Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия

Содержание

Содержание

Ведение

.        Определение расчетных нагрузок ремонтно-механического цеха.

.        Определение категорий потребителей (цехов) на проектируемом заводе.

.        Определение расчетных электрических нагрузок.

.        Выбор номинального напряжения.

.        Построение графиков нагрузок и их анализ.

.        Выбор места расположения главной понизительной подстанции и цеховых трансформаторных подстанций.

.        Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП.

.        Основные положения по выбору единичной мощности трансформаторов цеховых подстанций.

.        Расчет сетей внешнего электроснабжения завода, сеть 110 кВ.

.        Расчет сечения линий распределительной сети напряжением выше 1 кВ.

.        Расчет сечения жил кабелей на напряжение ниже 1 кВ.

.        Выбор схемы электрических соединений ГПП.

Заключение.

Список литературы

Ведение

Системы электроснабжения промышленных предприятий должны обеспечивать следующее:

·      экономичность;

·        надежность электроснабжения;

·        безопасность и удобство эксплуатации;

·        качество электрической энергии;

·        гибкость системы (возможность дальнейшего развития);

·        максимальное приближение источников питания к электроустановкам потребителей.

Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия должен осуществляться на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов.

При создании системы электроснабжения необходимо учитывать категорию приемников электроэнергии. При определении категории следует руководствоваться требованиями ПУЭ. При этом надо избегать необоснованного отнесения электроприемников к более высокой категории. Электроприемники и отделения цехов разной категории рассматриваются как объекты с разными условиями резервирования.

Надежность электроснабжения потребителя обеспечивается требуемой степенью резервирования. Электроприемники первой и второй категорий должны иметь резервные источники питания. Резервирование необходимо для продолжения работы основного производства в послеаварийном режиме. Питание электроприемников третьей категории не требует резервирования.

Схема электроснабжения должна обеспечивать необходимое качество электрической энергии в соответствии с ГОСТ 13109 - 97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». На промышленных предприятиях могут быть установлены электроприемники с резкопеременными графиками нагрузок (приводы прокатных санов, дуговые сталеплавильные печи), однофазные электроприемники (электротермические и сварочные установки, освещение), электроприемники, нарушающие синусоидальность токов и напряжений (преобразователи всех типов, дуговые электрические печи и т. п.). Это приводит к возникновению колебаний напряжения, к нарушению составляющих токов и напряжений. Снижение качества электрической энергии приводит к дополнительным потерям энергии, уменьшает пропускную способность электрических сетей, приводит к сокращению срока службы электрооборудования, электрических машин, конденсаторных установок и т. д.

Качество электрической энергии может быть достигнуто:

·         применением повышенных напряжений в питающих и распределительных сетях и приближением источников питания к электроприемникам (для электроприемников с резкопеременной нагрузкой);

·        уменьшением реактивного сопротивления элементов схемы от источников питания до электроприемников с резкопеременной нагрузкой;

·        включением на параллельную работу вторичных обмоток трансформаторов, питающих резкопеременную нагрузку;

·        применением глубоких вводов напряжением 35 кВ и выше для питания крупных дуговых электропечей, главных электроприводов прокатных санов, преобразовательных установок большой мощности и т. д. или питания таких электроприемников от отдельных линий непосредственно от энергосистемы, ГПП или ПГВ;

·        применением симметрирующих устройств, фильтров высших гармоник, быстродействующих синхронных компенсаторов для выравнивания графиков электрических нагрузок и осуществлением других мероприятий, уменьшающих вредное воздействие электроприемников на системы электроснабжения.

1.      Определение расчетных нагрузок ремонтно-механического цеха

Электроприемники цеха разбиваются на группы:

1.      трехфазного длительного режима (ДР);

2.      трехфазного повторно-кратковременного режима (ПКР);

.        однофазного повторно-кратковременного режима;

.        осветительная нагрузка.

Выбираются виды РУ, шинопроводов, РП, ЩО.

Так как почти все электроприемники цеха относятся ко второй категории надежности, то для их питания выбирается двухтрансформаторная подстанция, с двумя секциями шин. Нагрузки по секциям распределяются, как можно одинаково, так как трансформаторы имеют одинаковую мощность. Предварительно составляют таблицу с техническими данными электроприемников и определяют их категории по надежности электроснабжения (Л - 1 приложение 3, табл. 3.2).

Таблица 1. Технические данные электроприемников цеха.

Наименование и РУ электроприемников
	Рн	п	Рн∑	Ки	COSΨ	tgΨ	Категория надежности электроснабжения
	кВт	шт	кВт
Токарнозаточной станок	5	5	25	0,14	0,5	1,73	2
Винторезный станок	12	4	48	0,14	0,5	1,73	2
Унив.фрезерный станок	9	5	45	0,14	0,5	1,73	2
Точильношлифовальный станок	4,6	5	23	0,14	0,5	1,73	2
Заточной станок	2,4	4	9,6	0,75	0,95	0,33	2
Радиальносверлильный станок	3	5	15	0,14	0,5	1,73	2
Выпрямитель	15	6	90	0,14	0,5	1,73	2
Электропечь шахтная	35	2	70	0,14	0,5	1,73	2
Электропечь сопротивления	70	2	140	0,14	0,5	1,73	2
Станок электроэрозийный	2,9	2	5,8	0,14	0,5	1,73	2
Станок электроэрозийный	7	2	14	0,14	0,5	1,73	2
Станок электроэрозийный	1,2	2	2,4	0,14	0,5	1,73	2
Балансировочная машина	4,5	1	4,5	0,14	0,5	1,73	2
Шкаф сушильный	2,5	1	2,5	0,14	0,5	1,73	2
Намоточный станок	0,8	3	2,4	0,14	0,5	1,73	2
Полуавтомат для намотки катушек	1,7	3	5,1	0,14	0,5	1,73	2
Вентиляторы крышные	7	6	42	0,14	0,5	1,73	2
ЩО	9-11		288	0,85	0,95	0,33	2

После этого составляют сводную ведомость нагрузок по цеху, для чего определяют приведенные мощности электроприемников.

