Размещено на http://www.Allbest.ru/

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Департамент образования и молодежной политики

Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Автономное учреждение профессионального образования

Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Ханты-Мансийский технолого-педагогический колледж

Специальность 140448 «Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

На тему:

Электроснабжение механического завода местной промышленности

Выполнил: Глушков Виталий

Студент 143 группы 4 курса

Руководитель: Коблов А.С.

Ханты-Мансийск, 2017

ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Тема: Электроснабжение механического завода местной промышленности

Исходные данные на проектирование

1. Генеральный план завода представлен на рис. 1.

2. Мощность энергосистемы 1600МВ·А.

5. Сопротивление системы Хс=0,31 о.е.

6. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,4 км.

7. Сведения об электрических нагрузках завода представлены в табл. 1.

Таблица 1

Ведомость электрических нагрузок завода

№	Наименование цеха	Руст, кВт
1	Главный корпус	10800
2	Склад сульфата	850
3	Углеподготовка №1	5200
4	Материальный склад	400
5	Коксосортировка	600
	Освещение цехов и территории завода	По площади

Рис. 1. Генеральный план механического завода местной промышленности

ОГЛАВЛЕНИЕ

• ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
• ВВЕДЕНИЕ
• 1. Описание технологического процесса
• 1.1 Главный корпус
• 1.2 Склад сульфата
• 1.3 Углеподготовка №1
• 1.4 Материальный склад
• 1.5 Коксосортировка
• 2. Расчёт электрических нагрузок цехов предприятия
• 2.1 Определение расчетных нагрузок цехов8
• 3. Картограмма и центр электрических нагрузок
• 4. Выбор и расчёт системы распределения
• 4.1 Выбор напряжения распределения
• 4.2 Общие принципы формирования системы распределения
• 4.3 Определение расчётных нагрузок цеховых трансформаторных подстанций
• 4.4 Выбор и размещение компенсирующих устройств
• 4.5 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций
• 4.7 Выбор кабельных линий
• 4.8 Определение потерь мощности в кабельных линиях
• 5. Графики электрических нагрузок завода
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Темой данного курсового проекта является проектирование системы электроснабжения механического завода местной промышленности.

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций.

Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий велось в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникло типовое решение.

В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т.п. Нынешние промышленные предприятия, помимо различий технологического порядка отличаются друг от друга также размером занимаемой территории и установленной электрической мощностью. Различны и схемы электроснабжения промышленных предприятий.

Главной задачей проектирования является наиболее рациональное построение системы электроснабжения и выполнения всех основных принципов проектирования на должном техническом уровне принимаемых решений. Так же должна предусматриваться гибкость системы, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта при этом должны, по возможности, приниматься решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии.

Выполнение поставленных перед проектированием задач позволяет обеспечить в результате высокий уровень энергосбережения на предприятии.

1. Описание технологического процесса

Коксование позволяет утилизировать остатки прямогонного производства, асфальты и экстракты масляного производства.

На современных предприятиях применяют установки непрерывного действия. Коксование происходит в колоннах термического крекинга, а затем в трубчатых печах до температуры 500-510°С. Для получения товарного кокса продукт дополнительно прокаливают в прокалочных печах при температуре 1200-1300^оС. Кокс необходим для производства анодной массы и электродов.

1.1 Главный корпус

В главном корпусе располагается основное оборудование для осуществления технологического процесса

Условия среды - нормальная

Категория цеха по надежности электроснабжения - 2

Категория по пожароопасности П-II

1.2 Склад сульфата

На складах сульфата предусматривается установка барабанных сушилок с подогревом воздуха в топках; установка высокопроизводительных машин для механизации погрузочно-разгрузочных работ

Условия среды - нормальная

Категория цеха по надежности электроснабжения - 3

Категория по пожароопасности П-II

1.3 Углеподготовка №1

Назначение цеха - приготовление угольной шихты (смеси коксующихся углей), заданного состава, обеспечивающей получение кокса соответствующего качества и максимальную производительность коксовых печей и обогащение рядовой шихты для производства низкозольного угольного концентрата.

Условия среды - технологическая пыль

Категория цеха по надежности электроснабжения - 2

Категория по пожароопасности П-III

1.4 Материальный склад

Основное оборудование цеха - установки сортировки, сушильные камеры, вытяжная и приточная вентиляция.

Категория электроснабжения - 2.

Условия среды - химически-агрессивная среда.

Категория размещения электрооборудования - 3.

Степень защиты электрооборудования - IP41

1.5 Коксосортировка

Коксосортировка обслуживает четыре коксовых батареи и оборудуется валковыми и ситовыми виброинерционными грохотами, бункерами для кокса, конвейерами и желобами для перемещения кокса. Оборудование коксосортировки состоит из валковых и виброинерционных ситовых грохотов

Условия среды - технологическая пыль

Категория электроснабжения - 2

Категория по пожароопасности П-II_a

Таблица 1.1

Характеристика электрических нагрузок цехов предприятия

№ Цеха	Наименование цеха	Характеристика производственной среды	Степень защиты электро-оборудования	Категория ЭП по надежности питания	Установленная мощность, Рн, Квт
1	Главный корпус	Нормальная	П-II	1	10800
2	Склад сульфата	Нормальная	П- II	2	850
3	Углеподготовка №1	Технол. пыль	П-III	2	5200
4	Материальный склад	Хим-агрес. среда	IP41	2	400
5	Коксосортировка	Технол. пыль	П-IIa	2	600

2. Расчёт электрических нагрузок цехов предприятия

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяются с целью выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь мощности, электроэнергии, напряжения и выбора релейной защиты.

