короткого замыкания

5.3 Схемы для расчета токов короткого замыкания

5.4 Последовательность расчета токов КЗ

5.5 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанций энергосистемы и на вводе ГПП и ЦТП

6. Выбор схем распределительной сети предприятия

6.1 Расчет питающих линий и выбор напряжения

6.2 Построение схем электроснабжения

6.3 Конструктивное выполнение электрической сети

6.4 Расчет питающих линий

Список литературы

Введение

В системах электроснабжения промышленных предприятий и установок энерго - и ресурсосбережения достигается главным образом уменьшением потерь электроэнергии при ее передаче и преобразовании, а также применение менее материалоемких и более надежных конструкций всех элементов этой системы. Одним из испробованных путей минимизации потерь электроэнергии является компенсация реактивной мощности потребителей при помощи местных источников реактивной мощности, причем важное значение имеет правильный выбор их типа, мощности, местоположения и способа автоматизации.

Главной задачей проектирования предприятий является разработка рационального электроснабжения с учетом новейших достижений науки и техники на основе технико-экономического обоснования решений, при которых обеспечивается оптимальная надежность снабжения потребителей электроэнергией в необходимых размерах, требуемого качества с наименьшим затратами. Реализация данной задачи связана с рассмотрением ряда вопросов, возникающих на различных этапах проектирования. При технико - экономических сравнениях вариантов электроснабжения основными критериями выбора технического решения является его экономическая целесообразность, т.е. решающими факторами должны быть: стоимостные показатели, а именно приведенные затраты, учитывающие единовременные капитальные вложения и расчетные ежегодные издержки производства. Надежность системы электроснабжения в первую очередь определяется схемными и конструктивными построения системы, разумным объемом заложенных в нее резервов, а также надежностью входящего электрооборудования. При проектировании систем электроснабжения необходимо учитывать, что в настоящее время все более широкое распространение находит ввод, позволяющий по возможности максимально приблизить высшее напряжение (35 - 330 кВ) к электроустройствам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации. Основополагающим принципом при проектировании схем электроснабжения является также отказ от "холодного" резерва. Рациональные схемы решения должны обеспечивать ограничение токов короткого замыкания. В необходимых случаях при проектировании систем электроснабжения должна быть предусмотрена компенсация реактивной мощности. Мероприятия по обеспечению качества электроэнергии должны решаться комплексно и базироваться на рациональной технологии и режиме производства, а также на экономических критериях. При выборе оборудования необходимо стремиться к унификации и ориентироваться на применение комплексных устройств (КРУ, КСО и др.) различных напряжений, мощности и назначения, что повышает качество электроустановки, надежность, удобство и безопасность ее обслуживания.

1.Содержание проекта.

Проект должен быть представлен пояснительной запиской и графической частью.

В пояснительную записку входят следующие разделы с поясняющими схемами; графиками и таблицами:

Введение.

Краткая характеристика производства.

Расчет электрических нагрузок отдельных цехов и предприятий в целом. Определение центра электрических я.

Выбор уровня напряжения системы внешнего электроснабжения предприятия, числа и мощность силовых трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП).

Выбор линии электропередачи питающей ГПП.

Выбор и обоснование главной электрической схемы ГПП.

Расчет токов короткого замыкания и выбор высоковольтной аппаратуры ГПП,

Выбор уровня напряжения системы внутреннего электроснабжения предприятия.

Выбор числа и мощности трансформаторов на цеховых трансформаторах подстанциях (ЦТП) с учетом рационального уровня компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения.

Выбор схем внутреннего электроснабжения предприятия. Выбор кабелей и основного оборудования высокого напряжения ЦТП.

Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением ниже 1000 В и выбор низковольтного оборудования одной из ЦТП.

Компенсация реактивной мощности на стороне низкого напряжения ГПП.

Технико-экономические показатели принятой СЭС предприятия.

Заключение.

Список используемых источников.

Приложение (если в этом есть надобность).

Графическая часть выполняется на стандартных листах ватмана формата А1 и содержит следующие чертежи:

1.Генеральный план группы цехов или предприятия, на котором указаны ГПП, ЦТП, высоковольтные и низковольтные распределительные пункты РП, нанесены трассы кабельных линий распределительной сети и линий питающих ГПП, расчетные нагрузки цехов, их удельные плотности и даны условные обозначения.

2.Схемы электроснабжения предприятия с указанием основных электрических элементов. Схема должна включать в себя схемы электрических соединений ГПП, РП и ЦТП.

2. Расчет электрических нагрузок отделений и цеха промышленного предприятия.

2.1 Метод упорядоченных диаграмм.

Этот метод является основным при расчете нагрузок. Применение его возможно, если известны единичные мощности электроприемников, их количество и техническое назначение. Расчет выполняется по узлам питания системы электроснабжения (распределительный пункт, силовой шкаф, питающая линия).

Приемники делятся на характерные технологические группы:

ž                     с переменным графиком нагрузки (группа А - Ки < 0,6);

ž                     с постоянным или малоизменяющимся графиком нагрузки (группа Б - Ки = 0,6).

Определяется номинальная мощность однотипных электроприемников, кВт.

  (2.1)

где  - количество однотипных электроприемников, шт.;

- номинальная активная мощность электроприемника, кВт.

Для каждой технологической группы отделения цеха рассчитывается:

                                                                               (2.2)

                                                                             (2.3)

где Kui - коэффициент использования по [табл. П.1];

 - соответствует характерному для данного электроприемника

коэффициенту нагрузки (cos), принимаемому по [ табл. П.1.];

Рсм.i - средняя активная и Qcм.i реактивная мощность одного электроприемника за наиболее загруженную смену одинакового режима работы.

Средняя активная и реактивная мощность групп (А и Б) электроприемников отделений определяется:

                                                                                 (2.4)

                                                                               (2.5)

Для потребителей с переменной нагрузкой (группа А) расчетную активную нагрузку группы электроприемников отделения следует определять с учетом коэффициента максимума (Км) и средней нагрузки отделения (Рсм.от).

Для потребителей с постоянным графиком нагрузки (группа Б), где

Км = 1 расчетная активная и реактивная нагрузка группы электроприемников равняется средней нагрузке за наиболее загруженную смену.

Расчетная активная мощность электроприемников группы А отделения, кВт:

                                                            (2.6)

где- коэффициент максимума отделения определяется по кривым рис 2.1 в зависимости от приведенного числа электроприемников () и коэффициента использования максимума отделения () группы электроприемников.

Коэффициент максимума характеризует превышение максимальной нагрузки над средней за наиболее загруженную смену.

Определяется средневзвешенный коэффициент использования отделения () электроприемников группы А:

                                        (2.7)

где - суммарная номинальная активная мощность электроприемника группы А, кВт.

                                          (2.8)

где -суммарная среднесменная активная мощность электроприемников группы А, кВт.

                                                      (2.9)

Эффективным (приведенным) числом называют число однообразных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетного максимума , что и группа электроприемников различных по мощности и режиму работ. Так как эффективное число определяют для группы электроприемников, присоеденненых к силовым щитам или распределительному щиту подстанции, то необходимо учитывать показатель силовой сборки - число м, равное отношению номинальной мощности наибольшего электроприемника

( ) к номинальной мощности наименьшего ():

                                                  (2.10)

Число  может быть больше, меньше или равно трем.

Число определяется по следующим показателям: количеству электроприемников п, подключенных к источнику питания; показателю силовой сборки  групповому коэффициенту использования ; номинальной активной мощности  индивидуального электроприемника. Эффективное число электроприемников группы А отделения определяется по формуле:

,                                            (2.11)

где  эффективное число электроприемников группы А отделения.

 При  и  можно определить по более простой формуле:

                                                 (2.12)

Если найденное по этой формуле nэ окажется больше n, следует принимать nэ = n.

При  и -эффективное число электроприемников определяется по табл. 2.1.

Порядок определения эффективного числа электроприемников.

Выбирается наибольший по номинальной мощности электроприемник рассматриваемого узла;

ž                     выбираются наиболее крупные электроприемники, номинальная мощность каждого из которых равна или больше половины мощности наибольшего электроприемника;

ž                     Подсчитывается их число n1, их мощность Рном1, а также суммарная номинальная мощность всех рабочих электроприемников рассматриваемого узла Рном

ž                     Находятся значения;

ž                     по полученным значениям  и  по табл. 2.1 определяется , а затем

По табл. П.2 находится Км отделения и определяется расчетная активная нагрузка группы А отделения.