По площади помещения определяют мощность освещения.

 (1.1)

где Pуд - удельная мощность освещения (Вт/м2), S - площадь цеха (из генплана), (м2).

Так как все электроприемники, кроме освещения, являются потребителями с длительным режимом работы, то их приведенные мощности рассчитываются аналогично следующему примеру.

Токарнозаточной станок

Рн = 5 кВт, n = 5 шт., Рн = Рп = 5 кВт,

 (1.2)

Полученные результаты заносят в таблицу 2, колонки 2, 3, 4.

После чего заполняют колонки 5, 6, 7 в таблице 2, выписывая для значения из таблицы 1.

Для отдельных электроприемников определяют среднесменную нагрузку Рсм, Qсм.

Фрезерный станок

 (1.3)

где Ки - коэффициент использования данного электроприемника из таблицы 2.

 (1.4)

Для остальных электроприемников расчет аналогичен. Полученные значения заносят в колонки 9, 10, 11 таблицы 2.

Для РП с различными по мощности электроприемниками, а также для ШМА определяют показатель силовой сборки.

 (1.5)

где Рн.нб. - наибольшая мощность этой сборки, Рн.нм. - наименьшая номинальная мощность сборки.

Для ШРА1

Рн.нб. = 48 кВт, Рн.нм. = 25

Аналогично рассчитывают для других ШМА и РП, результаты подставляют в колонку 8 таблицы 2.

Также для РП и ШМА рассчитывают средние: коэффициент использования Кср.и, коэффициент мощности cosφср., коэффициент реактивной мощности tgφср., а результаты расчетов подставляют в колонки 5, 6, 7 таблицы 2.

Для ШРА1

 (1.7)

где Рсм.∑ - сумма среднесменных мощностей этого ШРА, Рн∑ - сумма номинальных мощностей ШРА.

 (1.8)

где Sсм.∑ - сумма среднесменных полных мощностей.

 (1.9)

где Qсм.∑ - сумма среднесменных реактивных мощностей.

Для РП, ШРА расчет аналогичен.

Далее для РП, ШРА определяют эффективное число электроприемников nэ.

Для ШРА1

n = 9, Рн∑ = 73 кВт, Ки.ср. = 0,14; m < 3.

В соответствии с Л - 1 прил. 3 табл.3.3 при, n > 5, Ки.ср. < 0,2 и m < 3

nэ - не определяется, а Рм = Кз·Рн∑ где Рм - максимальная активная мощность, Кз - коэффициент загрузки (т. к. ДР то Кз = 0,9).

Рм = 0,9 · 73 = 65,7 кВт

Так как nэ - не определяется, то есть

э = n = 9 то К´м = 1,1

где К´м - коэффициент максимума для реактивной мощности.

 (1.10)

где Qм - максимальная реактивная мощность.

 (1.11)

где Sм - максимальная полная мощность.

 (1.12)

где Iм - максимальный ток.

Для щита освещения, так как все электроприемники (люминесцентные лампы) имеют одинаковую мощность, то для него.

При этом Рм = Рсм; Qм = Qсм; Sм = Sсм.

Для РП 3

n = 6 шт.; Рн∑ = 16,4 кВт; Ки.ср. = 0,14; m> 3; n > 5; Ки.ср. < 0,2.

В соответствии с Л - 1 прил. 3, табл. 3.3

 

  (1.13)

Рм = 2.64 · 2,296 = 6,06 кВт

так как nэ <10, К´м = 1,1

Qм = 1,1 · 3,97 = 4,37 кВар

Определяют суммарную мощность шин НН без компенсирующего устройства (КУ).

Все полученные значения сводят в таблицу 2.

2.      Определение категорий потребителей (цехов) на проектируемом заводе

Определяют категории электроприемников на заводе по надежности электроснабжения, а также характер среды внутри цеха. Для чего составляют таблицу 3.

Таблица 3. Характеристика потребителей электроэнергии.

№ цеха на плане	Наименование	Категория электроприемников по надежности электроснабжения	Характеристика производственной среды
1	Аппаратный цех №1	2	Жаркое помещение пыльное
2	Аппаратный цех №2	2	Жаркое помещение пыльное
3	Цех панелей защиты	2	Жаркое помещение пыльное
4	Столовая	3	Нормальное помещение
5	РМЦ	2	Нормальное помещение
6	Административный корпус	2	Нормальное помещение
7	Лабораторный корпус	2	Нормальное помещение
8	Котельная	1	Нормальное помещение
9	Гараж	2	Нормальное помещение
10	Компрессорная станция (0,4 кВ - 6 кВ)	1	Нормальное помещение
11	Проходная	3	Нормальное помещение
12	Кузница	1	Нормальное помещение

3.      Определение расчетных электрических нагрузок

Для нахождения расчетных электрических нагрузок, необходимо знать (используя метод коэффициента спроса) коэффициенты спроса и коэффициенты мощности (средние) для различных видов цехов, для этого составляют таблицу 4. (Л - 1 приложение).

Таблица 4. Значения Кс и cosφ для цехов.