Расчет электрических нагрузок цехов является главным этапом при проектировании промышленной электрической сети.

2.1 Определение расчетных нагрузок цехов

В данном проекте практически для всех цехов использован метод коэффициента спроса. Нагрузка цеха складывается из нагрузки электрического освещения и силовой нагрузки.

Расчётная осветительная нагрузка цеха:

P_{Р ОСВ} = у_ОСВk_{С ОСВ}F_Цk_ПП; Q_{Р ОСВ} = P_{Р ОСВ} tgц_ОСВ,

где P_{Р ОСВ} - активная мощность освещения цехов, кВт;

F_Ц - площадь цеха, м²;

P_УД - плотность осветительной нагрузки, Вт?м²;

k_ПП - коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре разрядных ламп, для КЛЛ - 1,2; для ДРИ и натриевых ламп - 1,1;

k_{С ОСВ} - коэффициент спроса освещения цехов, принимается равным 1 для мелких производственных зданий; 0,95 - для производственных зданий из крупных пролетов, 0,85 - для производственных зданий из многих отдельных помещений; для административно-бытовых зданий и лабораторий; 0,6 - для складов;

Q_ОСВ - реактивная мощность освещения цехов, квар;

tgц_ОСВ = 0,485 ? тангенс ц, соответствующий коэффициенту мощности равному 0,9, установленному ПУЭ для разрядных источников света.

При определении осветительных нагрузок предполагается, что в цехах установлены разрядные лампы (люминесцентные, металлогалогенные типа ДРИ), территория освещается разрядными натриевыми лампами.

Расчётная активная и реактивная силовая нагрузка цехов на напряжении 0,4 кВ:

P_РС = k_СР_Н; Q_РС = P_РСtgц_Н,

где Р_Н - установленная мощность цеха, кВт;

k_С - коэффициент спроса рассматриваемого цеха;

tgц_Н - соответствует средневзвешенному коэффициенту мощности электроприемников цеха.

В итоге расчётные значения нагрузок цеха определяются по следующим выражениям:

- расчётная активная мощность:

P_РЦ = P_РС + P_{Р ОСВ},

где Р_РЦ - расчётное значение активной мощности цеха, кВт;

- расчётная реактивная мощность:

Q_РЦ = Q_РС + Q_{Р ОСВ},

где ??_РЦ - расчётное значение реактивной мощности цеха, квар;

- расчётная полная мощность:

??_РЦ = ,

где ??_РЦ - расчётное значение полной мощности цеха, кВ•А;

- расчётный ток узла нагрузки:

I_РЦ = ,

где ??_РЦ - расчётное значение тока узла нагрузки, А;

n - количество питающих линий;

U_н - номинальное напряжение в узле нагрузки, А;

Расчётные электрические нагрузки цеха в дальнейшем используются при выборе мощности трансформаторов цеховых ТП, линий и коммутационно-защитной аппаратуры.

Исходные данные для цеха 0,4 кВ.

??_Н = 5200 кВт; К_С = 0,4; ??os?? = 0,75; ?? = 29956 м²;

??_уд = 9 Вт?м2 , ??os??_ОСВ = 0,75; К_{С ОСВ} = 0,76, К_ПРА = 1,1.

Расчётная нагрузка:

Р_РС = К_СР_Н = 0,4 • 5200 = 2080 кВт;

??_РС = Р_РСtgц_Н = 2080 • 0,88 = 1834,8 кВар;

Нагрузка искусственного освещения:

P_{Р ОСВ} = К_{С ОСВ}К_ПРА??_УДF_Ц = 0,76• 1,1•9•10^?3 • 29956=226,69кВт;

Q_{Р ОСВ} = P_{Р ОСВ} tgц_ОСВ = 226,69 • 0,485 = 109,94 кВар.

Суммарная активная, реактивная и полная нагрузки по 0,4 кВ (точка 1):

P_РЦ = P_РС + P_{Р ОСВ} = 2080 + 109,94 = 2306,69 кВт;

??_РЦ = Q_РС + Q_{Р ОСВ} = 1834,39 + 109,94 = 1944,33 кВар;

??_РЦ = = = 3016,83 кВ • А;

Потери в трансформаторах ТП будут определены после выбора их мощности.

Таблица 2.1

Расчётные нагрузки цехов предприятия

№ цеха	РУСТ, кВт	КС	Cosц	tgц	PРС, kBт	QРС. кВар	KСО	РУД, Вт/мІ
1	10800	0,5	0,6	1,33	5400	7200	0,35	22
2	850	0,5	0,8	0,75	425	318,75	0,98	6
3	5200	0,4	0,75	0,88	2080	1834,4	0,76	9
4	400	0,27	0,65	1,17	108	126,27	0,97	5
5	600	0,75	0,6	1,33	450	600	0,96	11

№ цеха	FЦ, мІ	КПРА	РРО, кВт	QРО, кВар	РРЦ, кВт	QРЦ, кВар	SРЦ, кВ•А
1	30675	1,2	283,15	137,33	5683,15	7337,33	9280,87
2	3882	1,1	25,20	12,22	450,20	330,97	558,76
3	29956	1,1	226,69	109,94	2306,69	1944,33	3016,83
4	8100	1,1	43,13	20,92	151,13	147,18	210,95
5	4601	1,1	53,39	25,90	503,39	625,90	803,21

3. Картограмма и центр электрических нагрузок

Так как взаимное расположение трансформаторной подстанции и электроприёмников играет значительную роль в экономической эффективности системы электроснабжения, то необходимо найти оптимальное расположение пункта приёма электрической энергии (ППЭ) предприятия. Расположение ППЭ будет оптимальным, если он будет находиться в центре электрических нагрузок (ЦЭН) возможно использование нескольких методов. Для учебного проектирования принимается, что ЦЭН цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха. Поэтому теоретически находят ЦЭН завода, что необходимо для определения ориентировочного места расположения ППЭ.