Расчетная активная мощность электроприемников группы Б определяется, кВт. ,                                                (2.13)

Относительные значения эффективного числа электроприемников  в зависимости от и

Таблица 2.1

Расчетная реактивная нагрузка () группы электроприемников с переменной для отделения и в целом по цеху определяется с учетом приведенного числа электроприемников, кВАр.

при

при

Расчетная реактивная мощность электроприемников группы Б отделения, кВАр.

                                                           (2.14)

После определения нагрузок отделений   находится расчетная нагрузка по цеху.

Средняя активная и реактивная мощность групп электроприемников цеха определяется из:

                                                                   (2.15)

                                                                   (2.16)

где - активная нагрузка групп электроприемников j - го отделения, кВт;

 - реактивная нагрузка групп электроприемников j -го отделения, кВАр;

Расчетная активная нагрузка группы электроприемников цеха с переменным графиком нагрузки определяется по коэффициенту максимума  и средней нагрузки цеха . Расчетная активная и реактивная нагрузка группы электроприемников цеха с постоянным графиком нагрузки равняется средней нагрузке за наиболее загруженную смену цеха.

Расчетная активная мощность электроприемников группы А цеха, кВт.

                                                                     (2.17)

где - коэффициент максимума цеха, определяется в зависимости от приведенного числа электроприемников цеха () и коэффициента использования цеха () электроприемников.

Определяется коэффициент использования цеха  электроприемников группы А.

                                                          (2.18)

Определяется приведенное число электроприемников группы А цеха.

                                                        (2.19)

где - номинальная активная мощность отделения электроприемников, кВт.

По рис. 2.1 находится  цеха и определяется расчетная активная нагрузка цеха  электроприемников группы А.

Расчетная активная мощность электроприемников группы Б цеха, кВт.

                                                                 (2.20)

Расчетная реактивная мощность электроприемников () группы А цеха определяется с учетом приведенного числа электроприемников, кВАр.

при

при

Рис.2.1 Кривая зависимость  от

Расчетная реактивная мощность электроприемников группы Б цеха, кВАр.

                                                       (2.21)

Расчетная активная и реактивная мощность цеха.

                                                   (2.22)

                                                  (2.23)

Результаты расчетов по каждой группе электроприемников отделений и по цеху в целом заносятся в табл. 2.2.

Расчетные нагрузки отделений и цеха в целом определяются с учетом осветительной нагрузки

В настоящее время для освещения основных цехов с высотой более 6 метров и наличии открытых пространств используются газоразрядные лампы типа ДРЛ с коэффициентом нагрузки равным 0.58. Для административных и бытовых помещений применяются люминесцентные лампы с коэффициентом нагрузки 0.95, для освещения мелких помещений используются лампы накаливания с коэффициентом нагрузки равным единице.

Расчетная осветительная нагрузка цеха.

                                               (2.24)

                                             (2.25)

где - удельная расчетная мощность на 1м2 производственной площади цеха, Вт/м2 [П.4];

- площадь отделения, м2;

- коэффициент спроса освещения, выбирается по табл. [1, П.2.];

 - соответствует характерному для данного электроприемника коэффициента нагрузки. Расчетная осветительная нагрузка цеха:

                                                  (2.26)

                                                (2.27)

где- расчетная активная осветительная нагрузка j - го отделения;

- расчетная реактивная осветительная нагрузка j - го отделения;

Результаты расчетов заносятся в табл. 2.2.

Полная расчетная нагрузка цеха определяется суммированием расчетных нагрузок (силовых и осветительных) групп элекгроприемников, с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки .

                     (2.28)

Заготовительное отделение

Группа А

Пример расчета для отрезного станка

Аналогично рассчитываются другие группы ЭП

Результаты расчета приведены в таблице 2.2

Так как m>3 и <0,2, то

По таблице 2.7

По рисунку 2.1

, .

Группа Б

Для потребителей с постоянным графиком нагрузки

Таблица 2.2

2.2 Расчет электрических нагрузок низшего напряжения цехов предприятия.

Расчетные нагрузки цехов определяются по средней мощности с учетом корректирующего коэффициента . Расчетные нагрузки на напряжение ниже 1000 В определяются следующими выражениями.

1. Силовые нагрузки на напряжение 0,4 кВ:

                                                             (2.29)

                                                               (2.30)

где  - установленная мощность силового оборудования цеха, кВт;

 - коэффициент использования;

 - корректирующий коэффициент;

- соответствует характерному для данного цеха коэффициенту мощности нагрузки, принимаем по табл. П.4.

1. Расчетная активная и реактивная осветительные нагрузки:

                                                    (2.13)

                                                    (2.32)

где- удельная осветительная нагрузка Вт/м2;

F - площадь, м2*10-3

- коэффициент спроса для осветительной нагрузки.

Результирующие активная и реактивная расчетные нагрузки цеха с учетом потерь в цеховых трансформаторах:

                                        (2.33)

                                       (2.34)

                                                 (2.35)

                                                   (2.36)

где - активные потери в цеховых трансформаторах, кВт;

- реактивные потери в цеховых трансформаторах, кВАр.

2.3 Расчет электрических нагрузок высокого напряжения цехов.

Высоковольтная нагрузка предприятия  рассчитывается отдельно от низковольтной, поскольку она не питается от ЦТП. Величина корректирующего коэффициента уменьшается при увеличении числа электроприемников. Значение коэффициента для силовой нагрузки напряжением ниже 1000 В приведены в нормах технологического проектирования. Так как на напряжении 6-10 кВ число приемников, как правило , не велико, то для высоковольтной нагрузки корректирующий коэффициент принимается равным единице, расчетная мощность равна средней мощности, причем коэффициенты мощности для синхронных двигателей принимается равным 0,9 и опережающим ( со знаком минус). В курсовом проекте высоковольтных нагрузок немного, их графики хорошо заполнены (Ки > 0.6) и подобны, известен режим работы (определено число рабочих и резервных электроприемников).

2.3.Расчетная активная и реактивная мощность высоковольтного оборудования:

                                                     (2.37)

                                                          (2.38)

где  - число рабочих потребителей,

 - коэффициент использования высоковольтной нагрузки.

Полная расчетная высоковольтная нагрузка:

                                                              (2.39)

Расчет низковольтной и осветительной нагрузок для цеха 8:

Расчет высоковольтной нагрузки цеха 8:

Результаты расчета нагрузок цехов приведены в таблице 2.3

Суммарная расчетная мощность предприятия

Определение расчетных нагрузок цехов предприятия.

Таблица 2.3.

Продолжение таблицы 2.3.

2.4 Выбор центра электрических нагрузок предприятия.

Главная понизительная подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому ее оптимальное размещение на территории предприятия имеет важное значение при построении рациональных систем электроснабжения.

Выбор рационального месторасположения ГПП позволяет снизить потери электроэнергии, сократить протяженность электросетей напряжения 6-10 кВ, и тем самым, уменьшить расход проводникового материала. Для этого следует определить центр электрических нагрузок предприятия.

Центр электрических нагрузок предприятия определяется по расчетным нагрузкам  и их координатам Xj и Yj: При этом, на данном этапе расчета предполагается, что центры электрических нагрузок цехов совпадают с их геометрическими центрами тяжести, т.е. предполагается, что нагрузка в цехах распределена равномерно.

Центр электрических нагрузок (Хц, Уц) предприятия определяется по [3, с.67-68]

                     (2.40)

где  - расчетная нагрузка j - го цеха;

Xj, Yj - координаты расположения j - го цеха на плане предприятия;

 m - число цехов предприятия.

Определение центра реактивных электрических нагрузок выполняется по соотношениям аналогичным (2.40).

В курсовом проекте на генеральном плане промышленного предприятия наносятся картограммы активных нагрузок, питание которых обеспечивается от подстанций энергосистемы или собственных электростанции (ТЭЦ).

Интенсивность распределения электрических нагрузок наиболее просто можно выполнить в виде кругов. В качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки цеха, а радиус круга связывают с расчетной мощностью цеха; значение его находят из условия равенства расчетной мощности площади круга, откуда:

                                                      (2.41)

где R - радиус круга;

М - масштаб для определения площади круга;

Ppj - мощность j - го цеха.

Качественно состав нагрузок цеха можно представить секторами круга, площади которых пропорционально соответствуют высоковольтной (ВВ), низковольтной (ВН) и осветительной (осв.) нагрузкам. В этом случае картограмма дает представление не только о величине нагрузки, но и о ее структуре.

Результаты расчета заносятся в табл.2.4

Центр нагрузок цеха и предприятия является символическим центром потребления электроэнергии цеха (предприятия). Главную понизительную и цеховую подстанции следует располагать в центре или как можно ближе к центру

нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии.