№ цеха на плане	Наименование	cosφ	Кс	tgφ
1	Аппаратный цех №1	1400	0,2	0.5
2	Аппаратный цех №2	1200	0,2	0.5
3	Цех панелей защиты	1100	0,3	0,6	Столовая	320	0,2	0,6
5	РМЦ	386,614	0,35	0,65
6	Административный корпус	320	0,8	0.8
7	Лабораторный корпус	1200	0,5	0,6
8	Котельная	900	0,8	0.8
9	Гараж	100	0,2	0,65
10	Компрессорная	820	0,8	0.9
11	Проходная	40	0,14	0.4
12	Кузница	2200	0,2	0,6

Расчетную активную мощность цеха определяют по формуле:

 (3.1)

где Кс - коэффициент спроса (из табл. 4), Рн - номинальная активная мощность цеха, из задания.

Пример расчета для аппаратного цеха №1

Для других цехов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицу 5.

Расчетные реактивные мощности цехов определяют по формуле:

 (3.2)

где Рр - расчетная активная мощность цеха из таблицы 5, tgφ - средневзвешенный коэффициент мощности из таблицы 4.

Пример расчета для аппаратного цеха №1

Для других цехов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицу 5.

Так как, в настоящем курсовом проекте рассматривается случай, когда в качестве основного освещения используются люминесцентные лампы, а в качестве аварийного, лампы накаливания, то их мощности рассчитываются отдельно.

 (3.5)

где Руд.осв. - удельная мощность осветительных приемников (из табл. 5),

F - площадь пола цеха, определяемая по генплану.

 (3.6)

где Руд.авар. - удельная нагрузка аварийного освещения (из табл. 5).

 (3.7)

 (3.8)

где Кс - коэффициент спроса для освещения (из табл. 5), Рр.осн. - расчетная мощность основного освещения, Рр.ав. - расчетная мощность аварийного освещения.

 (3.9)

где Qр.осв. - расчетная реактивная мощность освещения.

 (3.10)

где Рр.осв. - расчетная суммарная мощность основного и аварийного освещения.

Пример расчета для аппаратного цеха №1

Для ГРЛ tgφ = 0,33.

Для других цехов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицу 5.

Значения полных мощностей по каждому цеху и по заводу определяют по известной формуле.

 (3.11)

где Рр.общ. - сумма расчетных активных мощностей силовой и осветительной нагрузки, Qр.общ. - сумма расчетных реактивных мощностей силовой и осветительной нагрузки.

Пример расчета для апаратного цеха №1

Для других цехов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицу 5.

Для всех потребителей низкой стороны (до 1 кВ).

 (3.12)

где ∑Рр.общ. - сумма расчетных активных мощностей всех цехов (из таблицы 5), ∑Qр.общ. - сумма расчетных реактивных мощностей всех цехов (из таблицы 5).

Определяют потери мощности в трансформаторах 10/0,4 кВ и линиях 0,4 кВ.

 (3.14)

 (3.15)

где ∑∆Р - сумма потерь активной мощности, ∑∆Q - сумма потерь реактивной мощности.

Полные расчетные активные и реактивные мощности предприятия определяют по формулам.

нагрузка напряжение подстанция трансформаторный

 (3.17)

 (3.18)

где ∑Qд.с. - сумма реактивных мощностей синхронных двигателей, отдаваемой в сеть.

Определяют полную расчетную мощность предприятия.

 (3.19)

где Рр.п. - полная активная расчетная мощность предприятия, Qр.п. - полная реактивная расчетная мощность предприятия.

Рассчитанные значения мощностей сводят в таблицу 5.

Таблица 5.

№ п/п	Наименование цеха	Силовые нагрузки						Осветительная нагрузка								Силовая и осветительная нагрузка
	Потребители 0,4 кВ	Рн, кВт	Кс	cosφ	tgφ	Рр, кВт	Qр, квар	F, м2	Руд.осв, кВт	Руд.авар, кВт	Рн.осв.ос, кВт	Рн.осв.ав, кВт	Кс	Рр.осв,кВт	Qр.осв,квар	Рр+Рр.осв,кВт	Qр+Qр.осв,квар	Sр, кВА
1	Аппаратный цех №1	1400	0,2	0.5	1,73	280	484,4	11110	0,011	0,00066	122,21	6,1105	0,95	121,90448	30,1713576	401,904475	514,5713576	652,9249
2	Аппаратный цех №2	1200	0,2	0.5	1,73	240	415,2	14157	0.011	0,00066	155,7	7,785	0,95	155,31075	38,4394106	395,31075	453,6394106	601,7136
3	Цех панелей защиты	1100	0,3	0,6	1,33	330	438,9	26957	0.011	0,00066	296,5	14,825	0,95	295,75875	73,2002906	625,75875	512,1002906	808,5918
4	Столовая	320	0,2	0,6	1,33	64	85,12	3697	0,008	0,0008	29,576	1,4788	0,95	29,50206	7,30175985	93,50206	92,42175985	131,4702
5	РМЦ	386,614	0,35	0,65	1,17	135,3149	158,3184	32000	0.011	0,00066	352	17,6	0,95	351,12	86,9022	486,4349	245,220633	544,7495
6	Административный корпус	320	0,8	0.8	0,75	256	192	6740	0,015	0,0015	101,1	5,055	0,7	74,3085	18,3913538	330,3085	210,3913538	391,6226
7	Лабораторный корпус	1200	0,5	0,6	1,33	600	798	4874	0,015	0,0015	73,11	3,6555	0,7	53,73585	13,2996229	653,73585	811,2996229	1041,911
8	Котельная	900	0,8	0.8	0,75	720	540	4450	0,008	0,0008	35,6	1,78	0,85	31,773	7,8638175	751,773	547,8638175	930,2244
9	Гараж	100	0,2	0,65	1,17	20	23,4	12442	0,005	0,00028	62,21	3,1105	0,6	39,1923	9,70009425	59,1923	33,10009425	67,81847
10	Компрессорная	820	0,8	0.9	0,48	656	314,88	5755	0,008	0,0008	46,04	2,302	0,85	41,0907	10,1699483	697,0907	325,0499483	769,1508
11	Проходная	40	0,14	0.4	2,29	5,6	12,824	1232	0,012	0,0012	14,784	0,7392	0,85	13,19472	3,2656932	18,79472	16,0896932	24,74105
12	Кузница	2200	0,2	0,6	1,33	440	585,2	12128	0,012	0,0012	145,536	7,2768	91,68768	22,6927008	531,68768	607,8927008	807,6047
	Территория							552000	0,00012	0,00002	66,24	3,312	1	69,552	17,21412	69,552	17,21412	71,65059
	Всего по 0,4 кВ	9986,614				3746,915	4048,242				1500,606	75,0303		1368,1308	338,612369	5115,045685	4386,854802	6738,56
	Потребители 6 кВ
10	Компрессорная станция 6 кВ	2020	0,75	-0,9	-0,48	1515	-727,2									1515	-727,2	1680,489
	Потери в линиях и тр-рах
	∑∆Р,∑∆Q															202,1567923	673,8559743
	Нагрузка предприятия															6832,202477	4333,510777	8090,631