Для построения картограммы нагрузок цехов находится радиус окружности по формуле:

r_i =

где m = 2 кВт?мм² - выбранный масштаб.

Угол сектора, характеризующего долю осветительной нагрузки в общей нагрузке до 1000 В, определяется по формуле:

б_??O = 360^о

где РРО i - осветительная нагрузка i - го цеха;

PРЦ i - суммарная нагрузка i - го цеха.

Для определения места расположения ПГВ находится ЦЭН завода с помощью аналитического метода сложения параллельных нагрузок.

На плане завода (рис. 3.1) условно наносятся оси координат (начало координат совпадает с левым нижним углом границы территории завода) и находятся координаты ??_?? и ??_?? для каждого цеха (табл. 3.1).

По суммарным расчётным мощностям 0,4 (силовая и осветительная) и 10 кВ находятся координаты цента электрических нагрузок завода по формулам:

X0 = = = 83,85 мм;

Y0 = = = 89,43 мм

Таблица 3.1

Исходные данные для построения картограммы электрических нагрузок

№ цеха	Ррц, кВт	Рро, кВт	Х, мм	У, мм	ri, мм	бio, град
1	5683,15	283,15	49,87	108,16	30,07	17,94
2	450,20	25,20	144,87	106,16	8,46	20,15
3	2306,69	226,69	159,87	57,16	19,16	35,38
4	151,13	43,13	42,87	51,37	4,90	102,73
5	503,39	53,39	76,87	22,16	8,95	38,18

Рис. 3.1 Картограмма электрических нагрузок механического завода местной промышленности

ЦЭН расположен на территории завода, ПГВ выполняется отдельно стоящей и располагается с небольшим смещением от ЦЭН в сторону источника питания так, чтобы не занимать проезжую часть территории. Место для коридора двухцепной воздушной ЛЭП 110 кВ, ширина которого составляет 50 м, имеется.

4. Выбор и расчёт системы распределения

В систему распределения СЭС предприятия входят:

- РУ низкого напряжения ППЭ;

- Цеховые комплектные трансформаторные подстанции (КПП);

- РП 10 кВ и ЛЭП (кабельные ЛЭП и токопроводы).

Схемы электрических сетей должны обеспечивать надежность питания потребителей электрической энергии, быть удобными в эксплуатации. При этом затраты на сооружение линий должны быть минимальными, расход проводникового материала и потери электроэнергии - по возможности минимизированы.

Внутризаводское распределение электрической энергии выполняются по радиальным или магистральным схемам в зависимости от территориального размещения нагрузки, их значений, требуемой степени надежности питания и других особенностей объекта. Радиальные схемы целесообразны для питания мощных РП и наиболее ответственных электроприёмников. Магистральные схемы целесообразны при упорядоченном (близком к линейному) расположении КТП на территории завода, благоприятствующем возможно более прямому прохождению магистралей от источника питания до КТП без обратных перетоков энергии и длинных обходов.

4.1 Выбор напряжения распределения

Рациональное напряжение распределения электроэнергии в основном зависит от наличия электроприёмников 6 и 10 кВ и их мощности, наличия собственной ТЭЦ и её генераторного напряжения. Для определения рационального напряжения необходимо произвести технико-экономический расчёт.

Технико-экономический расчёт не проводится в случаях, если:

· суммарная мощность электроприёмников 6 кВ равна или превышает 40% общей мощности предприятия, тогда напряжение распределения принимается 6 кВ;

· суммарная мощность электроприёмников 6 кВ не превышает 15% общей мощности предприятия, тогда напряжение распределения принимается 10 кВ.

Так как нету высокого напряжения, то мы берем 10кВт.

4.2 Общие принципы формирования системы распределения

Для обозначения линий, трансформаторных подстанций, силовых и распределительных пунктов используется простой принцип нумерации - все эти элементы системы имеют номер того цеха, в котором (или около которого) располагаются или подводятся (для линий).

В системе распределения предприятия для электроснабжения электроприёмников могут использоваться:

- распределительные пункты 10 кВ;

- цеховые трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ;

- силовые пункты 0,4 кВ.

Распределение электроприёмников между пунктами питания зависит от их номинального напряжения, мощности, категории по надёжности, расстояния от центров питания.

На первом этапе решается вопрос питания нагрузок 10 кВ. На предприятии такие нагрузки не имеется.

На втором этапе определяются цеха и прочие здания предприятия, в которых из-за малости расчётной нагрузки установка цеховых ТП нецелесообразна. В данном проекте таких нет.

На третьем этапе определяются цеха, в которых устанавливаются цеховые ТП, количество таких ТП, количество установленных в них трансформаторов и их мощность.

Цеховые ТП располагаются в центрах нагрузок цеха или группы цехов, запитанных от этой ТП. При составлении схемы распределения преимущественно отдаётся магистральным схемам, так как они позволяют приблизить сечение, выбираемое по длительно допустимым токам и экономической плотности тока, к сечению, выбираемому по термической стойкости к действию токов КЗ.

Трансформаторы мощностью 2500 кВ•А подключаются по радиальным схемам, остальные могут подключаться по магистральным схемам. При определении трасс прокладки кабеле необходимо избегать перетоков энергии (петель) в сетях одного напряжения.