Питание реактивных нагрузок осуществляется от конденсаторных батарей, расположенных в местах потребления реактивной мощности (индуктивного характера), перевозбужденных синхронных двигателей или синхронных компенсаторов, которые, как правило, располагаются вблизи мест потребления реактивной мощности. Неправильный выбор места установки синхронных компенсаторов вызывает перемещение потоков реактивной мощности по элементам системы электроснабжения промышленного предприятия и создает значительные потери электроэнергии.

3. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций.

3.1 Общие требования к цеховым трансформаторным подстанциям.

Для питания цеховых потребителей служит главным образом комплектные трансформаторные подстанции напряжением 6-10 кВ внутренней (КТП) и наружной (КТПН) установки, их электрооборудование и токоведущие части находятся в закрытых оболочках. Подстанции состоят из трех блоков: вводного устройства напряжением 6...10кВ (шкафы ВВ-1, ВВ-2, ВВ-3 и ШВВ-3), силового трансформатора (марки ТМ, ТС3,), распределительного устройства напряжением 0,4 кВ (шкафы КБ-1 ... КБ4, КН-1 ... КН6, КН-17, КН-20, ШНЛ, ШНВ, ШНС). Из этих блоков, поставляемых заводом , собирают подстанцию. Их выполняют как внутрицеховые подстанции, встраиваемые в здание цеха или в пристроенное к нему помещение. Отдельно стоящие подстанции целесообразно при питании от одной подстанции нескольких цехов, во взрывоопасных помещениях, при невозможности размещения их в цехе по технологическим условиям, они наиболее экономичны по капитальным затратам и эксплуатационным расходам.

Наиболее экономичным типом с точки зрения расхода проводникового материала (цветного металла) и потерь электроэнергии в питающих сетях является внутрицеховая трансформаторная подстанция. Располагаются такие подстанции между опорными колоннами, либо около внутренних или наружных стен здания внутри цеха. К недостаткам применяемых внутрицеховых подстанций относится то, что они занимают дефицитную площадь цеха.

Выбор числа и мощности трансформаторной ЦТП обусловлен величиной и характером электрической нагрузки. При выборе числа и мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима их работы, обеспечения резервирования питания электроприемников при отключении одного из трансформаторов, стремиться к однотипности трансформаторов; кроме того должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной нагрузки, передаваемой в сеть напряжения до 1 кВ.

Количество цеховых ТП влияет на затраты распределительных устройств 6-20 кВ, внутризаводские и цеховые электрические сети.

Однотрансформаторные подстанции применяются при наличии централизованного сервера и при взаимном резервировании трансформатора по линиям низшего напряжения соседних ТП для потребителей 2 категории, при наличии в сети 380-660 В небольшого количества (20%) потребителей 1 категории при соответствующем построении схемы, а также для потребителей 3 категории при наличии централизованного резерва.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять:

- при преобладании потребителей 1 категории;

-для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (насосные и компрессорные станции);

- для цехов с высокой удельной плотностью нагрузки (выше 0,5 - 0,7 кВА/м).

Цеховые ТП с числом трансформатора более 2 экономически нецелесообразны и применяются в виде исключения при надлежащем обосновании: если имеются мощные электроприемники, сосредоточенные в одном месте, если нельзя рассредоточить подстанции по условиям технологии или окружающей среды.

Загрузка цеховых трансформаторов зависит от категории надежности электроснабжения электроприемников, от числа трансформаторов и способа резервирования.

Рекомендуется применять следующие коэффициенты загрузки (Кз) по табл. 3.1.

Коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанциях.

Таблица 3.1.

Коэффициенты загрузки в первых двух случаях определены исходя из необходимого взаимного резервирования при выходе из работы одного из трансформаторов с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора, резервирующего аварийный.

Правилами устройства электроустановок (9) допускается перегрузка одного трансформатора до 140% в аварийном режиме продолжительностью до 5 суток, но не более 6 часов в сутки, т.е. при графиках средней плотности.

При выборе схем защиты цеховых трансформаторов предпочтение отдают наиболее простой схеме, обеспечивающей надежную работу трансформаторов.

Для контроля за работой трансформаторов и учета потребленной электроэнергии включаются следующие электроизмерительные приборы: вольтметр, амперметр, и расчетные и контрольные счетчики активной и реактивной энергии через соответствующие измерительные трансформаторы.

Расчетные счетчики устанавливаются:

ž                     на вводе линии в подстанцию предприятия, если нет связи с другой подстанцией энергосистемы или нет другого потребителя на питающем напряжении;

ž                     на высшем напряжении трансформаторов подстанции при наличии связи с другими подстанциями на питающем напряжении или при питании от нее других подстанций;

ž                     на низшем напряжении трансформатора, если он на стороне высшего напряжения присоединен через выключатель нагрузки или разъединитель и плавкие предохранители. Контрольные счетчики обычно включают на низшем напряжении, что дешевле. Класс точности расчетных счетчиков не менее 2.0 при включении через измерительные трансформаторы класса 0.5; контрольных счетчиков не менее 2.5, включаемых через измерительные трансформаторы класса 1.0.

3.2 Методика выбора числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций.

Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП производится на основании следующих исходных данных:

·                    расчетная нагрузка ЦТП за наиболее загруженную смену, кВА.

·                    категория надежности потребителей;

·                    экономическая плотность электрической нагрузки кВА/кв.м;

·                    величина реактивной нагрузки, кВАр;

·                    коэффициент загрузки в нормальном режиме Кз;

·                    коэффициент нагрузки в аварийном режиме Кав;

·                    допустимое число типогабаритов трансформаторов.

Следует иметь в виду, что при нагрузки в цехе меньшей 400 кВА целесообразно решить вопрос о ее объединении с нагрузкой рядом расположенного цеха, в остальных случаях (Рр > 400 кВт) в цехе рационально устанавливать собственное ТП.

Экономически целесообразная мощность трансформатора ТП может быть определена ориентировочно по плотности электрической нагрузки (табл. 3.2).

Экономически целесообразная мощность трансформаторов

Таблица 3.2.

Экономическая плотность электрической нагрузки определяется по расчетной нагрузке цеха за наиболее загруженную смену и по площади цеха [1, с. 102].

 , (3.1)

где - расчетная электрическая нагрузка цеха (или объединённых цехов) ниже 1 к за наиболее загруженную смену, кВА;

 - площадь цеха, в котором установлена ЦТП, кв.м.

Величина рассчитана в предположении равномерного распределения электрических нагрузок по площади цеха. Следует иметь в виду, что при единичной мощности трансформаторов более 1000 кВА они не обладают достаточным токоограничивающим действием и поэтому подключаемую к ним низковольтную аппаратуру нужно проверять на термическую и динамическую стойкость к токам короткого замыкания. По указанной причине иногда приходится ограничивать мощность трансформаторов до 1000 кВА. Применение трансформаторов 1600 и 2500 мВА возможны только по техническим требованиям к условиям (в цехах с наличием приемников большой мощности, например электропечей и электроприемников с частными нагрузки, например, сварочных установок), если это не приводит к значительному увеличению капиталовложений в сетевые узлы.

Выбрав по табл. 3.2 экономически целесообразную мощность трансформатора (ов) определяется необходимое количество таких трансформаторов для питания наибольшей активной нагрузки.

                                                         (3.2)

ž                     где  - расчетная активная нагрузка данной группы трансформаторов за наиболее загруженную смену от низковольтных потребителей, кВт;

ž                      - коэффициент загрузки трансформаторов [табл. 3.1];

ž                      - принятая, исходя из удельной плотности нагрузки, номинальная мощность одного трансформатора, кВА [табл. 3.2];

Экономически оправданная величина реактивной мощности, которую целесообразно передать со стороны 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ без увеличения числа и мощности трансформатора ЦТП определяется, как разница между полной мощностью, передачу которой может обеспечить ЦТП, и обязательной к передаче активной мощностью нагрузки, кВАр.

,                                  (3.3)

где  - наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать в сеть напряжения до 1 кВ через трансформаторы;

 - номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;

Величина  является расчетной, поэтому в общем случае допустимая реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.

Если при том оказывается, что  то на ЦТП компенсацию реактивной мощности выполнять не имеет смысла и, следовательно, реактивная нагрузка ЦТП равна расчетной реактивной нагрузке потребителей стороны низкого напряжения.

В противном случае () требуется установка на стороне низкого напряжения ЦТП дополнительных источников реактивной мощности. Чаще всего для этих целей применяются батареи статистических конденсаторов (БК). Мощность устанавливаемых БК может быть определена из (кВАр).