4.      Выбор номинального напряжения

Рациональное напряжение можно определить аналитическим путем с помощью эмпирической формулы Илларионова.

 (4.1)

где l - длина линии электропередач, питающей ГПП, Р - активная мощность предприятия.

Принимают стандартное напряжение Uн = 110 кВ, следовательно, на подстанции устанавливаются трансформаторы 110/10 кВ (ГПП). Кроме того, в задание указано напряжение питания высокой стороны 110 кВ и оно совпадает с расчетным напряжением.

5.      Построение графиков нагрузок и их анализ

Типовой график нагрузки выбирают из (Л - 2 стр. 46 прил. А рис. А.1.)

Рисунок 1. Зимние суточные графики активной и реактивной нагрузки.

На основании зимнего графика строится летний суточный график нагрузки (рис. 2).

Рисунок 2. Летние суточные графики активной и реактивной нагрузки.

Составляют таблицы для зимнего и летнего периода. Рассчитывают постоянные потери активной мощности на СН.

 (5.1)

где Рмакс.расч.СН. - максимальная расчетная мощность собственных нужд подстанции (ГПП).

 (5.2)

где Рмакс.расч. - максимальная активная мощность предприятия (зимний и летний периоды).

Рассчитывают переменные потери активной мощности.

 (5.3)

где Рмакс.расч.СН.t. - переменная максимальная активная мощность собственных нужд ГПП.

 (5.4)

где Ршt - переменная активная мощность предприятия для каждого часа.

Расчет за первый час.

Для остальных часов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицы 6 и 5, зимний и летний графики соответственно.

Определяют производственную активную мощность.

 (5.5)

Для первого часа.

Полученные величины сводят в таблицы 6 и 7.

					Зимний период
Нагрузки	0-6	7	8	9	10	11	12-13	14-15	16	17	18-19	20-22	23-24
P%	45	80	82	90	100	90	80	90	100	90	70	75	65
Pшт,кВт	3074,49	5465,76	5602,404	6148,98	6832,2	6148,98	5465,76	6148,98	6832,2	6148,98	4782,54	5124,15	4440,93
Pпост сн,кВт	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288
Pпер сн,кВт	18,44694	32,79456	33,61442	36,89388	40,9932	36,89388	32,79456	36,89388	40,9932	36,89388	28,69524	30,7449	26,64558
Pпроиз т,кВт	45,77574	60,12336	60,94322	64,22268	68,322	64,22268	60,12336	64,22268	68,322	64,22268	56,02404	58,0737	53,97438
					Летний период
Нагрузки	0-6	7	8	9	10	11	12-13	14-15	16	17	18-19	20-22	23-24
P%	35	60	62	80	90	80	70	80	90	70	50	55	55
Pшт,кВт	2391,27	4099,32	4235,964	5465,76	6148,98	5465,76	4782,54	5465,76	6148,98	4782,54	3416,1	3757,71	3757,71
Pпост сн,кВт	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288	27,3288
Pпер сн,кВт	14,34762	24,59592	25,41578	32,79456	36,89388	32,79456	28,69524	32,79456	36,89388	28,69524	20,4966	22,54626	22,54626
Pпроиз т,кВт	41,67642	51,92472	52,74458	60,12336	64,22268	60,12336	56,02404	60,12336	64,22268	56,02404	47,8254	49,87506	49,87506

После построения суточных графиков летнего и зимнего периода строят годовой график нагрузки, при этом полагают, что зимний период длится 213 суток, а летний 152 суток.

На оси абсцисс показывают время действия нагрузки в часах в год, а на оси ординат значение этой нагрузки в процентах.

Рнагр.% = 100% tзим. = 2ч tлет. = 0ч.

1(100%) = 213·2 = 426 ч

Аналогичный расчет делают для каждого значения нагрузки, по мере убывания активной мощности.

t2=213*5+152*2=1369 ч

t3=213*1=213 ч

t4=213*3+152*4=1247 ч

t5=213*3=639 ч

t6=213*2+152*3=882 ч

t7=213*2=42 ч

t8=152*1=152 ч

t9=152*1=152 ч

t10=152*5=760 ч

t11=152*2=304 ч

t12=213*6=1278 ч

t13=152*6=912 ч

Годовой график нагрузок изображают на рисунке 3.