4.3 Определение расчётных нагрузок цеховых трансформаторных подстанций

Расчётные нагрузки цеховых ТП определяются в зависимости от мощности и количества подключенных электроприёмников. При этом возможны следующие варианты:

1. Расчётная нагрузка ТП равна расчётной нагрузке цеха. Это возможно, когда в цехе расположена одна ТП, к которой подключены все электроприёмники цеха:

Подобным образом в настоящем проекте определяется нагрузка большинства ТП.

2. Расчётная нагрузка ТП равна части расчетной нагрузки цеха. Это возможно, когда в цехе расположено несколько цеховых ТП. Тогда расчетная нагрузка цеха распределяется между отдельными ТП, пропорционально их мощностям.

,

??_д - доля нагрузки цеха, подключенной к ТП, относительно единице. Такими цехами в настоящем проекте является цех №1,3.

3. Расчётная нагрузка ТП формируется из расчётных нагрузок нескольких цехов. Это возможно, когда одна цеховая ТП, служит для электроснабжения электроприёмников нескольких мелких цехов, в которых установлены СП 0,4 кВ.

В этом случае расчётная нагрузка цеховой ТП на стороне 0,4 кВ определится по формуле:

Таблица 4.1

Расчетная мощность цеховых трансформаторных подстанций с учетом установленных компенсирующий устройств

№ ТП	№ Цеха	КД	КС	РРЦ, кВт	QРЦ, кВар	SРЦ, кВ•А	РТЕР, кВт	QТЕР, кВар	РРТП0,4 кВт
ТП 1/1	1	0,25	0,34	1420,8	1834,3	9280,9	0	0	1420,8
ТП 1/2	1	0,25	0,34	1420,8	1834,3	9280,9	0	0	1420,8
ТП 1/3	1	0,25	0,34	1420,8	1834,3	9280,9	0	0	1420,8
ТП 1/4	1	0,25	0,34	1420,8	1834,3	9280,9	0	0	1420,8
ТП 2	2	1	0,98	450,2	331,0	558,8	272,3	132,1	722,5
ТП 3/1	3	0,5	0,76	1153,3	972,2	3016,8	0	0	1153,3
ТП 3/2	3	0,5	0,76	1153,3	972,2	3016,8	0	0	1153,3
ТП 4	4	1	0,96	151,1	147,2	211,0	0	0	151,1
ТП 5	5	1	0,95	503,4	625,9	803,2	0	0	503,4
Итог									9366,9

Продолжение таблицы 4.1

№ ТП	QТЕР, кВар	РРТП0,4, кВт	QРТП0,4, кВар	Число и мощность КУ
ТП 1/1	0	1420,8	1834,3	4	400	2	100
ТП 1/2	0	1420,8	1834,3	4	400	2	100
ТП 1/3	0	1420,8	1834,3	4	400	2	100
ТП 1/4	0	1420,8	1834,3	4	400	2	100
ТП 2	132,1	722,5	463,0	0	0	0	0
ТП 3/1	0	1153,3	972,2	2	175	0	0
ТП 3/2	0	1153,3	972,2	2	175	0	0
ТП 4	0	151,1	147,2	0	0	0	0
ТП 5	0	503,4	625,9	0	0	0	0
Итог		9366,9

Продолжение таблицы 4.1

№ ТП	Марка КУ	QКУ, кВар	QРТПКУ, кВар	SРТПКУ, кВ•А
ТП 1/1	АКУ 0,4-400-25 У3; АКУ 0,4-100-25 У3	1800	34,3	1421,2
ТП 1/2	АКУ 0,4-400-25 У3; АКУ 0,4-100-25 У4	1800	34,3	1421,2
ТП 1/3	АКУ 0,4-400-25 У3; АКУ 0,4-100-25 У5	1800	34,3	1421,2
ТП 1/4	АКУ 0,4-400-25 У3; АКУ 0,4-100-25 У6	1800	34,3	1421,2
ТП 2		0	463,0	858,2
ТП 3/1	АКУ 0,4-175-25 У3	350	622,2	1310,5
ТП 3/2	АКУ 0,4-175-25 У4	0	622,2	1310,5
ТП 4		0	147,2	211,0
ТП 5		0	625,9	803,2
Итог		7550	2617,8

4.4 Выбор и размещение компенсирующих устройств

Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества напряжения электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-87 «Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения».

В области электроэнергетики всегда существует задача снижения потерь электроэнергии в сетях и повышения её качества в точках потребления. Наиболее эффективным способом снижения потерь является установка в сетях компенсирующих устройств. Все параметры режима работы сети зависят от активной и реактивной мощности. Однако если для изменения активной мощности требуется изменить технологический режим работы потребителей электроэнергии, то изменение реактивной мощности достигается более просто с помощью установки компенсирующих устройств (КУ), наиболее распространенными являются батареи конденсаторов (БК). Мощность КУ, устанавливаемых в цехе, определяется исходя из стремления достичь наибольшего экономического эффекта от компенсации реактивной мощности. Применение КУ приводит к уменьшению потерь мощности и электроэнергии во всех элементах сети вплоть до генераторов электростанций, а также к снижению, в ряде случаев, установленной мощности трансформаторов цеховых подстанций и ПГВ предприятия и площади сечения кабелей распределительной сети и проводов воздушной линий системы питания предприятия. В тоже время установка БК требует дополнительных капиталовложений и последующих эксплуатационных расходов.