                                                  (3.4)

 где -наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать в сеть напряжения до 1 кВ через трансформаторы;

  - суммарная расчетная реактивная нагрузка ниже 1 кВ за наиболее загруженную смену.

Если в цехе устанавливается несколько трансформаторов, то единичные мощности БК допускается определять из условия равномерности распределения нагрузки между ними, кВАр.

                                                  (3.5)

По рассчитанному значению  или  определяется величина ближайшей стандартной мощности БК [П.8]

В случае, если установка БК на стороне низкого напряжения ЦТП оказалась целесообразной, необходимо скорректировать величину его реактивной нагрузки, кВАр.

                                            (3.6)

где  - реактивная мощность БК, набранная из стандартных установок.

При известных значениях величин активной  и реактивной  мощностей, определяющих нагрузку трансформатора коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах определяется как:

                                              (3.7)

для двухтрансформаторных ЦТП,

                                             (3.8)

для однотрансформаторных ЦТП коэффициент загрузки в аварийном режиме не определяется.

При определении нагрузки линий электропередач, питающих ЦТП необходимо учитывать потери активной и реактивной мощности в трансформаторах:

                                             (3.9)

                               (3.10)

Нагрузка на стороне высокого напряжения ЦТП определяется из соотношения:

                                               (3.11)

                                               (3.12)

                                         (3.13)

В пояснительной записке к курсовому проекту приводятся подробные расчеты по выбору трансформаторов одного из цехов, а остальные расчеты по выбору трансформаторов сводятся в таблицу 3.3. Суммарные потери активной и реактивной мощности цеховых ТП с учетом и без учета соответствующей нагрузки и нужно привести в виде итоговых данных в колонках 22 ... 25 названной расчетной таблицы.

Пример расчета для ТП 7.

следовательно, необходима компенсация реактивной мощности на стороне 0,4 кВ.

Принимаем трансформатор ТМ-400

 ()

 Таблица 3.3

Продолжение таблицы 3.3

4. Выбор элементов внешнего электроснабжения промышленного предприятия.

4.1. Выбор напряжения внешнего электроснабжения.

Комплекс главных вопросов при проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия, наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рационального напряжения, поскольку его значением определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно - весь технико - экономический расчет.

Выбор напряжения внешнего электроснабжения промышленных предприятий производится путем сравнения величин приведенных затрат, рассматриваемых двух и более вариантов, когда:

1.  Имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях;

2.    Предприятие с большой электрической мощностью нуждается в сооружении или значительном расширении существующих районных подстанций, электростанций или сооружении собственной электростанции;

3. Имеется связь электростанций предприятий с районными сетями. Собственные электростанции сооружаются при значительной удаленности или недостаточной мощности энергосистем или при наличии специальных групп электроприемников, требующей высокой бесперебойности питания. Мощность собственного источника зависит от его назначения и может колебаться в очень широких пределах.

Сооружение заводских электростанций (ТЭЦ) целесообразно на предприятиях со значительным теплопотреблением. В этом случае электроэнергия передается потребителям на генераторном напряжении 6 - 10 кВ, для чего предусматривается генераторное распределительное устройство (ГРУ).

Цеховые ТП и РП присоединяются к линиям 6 -10 кВ к токоограничивающим реакторам. Количество линий 6 - 10 кВ и число токоограничивающих реакторов, присоединенным к шинам ГРУ, зависит от мощности предприятия и других потребителей.

При снижении нагрузки промышленного предприятия (праздничные и выходные дни) избыток мощности генераторов может быть передан через трансформатор связи в сеть энергосистемы для других потребителей.

4.2. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП, их схем и сечений проводов питающих линий.

4.2.1. Выбор числа трансформаторов ГПП и схемы на стороне высокого напряжения.

Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов главных понизительных подстанций (ГПП) промышленных предприятий имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения этих предприятий.

Число трансформаторов определяется требованиями надежности электроснабжения потребителей. С этих позиций наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий достаточный уровень надежности электроснабжения предприятия в целом.

Однотрансформаторные ГПП применяют редко и их можно проектировать в следующих случаях:

-  при возможности осуществления автоматического резервирования от других источников питания потребителей 1 категории, в том числе электроприемников особой группы;

-  при наличии резервного источника для питания всех основных потребителей предприятия при длительною выводе из работы питающей линии или трансформатора ГПП;

 - при возможности быстрой замены или ремонта повременного трансформатора ГПП для восстановления нормальной схемы электроснабжения предприятия.

На ГПП может быть установлено три и более трансформаторов с целью обеспечения надежного электроснабжения всех основных потребителей предприятия. Такое решение принимают:

-  при наличии крупных резкопеременных и ударных нагрузок и необходимости выделения их питания (прокатное производство, кузнечнопрессовые цехи и т.д.);

-    при концентрированных нагрузках, когда двухтрансформаторные ГПП невозможно применить по схемным, либо конструктивным соображениям;

при явных экономических преимуществах выполнения трехтрансформаторных ГПП обусловленных, например, упрощением схемных решений или условиями дальнейшего роста нагрузок и развития ГПП предприятия.

На крупных предприятиях может быть установлена не одна, а несколько ГПП. Такое решение определяется на основе технико-экономических расчетов и его целесообразно рассматривать, как правило, при полной расчетной нагрузку предприятия более 90 ... 100 МВА.

Промышленные предприятия получают электрическую энергию, как правило, от районных понижающих подстанций энергетической системы на напряжении 220, 110, 35 и сравнительно редко 10 или 6 кВ. В схему внешнего электроснабжения входит главная понизительная подстанция или центральный распределительный пункт, воздушные или кабельные линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до предприятия и коммутационные аппараты отходящих линий этой подстанции.

При рассмотрении вариантов внешнего электроснабжения необходимо выбрать схемы на два напряжения, отвечающие требованиям надежности электроснабжения проектируемого предприятия, его технологическим особенностям и условиям окружающей среды. Для каждого варианта рисуются однолинейные электрические схемы, на которых показывается коммутационная аппаратура подстанции энергосистемы, воздушные или кабельные линии электропередач, элементы ГПП или ЦРП, а именно: коммутационная защитная аппаратура на стороне внешнего напряжения, силовые трансформаторы, вводные и секционные выключатели на стороне низшего напряжения. Около каждого элемента схемы указывается его тип со всеми основными номинальными данными, а для разъединителей и выключателей - тип привода.

4.2.2. Выбор мощности трансформаторов ГПП.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП производится на основании полной расчетной мощности предприятия.

                                                                                    (4.4)

где  - реактивная мощность, передаваемая энергосистемой.

Реактивная мощность, передаваемая энергосистемой, определяется по расчетному коэффициенту мощности, устанавливаемому энергосистемой, кВАр.

Qэн = Рр∙tgωэн, (4.5)

где tgω: 0.27 при 35 кВ 0.31при 110 кВ. 0.42 при 220 кВ.

Если после компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ то компенсацию реактивной мощности надо производить и на шинах 6-10 кВ. Мощность трансформатора ГПП определяется по условию.

Sн.т ≥ Sр∙0,7(N-1) (4.6)

где Sн.т - номинальная мощность трансформатора [П.9];

N - количество трансформаторов ГПП.

В аварийном режиме оставшийся в работе трансформатор необходимо проверить на допустимую перегрузку при условии ограничения нагрузки потребителей.

1.4∙Sн.т ≥ S'p.(4.7)

где S'p - расчетная нагрузка предприятия с учетом возможного ограничения потребителей третьей категории.

4.2.3. Выбор сечений проводов питающей линии

Передача электроэнергии от источника Питания до ГПП осуществляется воздушными или кабельными линиями.

Выбор сечений линии осуществляется по расчетному току в нормальном режиме:  (4.8)

где Uh - номинальное напряжение ГПП;

Sp - расчетная мощность ГПП со стороны питающей линии;

N - количество цепей линии;

                                                                (4.9)

ΔРт - активная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВт;

 (4.10)

ΔQт - реактивная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВАр;

 (4.11)

Выбор сечений проводов и кабелей производится по экономической плотности тока:

 (4.12)

где fэк - экономическое сечение проводов [П.7];

Jэк - экономическая плотность тока;

По [П.7] выбирается ближайшее большее стандартное сечение с учетом минимального сечения по условиям короны для данного напряжения и проверяется на нагрев

4.2.4. Технико-экономические расчеты.