Рисунок 3. Годовой график активной нагрузки.

Площадь годового графика по продолжительности представляет собой количество электроэнергии выработанной в течении года.

 (5.6)

где ∑Рпроиз.t.зим. - сумма активных мощностей за сутки в зимний период,

∑Рпроиз.t.лет. - сумма активных мощностей за сутки в летний период.

Определяют среднюю годовую активную мощность нагрузки.

 (5.7)

Определяют коэффициент заполнения графика нагрузки.

 (5.8)

где Рр - расчетная максимальная часовая нагрузка предприятия.

Определяют годовое число использования максимумов нагрузки.

 (5.9)

6.      Выбор места расположения главной понизительной подстанции и цеховых трансформаторных подстанций

Определяют масштаб нагрузок, ориентируясь на наибольшую и наименьшую нагрузку, приняв удобный радиус.

 (6.1)

 (6.2)

Где Рн.м. - активная мощность цеха имеющего наименьшую нагрузку,

Rн.м. - наименьший воспринимаемый радиус, Qн.м. - реактивная мощность цеха имеющего наименьшую нагрузку.

 (6.3)

 (6.4)

Где Рн.б., Qн.б. - активная и реактивная мощности цеха имеющего наибольшую нагрузку.

Котельная имеет наибольшую потребляемую мощность, поэтому для него:

Рн.б. = 720 кВт, Rн.м. = 1 см

Проверяют по нагрузке цеха, имеющей наименьшую величину, цехом с такой нагрузкой является проходная.

 (6.5)

Где Рр9 - расчетная нагрузка цеха или здания, m - масштаб из формулы (6.3).

Данный радиус зрительно подходит, следовательно, масштаб радиуса нагрузок для активной мощности.

mа = 229,3 кВт/см2.

Для построения картограммы мощности освещения, определят угол α, по формуле (6.6), после чего нагрузка освещения (активная) наносится на окружности силовой нагрузки в виде сектора.

 (6.6)

Для котельной.

Для построения картограмм по аналогии заполняют таблицы 8, и 9, а также определяют координаты центров нагрузок цехов и рассчитывают центр нагрузок предприятия, заполняют таблицу 10.

Таблица 8. Данные для построения картограммы нагрузок активной мощности.

№ п/п	№ цеха на плане	Рр, кВт	Рр осв, кВт	r, см	α
Потребители 0,4 кВ
1	1	280	121,9	0,6236087	156,72857
2	2	240	155,3	0,5773495	232,95
3	3	330	295,76	0,6770023	322,64727
4	4	64	29,5	0,298142	165,9375
5	5	135,3	351,12	0,433493	934,2439
6	6	256	74,3	0,596284
7	7	600	53,7	0,9128697	32,22
8	8	720	31,773	0,9999986	15,8865
9	9	20	39,2	0,1666664	705,6
10	10	656	41,1	0,9545201	22,554878
11	11	5,6	13,2	0,0881916	848,57143
12	12	440	91,7	0,7817349	75,027273
Потребители 6 кВ
13	10	1515		1,4505726

Таблица 10. Данные для расчета координат центра нагрузок.

№ п/п	№ цеха на ген. плане	Ppi, кВт	Xi, см	Yi, см	Ppi∙Xi	Ppi∙Yi
Потребители 0,4 кВ
1	1	280	12,7	3,4	3556	952
2	2	240	10,4	3,4	2496	816
3	3	330	6	4,1	1980	1353
4	4	64	5,6	19,3	358,4	1235,2
5	5	135,3	1,7	5,8	230,01	784,74
6	6	256	11,5	18,8	2944	4812,8
7	7	600	9,7	18,8	5820	11280
8	8	720	11,7	11,8	8424	8496
9	9	20	9,3	12,5	186	250
10	10	656	13	15,8	8528	10364,8
11	11	5,6	7,6	21	42,56	117,6
12	12	440	1,9	18,5	836	8140
Потребители 6 кВ
13	10	1515	13	15,8	19695	23937
Итого		4981,9			55095,97	71587,14

По результатам расчетов координаты центра нагрузок вычисляют.

 (6.7)

где ∑Ррi ∙ xi и ∑Ppi - значения суммы произведения активной мощности цеха и его координаты по оси абсцисс, а также сумма расчетных активных мощностей (из таблицы 10).

 (6.7)

где ∑Ррi ∙ yi - значения из таблицы 10.

Так как, из-за больших размеров некоторых цехов, установленная (расчетная) мощность силовой нагрузки, оказались меньше осветительной, то на картограмме нагрузок, для этих цехов, значение осветительной нагрузки обозначают окружностью штрихпунктирной линией, радиусом рассчитанным, по масштабу силовой нагрузки. Картограмма активных нагрузок изображена на рисунке 4.

Рисунок 4. Картограмма активной мощности завода.

7.      Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП

ГПП выполняется с двумя трансформаторами, т. к. от нее питаются потребители 1-й и 2-й категорий.

По заданному годовому графику нагрузки определяют коэффициент загрузки

Кзг. = 0,67

и время действия максимальной нагрузки

t = 6 ч

По графику кривых кратности допустимой нагрузки трансформатора (Л - 1 стр.23 рис. 7.2) определяют коэффициент кратности допустимой нагрузки Кн.

Кн = 1,25

Тогда номинальная мощность трансформаторов определяют по формуле

 (7.1)

где N - количество трансформаторов на подстанции (ГПП), Sрасч.макс. - максимальная расчетная мощность потребляемая заводом.

К установке принимают трансформаторы мощностью Sн = 6,3 МВА.

Проверяют этот трансформатор на перегрузочную способность.