Принимая во внимание, что для напряжения системы питания 110 кВ в настоящее время достаточно по требованиям энергосистемы обеспечить ?????? равным 0,5, полную компенсацию реактивной мощности на цеховых ТП проводить не всегда целесообразно.

Мощность устанавливаемых БК выбирается так, чтобы их применение сопровождалось снижение устанавливаемой мощности цеховых ТП и обеспечением близкой к оптимальной степени загрузки цеховых трансформаторов, а также приводило к снижению площади сечения кабелей. Именно это обеспечивает наибольший экономический эффект от применения КУ. Эффект от снижения потерь электроэнергии в заводских сетях относительно невелик, так как потери в кабельных линиях составляют около 0,1…0,05% в сетях 6…10 кВ, от 1 до 10% в сетях 0,4 кВ. В трансформаторах цеховых подстанций потери составляют около 10%.

При выборе мощности КУ перекомпенсация реактивной мощности не целесообразна. В тоже время, если реактивная нагрузка цеховой ТП невелика (обычно до 100 квар), установка КУ может оказаться нецелесообразной из-за превышения капиталовложений и издержек над возможным экономическим эффектом от использования КУ.

При решении вопроса об установке БСК на шинах 0,4 кВ цеховых ТП принимается во внимание не только снижение потерь электроэнергии, но и наличие следующих положительных последствий такой установки:

- снижение номинальной мощности выбираемых цеховых трансформаторов.

- уменьшение сечения кабелей в сети 10 кВ;

- достижение оптимальных коэффициентов загрузки цеховых трансформаторов.

Окончательное решение о целесообразности установки БСК может дать только ТЭР, который в данном проекте не предусмотрен.

Поэтому при решении вопроса о целесообразности установки БСК принималось во внимание в 1-ю очередь снижение установленной мощности цеховых трансформаторов и уменьшение сечения кабелей 10 кВ. Если при установке БСК такое не наблюдалось, мощность БСК выбиралась из условия приближения загрузки трансформаторов двухтрансформаторных ТП до 0,65…0,7, а однофазных - до 0,9…1,0.

Результаты выбора КУ представлены в табл. 4.1. Суммарная мощность выбранных КУ в сети 0,4 кВ составляет 11500 квар.

Полная мощность цеховых ТП на стороне 0,4 кВ после установки компенсирующих устройств определится из выражения:

4.5 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций

Определяя число трансформаторов цеховых ТП, необходимо учесть условие, предъявляемое к электроснабжению электроприемников первой и второй категории, которое указывает, что для их питания должно быть два независимых источника питания, т.е. цеховые ТП в этом случае принимаются двухтрансформаторными.

При выборе числа ТП в цехе рекомендуется руководствоваться следующим:

если удельная нагрузка цеха менее 0,2 кВ•А/м2то устанавливаются трансформаторы мощностью не более 1000 кВ•А;

если удельная нагрузка цеха составляет 0,2...0,3 кВ•А/м2, то целесообразна установка трансформаторов мощностью 1000 или 1600 кВ•А;

если удельная нагрузка цеха более 0,3 кВ•А/м2, то целесообразна установка трансформаторов мощностью 2500 кВ•А.

По условиям окружающей среды (технологическая пыль, химически-агрессивная среды) в цехах 3, 4, 5, (трансформаторные подстанции пристроенные, в остальных цехах - встроенные.

Цеховые ТП выполняются с трансформаторами мощностью до 2500 кВА. Включительно без сборных шин на стороне высокого напряжения, как при радиальной, так и при магистральной схемах подключения.

Для электроприёмников I и II категорий надёжности число трансформаторов цеховой ТП не должно быть менее двух. Поэтому однотрансформаторные подстанции на заводе не предусмотрены.

Мощность трансформаторов выбирается по полной расчетной мощности с учетом компенсации реактивной мощности ??ТП КУ.

Выбранные трансформаторы (таблица 4.1) проверяются по коэффициенту загрузки в нормальном и послеаварийном режимах. В соответствии с [1] коэффициенты загрузки трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях:

в нормальном режиме - от 0,65 до 0,7;

в послеаварийном режиме - не более 1,4.

Для однотрансформаторных подстанций коэффициент загрузки трансформаторов целесообразен в пределах 0,9-1,0.

Выбранные трансформаторы (табл. 4.2) входят в состав комплектных трансформаторных подстанций для промышленности (КТПП) внутренней установки с однорядным расположением. На КТП используются масляные герметичные трансформаторы с фланцами на крышке для бокового присоединения шин без расширителя типа ТМГФ мощностью от 160 до 2500 кВ*А. Трансформаторы снабжены клапаном сброса давления, обеспечивающим аварийный выхлоп газов, и не требуют замены масла в течение всего срока использования. Регулирование напряжения осуществляется переключателем без возбуждения (ПБВ) на стороне высокого напряжения в пределах ±2 х 2,5% от номинального напряжения.

Трансформаторы исполнения 02 имеют уменьшенные потери мощности. Климатическое исполнение и категория размещения - У1 (для умеренного климата и эксплуатации как на открытом воздухе, так и в закрытых производственных помещениях).