В силу того, что величина рационального напряжения, определенного по (4.1) практически всегда отличается от, то к рассмотрению целесообразно принять варианты со значениями номинальных напряжений ближайших большего и меньшего рациональному. Если рациональное напряжение отличается от ближайшего номинального не более чем на 10%, то выполняется технико-экономический расчет только для одного варианта.

При рассмотрении нескольких вариантов электроснабжения выбор рабочего варианта основывается на минимуме приведенных затрат.

З = Ен∙К + И + У(МО), (4.13)

где Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности, принимается равным 0,12;

К - единовременные капитальные вложения, тыс. р.;

И - ежегодные издержки в тыс. р. ;

У(МО) - математическое ожидание от недоотпуска электроэнергии, тыс. р.

Так как ущерб в вариантах одинаков, в технико-экономических расчетах его можно не учитывать.

Капитальные вложения (К) - это основные затраты на строительство новых электроэнергетических объектов, расширение и реконструкция действующих, приобретение электрооборудования, затрат на его доставку и монтаж.

Ежегодные эксплутационные расходы (И) (тыс.р./год.), определяются затратами на потери электроэнергии (И1), на амортизацию (ИА), на текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала (ИЭ):

И = И1 + ИА+ ИЭ, (4.14)

Стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемой сети определяется из:

Ип = Со∙ΔWа, (4.15)

где Со - стоимость электроэнергии (принимаем 0,016 руб/кВт.ч) или задается преподавателем; ΔWа - годовые потери электроэнергии, кВт.ч.;

ΔWа = ΔWтр + ΔWлэп, (4.16)

ΔWтр = N∙ΔPxx∙8760 + (1/N)∙ΔРкз∙(Sрп/Sномт)2∙τа (4.17)

ΔWлэп = N∙Ιр2∙Ro∙L∙ τа∙3∙10-6, (4.18)

τа = (0,124 + Тм/1000)2∙8760, (4.19)

где τа - число часов максимальных потерь, часов;

Тм - число часов использования максимума нагрузки, часов.

Ro - расчетное активное сопротивление 1 км проводника линии Ом/км [П. 7];

L - длина линии, км;

Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь от короны, является увеличение сечения провода воздушной линии. Поэтому при выборе проводов воздушных линий напряжением 35 кВ и выше из условия допустимых потерь на корону следует принимать сечение не ниже: АС=70/4 - для линий напряжением 35 и 110 кВ;

АС - 240/21,6 - для линий 220 кВ;

Ежегодные амортизационные расходы определяются из:

ИА = αа∙К/100, (4.20)

где αа - нормативный коэффициент амортизационных отчислений на оборудование (%) [П. 10];

Издержки на обслуживание оборудования определяются из:

ИЭ = αэ∙К/100 (4.21)

Если рассматриваемые варианты экономически одинаковы (приведенные затраты отличаются менее чем на 5%) то, следует отдать предпочтение варианту с лучшими качественными техническими показателями, т.е. у принятого варианта должно быть:

- более высокое номинальное напряжение сети для учета перспективного развития;

 - меньшее число ступеней трансформации с меньшими потерями электроэнергии и напряжения, более высокое качество электроэнергии и т.д.

Выбираем трансформатор

ТМН – 4000/35

5. Расчет токов короткого замыкания в сетях СЭС ПП.

5.1. Основные условия и допущения.

Основной причиной нарушения нормального режима роботы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазе системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом реальных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не вносят в результаты расчетов существенных погрешностей, а именно:

-    не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;

-  трехфазная сеть считается симметричной;

-  не учитываются токи нагрузки элементов сети;

-  не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;

-    не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

-  не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

-  не учитывают активное сопротивление сети, если выполняется условие где и суммарное активное и реактивное сопротивления элементов систем от источника питания до точки КЗ.

-    при определении тока КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения: подпитку от синхронных двигателей учитывают как в ударном, так и в отключаемом токе КЗ; подпитку от асинхронных двигателей – только в ударном токе КЗ.

5.2. Точки расчета тока короткого замыкания.

В зависимости от мощности источника питания предприятия при расчетах токов КЗ выделяют два характерных случая:

-  КЗ в цепи, питающейся от системы бесконечной мощности:

-  КЗ вблизи генератора ограниченной мощности.

Системой бесконечной мощности условно считают источник, напряжение на шинах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока в подключенной к нему цепи.

Расчетными точками КЗ в данной работе принимаются шины высокого напряжения и шины низкого напряжения ГПП предприятия.

5.3. Схемы для расчета токов короткого замыкания.

Для расчета КЗ составляют расчетную схему системы электроснабжения (рис. 5.1)и на ее основе схему замещения (рис. 5.2). Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы системы внешнего электроснабжения и их параметры, учитываемые при расчетах тока КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все элементы системы внешнего электроснабжения представлены сопротивлениями.

 Все сопротивления подсчитывают в именованных (Ом) или относительных единицах. Для расчета сопротивлений задаются базовыми величинами: напряжением и мощностью.

В качестве базисного напряжения принимают номинальное напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (= 6.3, 10.5, 21, 37, 115, 230 кВ ).

За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или некоторую условную единицу мощности, например 100 или 1000 МВА.

Хс - задается в задании на курсовой проект приведенная к мощности энергосистемы (Sc).

5.4. Последовательность расчета токов КЗ.

-  Выбираются базисные мощность и напряжение;

-  Выполняется расчет сопротивления линии (о.е.);

Хл*=Худ∙L∙(Sб/Uб), (5.1)

- Выполняется расчет сопротивления трансформатора (о.е.):

Хт=(Uk∙Sб)/(100∙Sн), (5. 2)

- Рассчитывается ток короткого замыкания:

Iкз=Iб∙I*nk, (5.3)

Iб = Sб/(), (5.4)

I*nk=Е*с/Х*∑, (5,5)

Е*с =1

 Расчёт токов в точке К1

Расчёт токов в точке К2

;

Системы электроснабжения современных промышленных предприятий характеризуются разветвленной сетью 6-10 кВ с двигательной нагрузкой при расчете ток КЗ в подобных установках токи подпитки от двигателей могут быть значительными и в ряде случаев происходить ток КЗ от системы.

При расчете тока КЗ с учетом двигателей определяются лишь начальные значения периодических составляющих тока КЗ без учета их сдвига по фазе.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ синхронного двигателя без учета его внешнего сопротивления, когда за базисные условия принимаются его номинальный ток и напряжение, рассчитывается по формуле:

Igo=E′′o∙Iн/Х′′d, (5.6)

где X"d - сверхпереходное сопротивление, отн.ед.;

Е′′о - сверхпроводная ЭДС в начальный момент КЗ, отн.ед.;

IН - номинальный ток двигателя.

Величина Е"о определяется с учетом того, что, двигатель работал в номинальном режиме с перевозбуждением.

Е′′о=, (5.7)

где cosF - номинальный коэффициент мощности двигателя в режиме перевозбуждения.

Ударный ток КЗ синхронного двигателя:

iyд = ∙ Куд∙Igo,                                                                               (5.8)

где Куд - ударный коэффициент можно принять равным 1,8.

Ударный ток в точке КЗ вычисляется арифметическим суммированием ударных токов двигателей и ударного тока короткого замыкания.

iуд = ∙ Kyд ∙ Igoi + ∙ Куд ∙Ino,                                                   (5.9)

Расчеты токов короткого замыкания и выбор аппаратуры на напряжение менее 1 кВ подробно описаны в [6].

В сети напряжением до 1000 В на величину тока КЗ весьма существенное влияние оказывает активное сопротивление таких элементов как сборные шины, трансформаторы тока, отключающие токовые катушки автоматов и других аппаратов, а также сопротивление различных контактных соединений.

Так как величины активного сопротивления соизмеримы с реактивным, то расчет токов КЗ в установках до 1000 В производится по полному сопротивлению.

В курсовом проекте расчет токов КЗ ведется для одной наиболее мощной ЦТП и выбирается аппаратура и шины на стороне до 1000 В.

5.5 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанций энергосистемы и на вводе ГПП и ЦТП.

Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам: по номинальному напряжению

Uуст ≤ Uном, (5.10)

по длительному току Iраб.утяж ≤Iном, (5.11)

где Iраб.утяж - рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом режиме.

Iраб.утяж =(1,4∙Sн.т.)/(∙Uном) (5.12)

по номинальному току электродинамической емкости

- симметричному Iпо ≤ Iдин, (5.13)

- асимметричному Iуд.макс =   (5.14)

по номинальному току отключения

- симметричному Inτ≤Iотк.ном (5.15)

Если условие Inτ≤Iотк.ном соблюдается, а Iаτ >IaH0M, то допускается проверка по отключающей способности производить по полному току КЗ: Inτ+Iаτ ≤iOTK/HOM(1 + βH/100)    (5.16)

где βH - процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания. Определяется по зависимости βH = f (τ) (рис. 5.3), здесь τ= tз.мин+tв - время от начала короткого замыкания до отключения выключателя; tз.мин = 0.01 с - минимальное время действия релейной защиты; tв - собственное время отключения выключателя по каталогу;

по номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости).