 (7.2)

где %потр.I и II кат. - количество потребителей I и II категории в процентах, n - количество трансформаторов оставшихся в работе.

Трансформаторы проверку прошли.

8.      Основные положения по выбору единичной мощности трансформаторов цеховых подстанций

Определяют мощность компенсирующей установки (КУ).

Необходимая расчетная мощность КУ.

 (8.1)

Где α - коэффициент, учитывающий повышение коэффициента мощности естественным способом, принимается равным 0,9.

tgα, tgφк - коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации, значение необходимого коэффициента мощности cosφк = 0,92 - 0,95.

tgφк = 0,43 - 0,33

 (8.2)

Для аппаратного цеха №1.

Рр = 401,9 кВт, Qр = 514,57 кВар, Sр = 652,93 кВА.

Выбирают 2 конденсаторные установки типа УК - 0,38 - 150 Qку.н. = 150 кВар, Qку.н. - номинальная мощность компенсирующей установки.

Определяют, после компенсации реактивной мощности, фактическое значение tgφ и cosφ.

 (8.3)

cosφф = 0,92

Расчетная полная мощность зоны (КТП при питании одного или нескольких потребителей) с учетом компенсации реактивной мощности зоны.

 (8.4)

Определяют расчетную потребляемую реактивную мощность после компенсации.

 (8.5)

Для РМЦ.

Расчет производят аналогично предыдущему цеху..

Рр =486,4 кВт, Qр = 245,2 кВар, Sр = 544,75 кВА.

Что удовлетворяет условиям.

Заполняют сводную ведомость нагрузок по цехам завода после компенсации реактивной мощности (таблица 11.2).

Таблица 11.2. Сводная ведомость нагрузок цехов завода после компенсации реактивной мощности.

Аппаратный цех №1
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ			1,280343	401,9	514,57	652,9
КУ					2*150
всего на НН сКУ		0,92	0,42	401,9	171,2	436,8478
потери				8,736957	43,68478
Всего ВН с КУ				410,637	214,8848	463,4632
Аппаратный цех №2
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ			1,147555	395,31	453,64	601,7
КУ					2*150
всего на НН сКУ		0,94	0,36	395,31	143,4	420,5426
потери				8,410851	42,05426
Всего ВН с КУ				403,7209	185,4543	444,279
Цех панелей защиты
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ			0,818365	625,76	512,1	808,6
КУ					2*150
всего на НН сКУ		0,93	0,38	625,76	249,6	672,8602
потери				13,4572	67,28602
Всего ВН с КУ				639,2172	316,886	713,4531
Столовая
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ		0,92	0,43	93,5	92,42	131,47
КУ
всего на НН сКУ
потери				2,6294	13,147
Всего ВН с КУ				96,1294	105,567	142,7769
РМЦ
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ		0,92	0,43	486,4	245,2	544,75
КУ
всего на НН сКУ
потери				10,895	54,475
Всего ВН с КУ				486,4	299,675	571,3056
Административный корпус
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ		0,91	0,42	330,3	210,4	391,6
КУ
всего на НН сКУ
потери				7,832	39,16
Всего ВН с КУ				338,132	249,56

Лабораторный корпус
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ			1,241032	653,73	811,3	1041,911
КУ					2*250
всего на НН сКУ		0,92	0,43	653,73	278,62	710,5761
потери				14,21152	71,05761
Всего ВН с КУ				667,9415	349,6776	753,9365
Котельная
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ		0,91	0,728757	751,773	547,86	930,22
КУ					250
всего на НН сКУ		0,92	0,43	851,315	363,3	925,3424
потери				18,50685	92,53424
Всего ВН с КУ				869,8218	455,8342	982,0259
Гараж
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ		0,92	0,43	59,2	33,1	67,82
КУ
всего на НН сКУ
потери				1,3564	6,782
Всего ВН с КУ				60,5564	39,882	72,50966
Компрессорная
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ		0,92	0,43	697,1	325,05	769,15
КУ
всего на НН сКУ
потери				15,383	76,915
Всего ВН с КУ				712,483	401,965	818,0513
Проходная
параметр		cosѰ	tgѰ	P,кВт	Q, квар	S,кВА
всего на НН без КУ		0,92	0,43	18,8	16,09	24,74
КУ
всего на НН сКУ
потери				0,4948	2,474
Всего ВН с КУ				19,2948	18,564	26,7752

Кузница
параметр		cosѰ		tgѰ		P,кВт		Q, квар		S,кВА
всего на НН без КУ		0,92		1,143314		531,7		607,9		807,6
КУ									2*150
всего на НН сКУ		0,92		0,43		90,94		38,7		98,84783
потери							1,976957		9,884783
Всего ВН с КУ						92,91696		48,58478		104,8525

Далее приводятся расчеты потребителей , которые объединяют в группы и для них выбирают общие КТП.

Объединяют потребителей РМЦ, цех панелей защиты, аппаратный цех №1, аппаратный цех№2.

Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной 630 кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.

 (8.7)

где Sр - принятая мощность трансформатора.

К установке принимают трансформаторы номинальной мощностью

н = 630 кВА типа ТСЗ - 630/10 Uвн = 10,5 кВ Uнн = 0,4 кВ ΔРх.х. = 2 кВт

ΔРк.з. = 7,3 кВт uк = 5,5 % Iх.х. = 1,5 % (Л - 4, стр.121, табл. 3.3).

На каждой КТП устанавливают по два трансформатора, а именно КТП 2×630 кВА.

Проверяют трансформаторы при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)

Трансформаторы проверку прошли.

Объединяют потребителей компрессорной, гаража, котельной.