Таблица 4.2

Выбор цеховых трансформаторных подстанций

№ ТП	№ Цеха	площадь цеха, м2	удельная плотность, кВт/м2	реком. мощ. транс., кВ•А	SТПКУ, кВ•А
ТП 1/1	1	30674,6	0,19	до 1000	1421,2
ТП 1/2	1	30674,6	0,19	до 1000	1421,2
ТП 1/3	1	30674,6	0,19	до 1000	1421,2
ТП 1/4	1	30674,6	0,19	до 1000	1421,2
ТП 2	2	3882,2	0,19	до 1000	858,2
ТП 3/1	3	29955,6	0,04	до 1000	1310,5
ТП 3/2	3	29955,6	0,04	до 1000	1310,5
ТП 4	4	8100,0	0,02	до 1000	211,0
ТП 5	5	4601,2	0,11	до 1000	803,2

Таблица 4.3

Каталожные данные трансформатора цеховых ТП

№ ТП	Тип трансформатора	Sн, кВ•А	Напр обмоток	Рхх кВт	Рк кВт	Uk	Iхх
			ВН	НН
4	ТМГФ-160/10-01 У1	160	10	0,4	0,41	2,65	4,5	2
2, 5	ТМГФ-630/10-01 У1	630	10	0,4	0,94	7,6	5,5	1,6
1, 3	ТМГФ-1000/10-02 У1	1000	10	0,4	1,25	10,8	5,5	1

4.6 Определение потерь в трансформаторах и нагрузки цеховых ТП на стороне 10 кВ

При определении мощности, передаваемой по кабельным линиям предприятия, необходимо учитывать потери мощности в цеховых трансформаторах.

Потери полной мощности в трансформаторах цеховых подстанций Д??_Т складываются из активной ДРТи реактивной Д??Т составляющих:

Активная составляющая потерь:

где n - количество трансформаторов на подстанции;

- отношение суммарной мощности, протекающей по всем трансформаторам группы, к номинальной мощности одного трансформатора;

??_З - коэффициент загрузки каждого трансформатора группы в нормальном режиме.

Реактивная составляющая потерь:

Потери холостого хода:

Потери короткого замыкания:

Ток холостого хода ??_ХХ и напряжение короткого замыкания UK трансформаторов получены из их паспортных данных (табл. 4.3).

Мощность цеховой ТП на стороне 10 кВ (табл. 4.4) определяется по формуле:

В качестве примера рассмотрим расчёт потерь мощности и нахождение мощности для цеховой ТП-1:

;

Результаты расчётов потерь в трансформаторах и мощности ТП на стороне 10 кВ приведены в таблице 4.4.

Суммарные активные потери мощности составляют 1,03%, реактивные - 5,13% от мощности ТП.

электрический цеховой трансформаторный кабельный

Таблица 4.4

Расчёт потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций

№ ТП	Тип трансформатора	число трансф.	Sн, кВ•А	КЗ	?РТ, кВт	?QТ, кВар
ТП 1/1	ТМГФ-1000/10-02 У1	2	1000	0,7	13,4	75,5
ТП 1/2	ТМГФ-1000/10-02 У1	2	1000	0,7	13,4	75,5
ТП 1/3	ТМГФ-1000/10-02 У1	2	1000	0,7	13,4	75,5
ТП 1/4	ТМГФ-1000/10-02 У1	2	1000	0,7	13,4	75,5
ТП 2	ТМГФ-630/10-01 У1	2	630	0,7	8,9	52,3
ТП 3/1	ТМГФ-1000/10-02 У1	2	1000	0,7	11,8	67,2
ТП 3/2	ТМГФ-1000/10-02 У1	2	1000	0,7	11,8	67,2
ТП 4	ТМГФ-160/10-01 У1	2	160	0,7	3,1	12,7
ТП 5	ТМГФ-630/10-01 У1	2	630	0,6	8,1	48,3
Итого					97,3	549,9
					0,01%	0,05%

Продолжение таблицы 4.4

№ ТП	Рртпку, кВт	Qртпку, кВар	Sртпку, кВ*А	Ртп10, кВт	Qтп10, кВар	Sтп10, кВ*А
ТП 1/1	1420,8	1421,2	2009,6	1434,2	1496,7	2073,0
ТП 1/2	1420,8	1421,2	2009,6	1434,2	1496,7	2073,0
ТП 1/3	1420,8	1421,2	2009,6	1434,2	1496,7	2073,0
ТП 1/4	1420,8	1421,2	2009,6	1434,2	1496,7	2073,0
ТП 2	722,5	858,2	1121,8	731,4	910,5	1167,9
ТП 3/1	1153,3	1310,5	1745,7	1165,1	1377,7	1804,3
ТП 3/2	1153,3	1310,5	1745,7	1165,1	1377,7	1804,3
ТП 4	151,1	211,0	259,5	154,2	223,6	271,7
ТП 5	503,4	803,2	947,9	511,5	851,5	993,3
Итого	9366,9	10178,0	13832,2	9464,2	10728,0	14305,9
						0,03

4.7 Выбор кабельных линий

Распределение энергии на территории предприятия осуществляем кабельными линиями (рис. 4.1). Применение токопроводов не имеет смысла, так как в системе распределения электроэнергии предприятия отсутствуют большие потоки мощности, передаваемые в одном направлении.

По территории завода кабельные линии прокладываются по возможности по технологическим эстакадам, стенам зданий и сооружений, а при их отсутствии вдоль трассы линий - в земле. Внутри зданий кабельные линии прокладываются по конструкциям зданий или в кабельных каналах.

При прокладке в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака. Кабели на всём протяжении должны быть защищены от механических повреждений путём покрытия плитами или кирпичом в один слой поперёк трассы.

Рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести силовых кабелей. При большем количестве кабелей рекомендуется прокладывать их в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 0,5 метра.

Выбор сечения кабелей производится в соответствии с требованиями ПУЭ и с учётом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети.

Кабельные линии выбирают по следующим условиям:

по току нормального и послеаварийного режима;

по номинальному напряжению Uном > U сети.