Bk = Int2 (t3 + tB + ta) ≤Iтер2 , tтер = Вв.доп, (5.17)

Паспортные данные для выключателя Iн, Iдин, Iотк, Iтер, tтep, tв приведены в справочниках [П. 11].

Разделители выбираются по нормальному напряжению (Uc ≤ Uh), нормальному длительному току (Iраб.утяж ≤ Iном), а в режиме короткого замыкания повторяются по электродинамической (Iуд.макс. ≤ Iдин) и термической (Вк < Вк.доп) стойкости. Паспортные данные указанных аппаратов приведены в справочнике.

Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений выбираются ОПН.

Выбор и проверка аппаратуры на 35 кВ:

Выбор выключателя

Iном=43,6 A; Iутяж = Imax=61 A; Iпоск1=2,8 кA; Iуд.к1=7,2 кA

Примем выключатель элегазовый ВГБЭ-35

Uн = 35 кВ; Iн =630 А; Iоткл.ном=12,5 кА; iдин=35 кА; Iтер=25 кА; tтер=3 с; tоткл=0,07 с; tсв=0,04 с.

Проверка по напряжению установки: Uн ≤ Uуст, кВ.

35 = 35кВ

Проверка по длительному току: Iн ≥ Iмах, А

630 > 61 A

Проверка по отключающей способности:

 а)На симметричный ток отключения:

Iоткл.н ≥ Iпτ;

Iпτ= Iпоск1

12,5 > 2,8 кA

б) на возможность отключения апериодической сотавляющей тока к.з.:

ia.ном ≥ iaτ(расч.), кА

ia.ном=Iоткл.н; iaτ(расч.)= ∙ Iпоск1∙

τ = tрз + tсв

где, tрз = 0,01 с – время срабатывания релейной защиты;

 tсв = 0,04 с – собственное время отключения выключателя;

 Та=0,02 с [4,c. 150]

 τ =0.01+0.04=0.05=50 мc.

Βном = 31% [4,c.296]

ia.ном=             

Проверка на электродинамическую стойкость:

iдин≥iудк1 35 > 7,2 кA

Проверка термическую прочность : Iтер∙tтер ≥ Bк,

Iтер∙tтер=25∙3=1875 кА∙с

Тепловой импульс:

Вк=Iпоск1 (tоткл+Та)

Где tоткл = tв = 0,07 с

Вк=2,8∙(0,07+0,02)=0,7кА∙с

1875>0,7 кА∙с

Выключатель удовлетворяет требованиям установки.

Выбор разъединителя:

Принимаем РНД-35/1000 У1

Uн = 35 кВ; Iн = 1000 А; iдин = 63 кА; Iтер = 25 кА; tтер = 4 с.

Проверка:

Uн = Uуст = 35 кВ

Iн ≥ Iмах, А 1000 > 61 A

iдин≥iудк1 ; 80>11.9 кA

Iтер∙tтер=25∙4=2500 кА∙с >Bк=0,7 кА∙с

Разъединитель соответствует требованиям установки.

Выбор выключателя на 10кВ:

Ip = 0.7∙Sнт/(∙Uн) = 0,7∙4000/(∙10) = 162 А;

Imax=1.4∙Ip = 1.4∙162 = 227 A;

Iпок2 = 2,3 кА;

iудк2 = 7 кA;

Принимаем выключатель ВБПЭ-10-1/630 УЗ

Uн = 10 кВ; Iном = 630 А; Iоткл.ном = 10 кА; iдин = 26 кА;

Iтер =10 кА; tтер = 3 с; tв = 0,08 с; tсв=0,06 с.

Проверка по напряжению установки: Uн ≥ Uуст, кВ.

10,5 > 10 кВ

Проверка по длительному току: Iн ≥ Iмах А

630 > 227 A

Проверка по отключающей способности:

Iоткл.н ≥ Iпτ; Iпτ = Iпоск2 = 2,3 кА

10 > 2,3 кA

Проверка на электродинамическую стойкость:

Iдин ≥ iудк1 26 > 7 кA

Проверка на термическую прочность : Iтер∙tтер ≥ Bк, кА∙с

Iтер∙tтер = 10∙3 = 300 кА∙с

Вк = Iпоск1 (tоткл + Та)

Где tоткл=tв=0,08с

Вк = 2,8∙(0,08+0,02) = 0,8 кА∙с

300 > 0,8 кА∙с

Выключатель удовлетворяет требованиям установки.

Рис. 5.3. Кривая зависимости Вн от r

6. Выбор схем распределительной сети предприятия

6.1 Расчет питающих линий и выбор напряжения

Внутризаводское электроснабжение промышленных предприятий и установок осуществляется в основном с помощью электрических сетей напряжением 6, 10, 35, 110, 220 кВ. Основными вопросами при построении рациональных и экономических систем электроснабжения промышленного предприятия являются вопросы выбора схем электроснабжения, а соответственно и выбор напряжений питающих и распределительных сетей.

В питающих и распределительных сетях средних предприятий принимается напряжение 6 -10 кВ.

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок на напряжение 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведены затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

В курсовом проекте дается только техническое обоснование величины напряжения, при этом следует рассмотреть несколько вариантов.

1.Согласно "Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174 - 74" для распределительных сетей следует применять, как правило, напряжение 10 кВ. Это решение однозначно принимается при отсутствии электроприемников на напряжение 6 кВ.

2. При установке на ГПП трансформаторов мощностью 25 МВА и более и наличии нагрузки на напряжение 6 кВ, составляющей 40-60 % общей нагрузки предприятия, наиболее экономичной является схема электроснабжения с использованием трансформаторов с расщепленными вторичными обмотками на 10 и 6 кВ и распределительной сетью на два напряжения. При меньшей доли нагрузки электроприемников на напряжение 6 кВ целесообразно принимать трансформаторы с расщепленными вторичными обмотками на напряжение 10 кВ, а электроприемники напряжением 6 кВ запитывать от групповых или индивидуальных трансформаторов, понижающих напряжение с 10 кВ до 6 кВ.

3.При установке на ГПП трансформаторов мощностью 16 МВА и менее с нерасщепленными обмотками и наличии электроприемников на напряжение 6 кВ практически во всех случаях целесообразно выбирать напряжение 6 кВ, так как иначе в общей стоимости расчетных затрат удельный вес согласующих трансформаторов 10 / 6 кВ будет значительным.

4. Если нагрузка электроприемников на напряжение 6 кВ превышает 60 -70% общей нагрузки предприятия, то целесообразно ограничится одним напряжением 6кВ.

6.2 Построение схем электроснабжения

В курсовом проекте дается только техническое обоснование схем распределительных сетей предприятия. При этом должны удовлетворяться следующие требования строительных норм СН 174 - 74.

1.   Распределение электроэнергии на промышленном предприятии должно выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам в зависимости от территориального расположения нагрузок, величины потребляемой мощности и других характерных особенностей проектируемого предприятия. Предпочтение следует отдавать, как правило, магистральным схемам.

2.   Схемы следует выполнять одно и двухступенчатыми.

3.   Схема должна строится так, чтобы все ее элементы постоянно находились под нагрузкой, а при аварии на одном из них оставшиеся в работе могли принять на себя его нагрузку путем перераспределения ее между собой с учетом допустимой перегрузки.

4.   При построении схем электроснабжения потребителей 1 и 2-й категорий должно производиться глубокое секционирование во всех звеньях схемы.

5.   Схемы распределения электроэнергии на первой ступени от ГПП до РП на напряжение 6, 10 кВ принимаются следующими:

- на крупных энергоемких предприятиях при передаче в одном направлении мощности более 15-20 МВА при напряжении 6 кВ, более 25-35 МВА при напряжении 10 кВ и более 35 МВА при напряжении 35 кВ –магистральные и радиальные схемы, осуществляемые с помощью токопроводов;

- на крупных и средних предприятиях с меньшими потоками мощности - магистральные и радиальные схемы, осуществляется с помощью кабельных линий.

6. магистральные схемы напряжением 6, 10 кВ для питания цеховых трансформаторных подстанций должны применяться:

- при последовательном, линейном расположении подстанций;

- для группы технологических связанных агрегатов.