Определяют расчетную мощность комплектной трансформаторной подстанции (КТП).

Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной 630 кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.

К установке принимают трансформаторы номинальной мощностью

н = 630 кВА типа ТСЗ - 630/10 Uвн = 10,5 кВ Uнн = 0,4 кВ ΔРх.х. = 2 кВт

ΔРк.з. = 7,3 кВт uк = 5,5 % Iх.х. = 1,5 % (Л - 4, стр.121, табл. 3.3).

На каждой КТП устанавливают по одному трансформатору, а именно КТП 2×630 кВА.

Проверяют трансформаторы при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)

Трансформаторы проверку прошли.

Объединяют потребителей администритивный корпус, лабораторный корпус, столовая, проходная, кузница.

Определяют расчетную мощность комплектной трансформаторной подстанции (КТП).

Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной 630 кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.

К установке принимают трансформаторы номинальной мощностью

н = 630 кВА типа ТСЗ - 630/10 Uвн = 10,5 кВ Uнн = 0,4 кВ ΔРх.х. = 2 кВт

ΔРк.з. = 7,3 кВт uк = 5,5 % Iх.х. = 1,5 % (Л - 4, стр.121, табл. 3.3).

Выбирают КТП 2×630 кВА.

Проверяют трансформатор при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)

Трансформаторы проверку прошли.

Расчет трансформаторов 10/6 кВ для питания потребителей (синхронных двигателей) на компрессорной станции.

Расчет производят аналогично расчету КТП с трансформаторами 10/0,4.

Потребитель I - категории, Кз = 0,65

Компенсация реактивной мощности не требуется, т. к. синхронные двигатели в режиме перевозбуждения генерируют реактивную мощность (потребляют емкостной ток).

Расчетная полная мощность зоны (КТП при питании одного или нескольких потребителей).

Определяют расчетную мощность комплектной трансформаторной подстанции (КТП).

Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной

кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.

К установке принимают трансформаторы номинальной мощностью

Sн = 1600 кВА типа ТМГ - 1600/10 Uвн = 10 кВ Uнн = 6,3 кВ ΔРх.х. = 2,1 кВт; ΔРк.з. = 16,5 кВт uк = 4,5 % Iх.х. = 1 % (Л - 4, стр.126, табл. 3.4).

Выбирают одну КТП 2×1600 кВА. Проверяют трансформаторы при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)

Трансформаторы проверку прошли.

9.      Расчет сетей внешнего электроснабжения завода, сеть 110 кВ

Выбор сечения неизолированных проводов производится по экономической плотности тока и проверяется по допустимой потере напряжения.

Для определения сечения проводов рекомендуют экономическую плотность тока (Л - 3, табл. 3.12, стр. 82).

1)      Определяют ток линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке.

 (9.1)

где n - число питающих линий 110 кВ, Uн - питающее напряжение, Sр - нагрузка предприятия.

2)      Определяют экономическое сечение проводов линии.

 (9.2)

где Sэк - сечение провода, jэк - экономическая плотность тока (Л - 3 табл. 3.12, стр. 82).

При Тм = 5853,65 ч для алюминиевых неизолированных проводов jэк = 0,8 А/мм2.

В качестве проводов ВЛ принимают провод марки АС -35 ,но так как он не проходит по условиям короны , то принивается провод марки АС-70 (условия эксплуатации нормальные, отсутствует химически активная среда) (Л - 3 табл. 3.8, стр. 78).

Его номинальные параметры:

x0 = 0,435 Ом/км, r0 = 0,42 Ом/км

Для данного провода длительно допустимый ток при прокладке на открытом воздухе (Л - 3 табл. 3.15 стр.86)

Iдоп = 330 А

3)      Проверяют условие нагрева длительным током в нормальном режиме.

 сечение провода проверку прошло.

4)      Проверяют выбранное сечение в аварийном режиме.

 выбранное сечение проверку прошло.

10.    Расчет сечения линий распределительной сети напряжением выше 1 кВ.

Выбор марки кабеля и определение сечения токоведущих жил проводится по экономической плотности тока с последующей проверкой по допустимому нагреву током и по допустимой потере напряжения.

Перед тем, как рассчитывать токи кабелей, необходимо определится с методом его прокладки, типом изоляции и др.

В данном случае, так как территория металлургического завода обширна, и количество коммуникационных сетей небольшое, и они сильно рассредоточены по территории завода, то наиболее простым и дешевым способом прокладки кабелей, будет их прокладка в земле, в траншее, но так как на территории завода имеются железнодорожные пути, для доставки металла и отгрузки готовых изделий, то необходимо предусмотреть кабели с защитой от блуждающих токов.

Также предполагается, что грунт, в котором прокладывается кабель, имеет среднюю коррозионную активность. Вследствие вышеперечисленных условий принимают кабель марки АПВГ (Л - 3, стр. 99, табл. 3.32).

Определяют потокораспределение мощности, в отходящих от ГПП линиях 10 кВ без учета потерь в предположении, что сечение всей линии одинаково.

Л - 1

Составляют схему потокораспределения.

ГПП 456м                 КТП 5 170м            КТП 3 297м КТП 2

1                           2                                     3                               4

,3+j802,1 1042,9+j502,4 403,7+j185,5

,4+j299,7 639,2+j316,9 403,7+j185,5

Рисунок 4. Схема потокораспределения.

Определяют потоки мощности по участкам цепи.

Определяют расчетный ток самого загруженного участка, таковым является участок 1 - 2.

 (10.1)

где Uн - номинальное сечение сети, n - количество проложенных кабелей.

Выбирают сечение жил кабеля по экономической плотности тока (Л - 3 табл. 3.35 стр. 102) при Тм > 5000 ч/год и материале жил кабеля - алюминий

jэк = 1,3.