Проверяются кабельные линии по нормативной (экономической) плотности тока J_H:

где ??_H = 1,0 А?мм² для кабелей с бумажной, резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами (1,3 - для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена) при ТМ более 5000 ч. [6].

При этой проверке выбирается кабель с ближайшим (в любую сторону) к расчётному значению стандартным сечением.

Распределительную сеть предприятия предполагается выполнить кабелями с алюминиевой жилой с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ) в полиэтиленовой оболочке марки АПвПу. Кабели АПвПу имеют сечение жил до 800 мм и прокладываются в сотовых конструкциях, в помещениях или в сухих грунтах [7]. Прокладка в сотовых конструкциях исключает распространение огня по трассе, не допускает повреждения оболочек смежных фаз при пробое одной из них, облегчает визуальное наблюдение и ремонт. Достоинствами кабелей с СПЭ-изоляцией являются:

· увеличенный срок службы (до 30 лет);

· повышенная пропускная способность (на 15-30% выше, чем у кабелей с бумажной или маслонаполненной изоляцией);

· отвечает экологическим требованиям;

Рисунок 4.1 - План размещения ТП и кабельных трасс предприятия

Трансформаторная КТП 10/0,4 кВ Линия 10 кВ

Двухтрансформаторная КТП 10/0,4 кВ ЛЭП 110 кВ

Прокладка и монтаж можно проводить при температуре до -20°С;

удешевляются и упрощаются обслуживание и ремонт при механических повреждениях, монтаж муфт и концевых заделок.

Кабели с СПЭ-изоляцией выпускаются одножильными с сечением жил от 50 до 800 мм2. Кабели одной цепи прокладываются рядом при расстоянии между ними равном их диаметру - от 33 до 60 мм.

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном режиме определяется по формуле:

??_ДОП = ??₁??₂??₃?? _{ДОП ТАБЛ} ,

где ??₁ - поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от температуры среды, принимается равным 1, так как температура среды и тип грунта не заданы;

??₂ - поправочный коэффициент снижения нагрузки при совместной прокладке кабелей в траншее, принят для расстояния между ними равного 300мм;

??₃ - коэффициент, учитывающий фактическое тепловое сопротивление грунта.

?? _{ДОП ТАБЛ} - допустимый табличный длительный ток.

При определении коэффициента К₂ предполагается, что кабельные линии, идущие в одном направлении, прокладываются в общей траншее. При этом коэффициент k₂ равен 1, 0,93, 0,9, 0,87, 0,86, 0,85 при количестве лежащих рядом кабельных линий -1, 2, 3, 4, 5, 6 соответственно (расстояние между линиями в свету равно 300 мм).

Коэффициент К₃ принимается равным единице из предположения, что кабель прокладывается в нормальной почве.

После нахождения поправочных коэффициентов должно быть выполнено следующее условие: ??_доп ? ??_Р.

На период ликвидации послеаварийного режима для кабелей с изоляцией из СПЭ допускается перегрузка до 17% от номинальной при их прокладке в земле и до 20 % при прокладке в воздухе.

Условие проверки по длительному току послеаварийного режима: ??_ДОПК_ПЕР ? ??_ПА.

Расчетный ток кабеля находится по формуле:

где n - число параллельно работающих кабелей в нормальном режиме;

??_ТПВН - мощность подстанции на стороне высокого напряжения с учётом потерь в трансформаторах.

Для выбора кабелей необходимо определить их расчетные токи, которые зависят от состава подключенной к кабельной линии нагрузки (табл. 4.5).

При суммировании нагрузок в магистральных схемах учитывается коэффициент одновременности (разновременности) максимумов ??_ОД, а так же потери мощности в сети.

Согласно справочнику значение ??_ОД для шин 6,10 кВ рекомендуется равным 0,6...0,8. По таблице пособия это значение зависит от количества присоединённых к одной точке сети линий и среднего группового коэффициента спроса их нагрузки. Для магистральной линии предприятия, учитывая малое количество суммируемых нагрузок (как правило, две) и общность технологического процесса предприятия, этот коэффициент принимается равным 0,9 при групповом коэффициенте спроса до 0,3; 0,95 - при групповом коэффициенте спроса до 0,5; 1,0 - при групповом коэффициенте спроса более 0,5.

Групповой коэффициент спроса ??_{С ГР} для группы из n линий (присоединений) находится следующим образом:

,

В этом случае расчетная нагрузка ??_{Р УЧ} участка магистральной схемы определится по формуле:

,

где ??_РТП10 - расчетная активная мощность на высокой стороне ТП, подключённой в конце участка, кВт;

??_{Р ПР ЛЭП} - расчетная активная мощность присоединённой магистральной линии с учётом потерь в этой линии, кВт;

k_ОД - коэффициент одновременности максимумов для сети 6.10 кВ.

Расчетная реактивная мощность определится аналогично.

Для примера рассматривается расчет нагрузки линии Л2. По этой линии передаётся электроэнергия от ПГВ к ТП-2 и далее по магистральной схеме к ТП-3/1 и ТП-3/2.

Р_РТП2 = 731,4 кВт; ??_РТП10 = 910,5 квар; ??_{С ТП10} = 0,98.

Р_{Р ПР ЛЭП} = 1165,1 кВт; ??_{Р ПР ЛЭП} = 1377,7 квар; ??_{С ГР ЛЭП} = 0,76;

??_{С ГР} = (0,98 • 731,4 + 0,76 • 1165,1)/(731,4 + 1165,1) = 0,84

При групповом коэффициенте спроса 0,49 и трех присоединениях ??_ОД =1.