7.   Число трансформаторов напряжением до 10 кВ, присоединяемых к одной магистрали, следует принимать 2-3 при их мощности 1000 - 2500 кВА и 3-4 при меньших мощностях.

8.   Радиальные схемы следует применять при нагрузке, расположенных в различных направлениях от источника питания. Одноступенчатые радиальные схемы нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок (насосные, компрессорные, преобразовательные подстанции, электрические печи и т.п.). Двухступенчатые радиальные схемы применяют при наличии в цехах большой
группы электроприемников (асинхронные и синхронные двигатели, электрические печи и т.д.) напряжением выше 1000 В. Необходимость сооружения высоковольтных распределительных пунктов в цехах определяются технико-экономическими расчетами. Вопрос о сооружении РП следует рассматривать, как правило, при числе
отходящих линий с обеих секций РП не менее 8.

9.   Схемы трансформаторных подстанций напряжением 6, 10, 0,4 кВ должны проектироваться без сборных шин первичного напряжения.

10. Глухое присоединение цехового трансформатора должно применяться при радиальном питании за исключением случаев: питания от пункта, находящегося в ведении другой эксплуатирующей организации или необходимости установки отключающего аппарата по условиям защиты.

11. Установка коммутационной аппаратуры перед цеховым трансформатором при магистральной схеме питания подстанции обязательна.

В практике проектирования и эксплуатации редко применять схемы внутризаводского распределения электроэнергии, построенные только по радиальному (рис. 6.1) или только магистральному (рис. 6.2) принципу. Сочетание преимуществ радиальных и магистральных схем позволяет создать систему электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

Для каждого варианта составляют расчетную электрическую схему и определяют сечение линий по экономической плотности тока, по допустимой нагрузке в нормальном режиме, с проверкой по длительно допустимому току с учетом перегрузки в аварийном режиме и термической стойкости току короткого замыкания.

Рис.6.1.Радиальнаясхема

          Рис 6.2. Магистральная схема.

6.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок и их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации технологических, транспортных и других коммуникаций, загрязненности фунта на территории предприятия и т.д.

Токопроводы напряжением 6, 10, 35 кВ (жесткие и гибкие) при нормальной окружающей среде прокладываются на открытых опорах, при загрязненной среде или загруженной коммуникациями территории - в закрытых галереях, тоннелях и на железобетонных кронштейнах, укрепляемых на наружной стене производственного здания.

Кабельные линии могут прокладываться в траншеях, блоках, каналах, на кабельных эстакадах и галереях. Прокладка кабелей в блоках допускается; в местах пересечения с железными дорогами; в условиях большой стесненности трассы; в местах, где возможны случаи разлива расплавленного металла и т.п.

Типы кабелей выбираются в зависимости от принятого способа прокладки в соответствии с рекомендациями.

После выбора и расчета схем внутреннего электроснабжения на

А1 – м формате рисуется полная принципиальная электрическая схема предприятия. На схеме показываются все связи ГПП (ЦРП) с высоковольтными РП, ТП и высоковольтными электроприемниками, а также связи ТП с низковольтными РПН.

На схеме указываются тип и длина воздушных и кабельных линий, типы силовых трансформаторов, коммутационной аппаратуры, предохранителей, трансформаторов тока и напряжения, шин распределительных устройств, трансформаторов собственных нужд, конденсаторных установок, комплексных распределительных устройств и измерительных приборов, устанавливаемых на стороне высшего и низшего напряжения главной понизительной подстанции. При этом в обозначении используемого электрооборудования следует указать номинальные данные, например, напряжение, мощность, ток, а также ток электрической стойкости, коэффициент трансформации трансформаторов тока и т.д.

Для пояснительной записки на А4 -м формате рисуется упрощенная схема электроснабжения предприятия (без разъединителей, трансформаторов тока и напряжения). На ней показываются только шины низшего напряжения ГПП, РП, ТП, РПН и высоковольтные электроприемники. Схемы на А4 -м формате используется для пояснения расчетов питающих линий предприятия. На (рис. 6.3) приведен пример упрощенной электрической схемы внутреннего электроснабжения предприятия.

6.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяется по экономической плотности тока и проверяется по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки, потере напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Весь расчет сводится в табл. 6.1.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

,(6.1)

где Sp.к. - мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.

Например, при питании однотрансформаторной цеховой подстанции это расчетная нагрузка трансформатора подстанции, при питании двухтрансформаторной подстанции это расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор, а при питании распределительного устройства 6, 10 кВ это нагрузка, потребляемая одной секцией сборных шин. Для магистральной линии мощность Sp.к. должна определяться для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформаторов, питающих по данному участку магистральной линии.

Сечение кабельной линии, определяемое по экономической плотности тока:

 (6.2)

где Jэ - экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности Тм использования максимума нагрузки.

По результату расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению Fэ. При выборе типа исполнения кабеля должны учитываться условия окружающей среды. Для выбранного кабеля по таблицам из справочников находят длительно допустимый ток.

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле:

 (6.3)

где Кп - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;

Кт - поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель;

Nk - число запараллеленных кабелей в кабельной линии;

 Кпер = 1,25 - коэффициент перегрузки.

Рис. 6.3. Фрагмент упрощенной электрической схемы внутреннего электроснабжения предприятия

Согласно ПУЭ для кабельных линий, прокладываемых по трассам в различных условиях охлаждения, сечения кабелей должны выбираться по участку трассы с худшими условиями охлаждения, если длина его составляет более 10 м. Например, при прокладке кабеля в траншее и кабельном канале цеха коэффициент Кт берется по температуре цеха не ниже + 20 ... 25 градусов.

Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, питающих потребителей 1 и 2 категории. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть 1ав = 11р.к. Допустимая перегрузка в указанном режиме.

,(6.4)

где Кав - коэффициент перегрузки. Потери напряжения в кабельной линии:

ΔU = [(Рр ∙Ro ∙ L + Qp ∙ Хо ∙ L) /Nk ∙ Uп] ∙ 100% < ΔUдоп = 5% , (6 5)

где Рр, Qp - расчетная активная и реактивная нагрузки;

 Ro, Хо - удельные активное и индуктивное сопротивление кабеля.

На этом предварительный расчет кабельных линий для нормального и аварийного режимов заканчивается. Полученные сечения кабелей используются при расчете токов короткого замыкания, после которого определяется сечение кабелей Ft.c. по термической стойкости к токам короткого замыкания и, если выбранное в данном разделе сечение кабеля оказывается меньше Ft.c, to производится его соответствующее уточнение в табл. 6.1.

Для проверки кабеля по термической стойкости определяется тепловой импульс тока короткого замыкания:

Вк =I2ПО∙(toтк. + Та), кВ2∙с

где toтк. - время отключения, вычисляется по формуле:

tотк = tотк.в + tр.з,с (6.7)

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

toтк.в. - полное время отключения выключателя;

tp.з. - время действия релейной зашиты;

Ino - начальное значение периодической составляющей тока КЗ.

Капитальные затраты каждого варианта включает в себя стоимость ячеек РУ с выключателями Кв, устанавливаемые на РУ ГПП, стоимость кабельных линий Кл и стоимость вводных ячеек с выключателями нагрузки Квн, тыс.р.

К=Кв+Кл+Квн, (6-8)

где Кв = n ∙ Кво; Квн = m ∙ Квн,                                                        (6.9)

n, m - количество ячеек РУ с выключателем;

Кво - стоимость одной ячейки РУ с силовым выключателем;

Квн - стоимость одной ячейки РУ с выключателем нагрузки.

Кл = Куд∙L, (6.10)

где Куд - стоимость 1км кабельной линии с принятым сечением, тыс.руб.

L - длина кабельной линии, км (определяется из генплана предприятия).

Эксплутационные расходы Сэ состоят из стоимости потерь электроэнергии в линиях Спл, амортизационных отчислений на ячейки РУ с выключателями Сав и кабельные линии Сал.

Cэ=Спл+Сав+Сал (6-11)

Коэффициент загрузки кабеля в нормальном режиме:

 Кз=Ксн∙Ip/Iдоп (6 12)

где Iдоп - допустимый ток кабелей;

Iр - расчетный ток кабелей;

Кcм - коэффициент снижения токовой нагрузки, принимает равным 0.9; Потери активной мощности в линии при действительной нагрузке:

 ΔР = 3 ∙(0.9 ∙Iдоп)2 ∙Ro∙L ∙10-3 ∙Кз2, кВт∙ч (6.13)

где Ro - удельное активное сопротивление кабелей. Потери энергии в линии составляет, кВт∙ч:

ΔW=ΔP∙τ, (6.14)

где τ - число часов максимальных потерь в целом по предприятию. Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях тыс.р./год.