 (10.2)

Принимают к прокладке кабель типа АПВГ - 10 - 3 × 50

Выбирают кабель по допустимому нагреву. Так как на головном участке в одной траншее проложены шесть кабелей, то допустимую по нагреву мощность кабелей (Л - 3 стр. 104, табл. 3.39) умножают на коэффициент К = 0,75.

 (10.3)

где S΄доп. - допустимая реальная мощность кабеля, Sдоп. - допустимая мощность при прокладке одного кабеля в траншее, n - количество кабелей в линии.

Выбранный кабель проверку прошел.

Данный кабель имеет следующие паспортные данные (Л - 3 стр. 96 табл. 3.29).

r0 = 0,62 Ом/км, x0 = 0,09 Ом/км.

Расчет и выбор сечения и типа кабеля для остальных участков аналогичен.

Полученные значения сводят в таблицу 12.

Таблица 12. Выбранные сечения и марки кабелей.

Начало - конец	Длина, м	Количество кабелей	Марка кабеля	Нагрузка		F, мм2	Iр, А	Iдоп, А	r0, Ом/км	x0, Ом/км
				Р, кВт	Q, кВар
ГПП - КТП -2	923	2	АПВГ	1529,3	802,1	50	50	150	0,62	0,09
ГПП - КТП -8	380	2	АПВГ	1643	897,7	50	50	150	0,62	0,09
ГПП - КТП - 4	820	2	АПВГ	1362,7	772	50	50	150	0,62	0,09

11. Расчет сечения жил кабелей на напряжение ниже 1 кВ

Расчет и выбор сечения кабелей производят, так же как и для сети 10 кВ, но так как сеть 0,4 кВ образованна из групп объединенных потребителей, которые питаются от одной КТП, то их расчет немного отличается.

По данной магистрали питаются потребители второй и третьей категорий, то необходима прокладка двух кабелей.

Составляют схему потокораспределения.

  КТП 2  120м                                     ВРУ 1

1

,6+j214,88

,6+j214,88

Рисунок 5. Схема потокораспределения.

Выбор сечения жил кабеля производят по экономической плотности тока, так как согласно ПУЭ при Тм > 5000 ч, можно пользоваться этим методом. Так как токи на стороне низкого напряжения велики в качестве материала жил кабелей используется медь, а именно кабели с бумажной пропитанной изоляцией с медными жилами (jэк = 2 для кабелей с бумажной изоляцией, медными жилами, при Тм > 5000 ч).

Принимают к установке (прокладке) четыре кабеля типа СБГУ - 0,4 - 2 × 185

r0 = 0,187 Ом/км x0 = 0,082 Ом/км Iдоп = 330 А

Для двух проложенных вместе кабелей К = 0,8.

По нагреву кабель проверку прошел.

Проверка на потерю напряжения в кабеле.

Определяют потерю напряжения в кабеле.

Что допустимо.

Расчет остальных участков сети 0,4 кВ ведут аналогичным образом, полученные данные сводят в таблицу 13.

Таблица 13. Выбранные сечения и марки кабелей на напряжение 0,4 кВ.

Начало - конец	Длина, м	Количество кабелей	Марка кабеля	Нагрузка		F, мм2	Iр, А	Iдоп, А	r0, Ом/км	x0, Ом/км	∆U, %
				Р, кВт	Q, кВар	120	4	СБГУ	410,6	214,88	185	304,45	330	0,087	0,082	3,54
КТП-8 - ВРУ-9	120	2	СБГУ	60,35	39,8	95	65,3	175	0,23	0,081	0,74
КТП-4 - ВРУ-12	145	4	СБГУ	92,9	48,6	120	142	260	0,087	0,085	2,62
КТП-4 - ВРУ-11	97	1	СБГУ	19,3	18,6	50	49,6	165	0,122	0,074	0,54

11.    Выбор схемы электрических соединений ГПП

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.

В данном варианте электроснабжения завода необходимо применение такой схемы РУ высокого напряжения, которая бы обеспечивала бесперебойное питание потребителей первой категории, поэтому принимают типовую схему 5Н - мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий, которая удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

Краткая характеристика выбранной схемы РУ - 110 кВ.

Схема состоит из вводных линейных разъединителей, вводных выключателей, автоматической и неавтоматической перемычек. При отключении одной из питающих линий происходит автоматическое переключение оставшегося без питания трансформатора на рабочую линию, чем и обеспечивается бесперебойность электроснабжения. Неавтоматическая перемычка предназначена для проведения ремонтных работ с выключателем автоматической перемычки.

Заключение

В данном курсовом проекте были рассмотрены вопросы проектирования заводских систем элетроснабжения. Были произведены следующие расчеты: нагрузок ремонтно - механического цеха методом коэффициента максимума, нагрузок всего завода методом коэффициента спроса, сечения проводов питающей сети 110 кВ, распределительной внутризаводской сети 10 кВ, сети 0,4 кВ. Были построены графики суточной активной и реактивной нагрузок, годовой график активной нагрузки, картограммы нагрузок активной мощности, а также был определен ЦЭН.

Список литературы

1.              Шевченко Н. Ю. « Учебное пособие по курсовому проектированию» Камышин 2005 г.

2.      Шевченко Н. Ю. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Проектирование СЭС промышленных предприятий».

3.              Файбисович Д. Л. «Сравочник по проектированию электрических сетей» Москва ЭНАС. 2007 г.

.                Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. «Электрическая часть электростанций и подстанций», Справочные материалы для дипломного и курсового проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. - 4-е изд., перераб. и дополн. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.