Спл=Спо∙ΔW, (6.15)

где Спо – 0,016 р/(кВт∙ч) стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии или задается преподавателем. Амортизационные отчисления на выключатели (Сав) и линии (Сал), тыс.р./год.

 Сав = αв ∙Кв; Сал = αл ∙ Кп, (6.16)

где αав и αал удельные амортизационные отчисления соответственно на выключатели и кабельные линии.

Приведенные затраты с учетом внутризаводского электроснабжения, тыс. р./год:

З = 0.12 ∙К + Сэ, (6 .17)

На основании сравнения показателей системы внутризаводского электроснабжения окончательно принимают вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты и удовлетворяющий всем техническим требованиям, местным условиям, перспективному развитию и т.п.

Расчет радиальной схемы питания подстанций ТП 6.1 и ТП 6.2

где, jэ – экономическая плотность тока

Сечение кабеля по термической стойкости Fт.с. к токам к.з.

 Где, -тепловой импульс

tоткл = tзмин + tcв

tзмин=1,2 с-время срабатывания релейной защиты

tсв-собственное время срабатывания выключателя

Принимаем выключатель ВБПЭ-10-1/630

Iном = 630 А; Uном = 10кВ; tсв = 0,06с;

Кво = 6∙100 = 600 т.р.

Tотк = 1,2 + 0,06 = 1,26 с

Вк=2,8∙(1,26 + 0,01) = 9,96 кА∙с

Fтс = ∙1000/94 = 33,5 мм

Линия ГПП-ТП6.1и ГПП6.2

L6.1 = 0,18км; L6.2 = 0,26 км; L = L6.1 + L6.2 = 0,44 км

Принимаем кабель ААШВ (3х35) ; Fст = 35,5 > Fт.с.

Ro = 0,89 Ом/км; Iдоп = 115 А

Куд=1,88∙100=188 т.р/км

Допустимый ток кабеля с учетом его прокладки

I′доп=Kп∙Кт∙Кпер∙Iдоп > Ip/Nk

Где, Кп=0,9- поравочный коэффициент на число параллельно прокладываемый кабель;

Кт=1,14-поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель;

Кпер=1,25-коэффициент перегрузки;

Nк=1-число запараллеленных кабелей в кабельной линии

I′доп = 0,9∙1,14∙1,25∙115=147,5 А

Кл = Куд∙L=188∙0,44= 82,7 т.р.

Потери активной мощности в линии при действительной нагрузке:

ΔР=3∙(0,9∙Iдоп)∙Ro∙L∙10∙(Kз),

где, Кз = Ip/Iдоп = 0,9∙17,7/115 = 0,14-коэффициент загруки кабеля в нормальном режиме.

ΔР=3∙(0,9∙115)∙0,89∙0,44∙10∙(0,14)= 0,25 кВт

Потери энергии в линии:

ΔW = ΔP0∙τ = 0.25∙3410 = 841,1 кВт∙ч

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:

Спл = Спо∙ΔW =1,6∙10∙841,1 = 1,4 т.р.

Капитальные затраты К включают в себя стоимость ячеек РУ с выключателями Кв , устанавливаемые в РУ ГПП , стоимость кабельных линий Кл и стоимость вводных ячеек с выключателями нагрузки Квн:

К = Кв + Кл +Квн,

где, Кв = n∙Кво = 2∙600 = 1200 т. р. - общая стоимость (n = 2) ячеек с выключателями.

Квн = m∙Кво - стоимость ячеек РУ с выключателями нагрузки

 (К вн0 = 1,6*100 = 160 т.р.; m = 0 - для радиальной схемы).

К = 1200 + 82,7 + 0 =1282,7 т.р.

Амортизационные отчисления на выключатели Сав и Сал:

Сав = αв∙Кв; Сал = αл∙Кл

где, αв и αл - удельные амортизационные отчисления соответственно на выключатели и кабельные линии.

Сав = 0,064∙1200 = 76,8 т.р.;

Сал = 0,023∙82,7 = 1,9 т.р.

Эксплуатационные расходы:

Сэ = Спл + Сав + Сал = 1,4 + 76,8 + 1,9 = 80,1 т.р.

Приведенные затраты для радиальной схемы:

Зрад = 0,12∙К + Сэ = 0,12∙1282,7 + 80,1 = 234 т.р.

Расчет магистральной схемы питания ТП 6.1 и ТП 6.2

Мощность, передаваемая через линию L 6.1

Sp6.1 = 2∙321 = 642 кВА

Ip6.1 = 2∙17,7 = 35,4 A

Fэ = 2∙12,6 = 25,2 мм

Вкмаг = I2пок2∙(tоткл + Та)

tоткл = tзмин + tсв + Δt = 1,2 + 0,06 + 0,5 = 1,76 с,

где Δt = 0,5 с – время селективной защиты.

Вкмаг = 2,8∙(1,76+0,01) = 13,87 кА∙с

Fтс.маг = ∙1000/94 = 40 мм

Принимаем кабель ААШВ (3х50)

Куд=211 т.р./км; Ro=0.62 Ом/км; Iдоп=140 А; L6.1=0.26 км

I′доп=Кп∙Кт∙Кпер∙Iдоп=1∙1,14∙1,25∙140=199,5 А

Кл6.1=211∙0,18=38 т.р.

Кз=0,9∙Ip/Iдоп=0,9∙35,4/140=0,23

ΔР6.1=3∙(0,9∙Iдоп)∙Ro∙L∙10∙Kз=3∙(0,9∙140)∙0,62∙0,18∙10∙0,23=0,28 кВт.

Линия ТП 6.1 и ТП 6.2

L = 0.08 км; ААШВ (3х50)

Кл6.2=211∙0,08=16,9 т.р.

Кз=0,9∙17,7/140=0,11

ΔР6.2=3∙(0,9∙140)∙0,62∙0,08∙10∙0,11=0,03 кВт

ΔРмаг= ΔР6.1+ ΔР6.2=0,28+0,03=0,31 кВт

ΔWмаг= ΔРмаг∙τ=0,31∙3410=1057,1 кВт∙ч

Спл=Спо∙ ΔWмаг=1,6∙10∙1057,1=1,7 т.р.

Кл=Кл6.1+Кл6.2=38+16,9=54,9 т.р.

Кв+Квн=n∙Кво+m∙Квно=1∙600+2∙160=920 т.р.

Кмаг=Кл+Кв+Квн=54,9+920=974,9 т.р.

Сав=αв∙( Кв+Квн)=0,064∙920=58,9 т.р.

Сал=αл∙Кл=0,023∙54,9=1,3 т.р.

Сэмаг=Спл+Сав+Сал=1,7+58,9+1,3=61,9 т.р.

Змаг=0,12∙Кмаг+Сэмаг=0,12∙974,9+61,9=178,9 т.р.

Т.к. Змаг<Зрад, то для энергоснабжения ТП 6.1 и ТП 6.2 примем магистральную схему.

 Генеральный план промышленного предприятия

Список литературы

1.  Ермилов А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 208 с.

2.  Козлов В. А. Электроснабжение городов. - П.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-е,1988.

3.  Коновалова Л. Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб. пособие для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

4. Кудрин Б.И., Прокопчик В.В. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. - М.: Высш. шк., 1988.

5.  Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций: Справ, материалы для курсового и дипломного проектирование: Учеб. пособие для вузов - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

6.  Ристхейн Э.М. Электроснабжение промышленных установок: Учеб. для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1991.

7.  Рожкова Л.Д., Козулин Б.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.:
Энергоатомиздат, 1987.

8.  Справочник по проектированию электроснабжения /под ред. Ю.Г. Барыбина и др. - М.:/Энергоатомиздат, 1990.

9.  Федоров А.А., Каменев В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учеб. для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

10. Федоров А.А., Стариков Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

11. Данилов Н.И. Энергосбережение. Екатеринбург, Энерго-Пресс, 1999, 109 с.

12.     Иванов B.C., Соколов В.И. Режимы потребления и качество электроэнергии
и систем электроснабжения промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1987.-336 с.

13.     Качество электроэнергии. Учебное пособие по дисциплине «Электроснабжение», А.А. Алексеев, С.С. Ананичева. - Екатеринбург, УГТУ, 1999.

14.Основы электроснабжения: Учебное пособие по дисциплине «Электроснабжение» А.А. Алексеев, С.С. Ананичева, А.С. Бердин. Екатеринбург: УГТУ, 1999.