Р_ПРЛЭП10 = 1 • (731,4 + 731,4) = 1462,9 кВт;

??_ПРЛЭП10 = 1 • (910,5 + 1377,7) = 2288,1 квар;

??_РЛЭП10 = = 2715,8 кВ • А.

Результаты расчета нагрузок кабелей, питающих цеховые ТП, сведены в таблицу 4.5

Результаты выбора сечения кабелей, питающих цеховые ТП, сведены в таблицу 4.6

Таблица 4.5

Нагрузки к кабельным линиям

№ линии	Начальный пункт	Конечный пункт	Нагрузка в конце линии	Присоеди-нение	РРЛЭПК, кВт	QРЛЭПК, кВар	КС в конце линии
Л 1/1	ПГВ	ТП 1/1	ТП 1/1	Л 1/2	1434,2	1496,7	0,34
Л 1/2	ТП 1/1	ТП 1/2	ТП 1/2	Л 1/3	1434,2	1496,7	0,34
Л 1/3	ТП 1/2	ТП 1/3	ТП 1/3	Л 1/4	1434,2	1496,7	0,34
Л 1/4	ТП 1/3	ТП 1/4	ТП 1/4	нет	1434,2	1496,7	0,34
Л 2	ПГВ	ТП 2	ТП 2	Л 3/1	731,4	910,5	0,98
Л 3/1	ТП 2	ТП 3/1	ТП 3/1	Л 3/2	1165,1	1377,7	0,76
Л 3/2	ТП 3/1	ТП 3/2	ТП 3/2	нет	1165,1	1377,7	0,76
Л 4	ПГВ	ТП 4	ТП 4	Л 5	154,2	223,6	0,96
Л 5	ТП 4	ТП 5	ТП 5	нет	511,5	851,5	0,95

Продолжение таблицы 4.5

№ линии	Р присоед., кВт	Q присоед., кВар	КC присоед.	КC груп.	КОД	РР УЧ, кВт	QР УЧ, кВар	SР УЧ, кВ•А
Л 1/1	1434,2	1496,7	0,34	0,34	0,95	2725,0	2843,8	3938,6
Л 1/2	1434,2	1496,7	0,34	0,34	0,95	2725,0	2843,8	3938,6
Л 1/3	1434,2	1496,7	0,34	0,34	0,95	2725,0	2843,8	3938,6
Л 1/4	0,0	0,0	0,00	0,34	0,95	2725,0	1421,9	3073,6
Л 2	1165,1	1377,7	0,76	0,84	1	1462,9	2288,1	2715,8
Л 3/1	1165,1	1377,7	0,76	0,76	1	2330,2	2755,4	3608,6
Л 3/2	0,0	0,0	0,96	0,76	1	2330,2	1377,7	2707,0
Л 4	511,5	851,5	0,95	0,95	1	308,5	1075,1	1118,5
Л 5	0,0	0,0	0,00	0,95	1	1022,9	851,5	1331,0

Таблица 4.6

Выбор кабелей системы распределения

№ линии	Число параллельных цепей в линии	Число ниток в цепи	Расчетное сечение по экономической плотности тока, мм2	F эк, мм2	Допустимое сечение по термической стойкости, мм2	Выбран-ное сечение	Допустимый ток (табличное значение), А	число кабелей в траншее
Л 1/1	2	1	87	95	95	95	233	2
Л 1/2	2	1	87	95	95	95	233	2
Л 1/3	2	1	87	95	95	95	233	2
Л 1/4	2	1	68	70	70	70	193	2
Л 2	2	1	60	70	70	95	193	2
Л 3/1	2	1	80	95	95	95	233	2
Л 3/2	2	1	60	70	70	70	193	2
Л 4	2	1	25	50	50	50	156	2
Л 5	2	1	30	50	50	50	156	2

Продолжение таблицы 4.6

№ линии	k2	kпер	Расчетный ток для цепи, А	расчётный ток кабеля в нормальном режиме, А	Ток допустимый нормального режима, А	Расчетный ток кабеля в после-аварийном режиме, А	Допустимый ток кабеля в после-аварийном режиме, А	Выбранный тип кабеля
Л 1/1	0,93	1,18	113,7	113,7	216,7	227,4	255,7	АПвПУ-3х95/16
Л 1/2	0,93	1,18	113,7	113,7	216,7	227,4	255,7	АПвПУ-3х95/16
Л 1/3	0,93	1,18	113,7	113,7	216,7	227,4	255,7	АПвПУ-3х95/16
Л 1/4	0,93	1,18	88,73	88,73	179,5	177,5	211,8	АПвПУ-3х70/16
Л 2	0,93	1,18	78,4	78,4	179,5	156,8	211,8	АПвПУ-3х95/16
Л 3/1	0,93	1,18	104,2	104,2	216,7	208,3	255,7	АПвПУ-3х95/16
Л 3/2	0,93	1,18	78,15	78,15	179,5	156,3	211,8	АПвПУ-3х70/16
Л 4	0,93	1,18	32,29	32,29	145,1	64,6	171,2	АПвПУ-3х50/16
Л 5	0,93	1,18	38,42	38,42	145,1	76,8	171,2	АПвПУ-3х50/16

4.8 Определение потерь мощности в кабельных линиях

Основной составляющей потерь активной и реактивной мощности в кабельных линиях системы распределения являются потери в продольных ветвях схемы замещения. Поперечными активными проводимостями линий вследствие их малой длины можно пренебречь.

По этой же причине в таких линиях можно пренебречь зарядными реактивными мощностями.

Активные потери в линии ДР_Л(кВт) определяются по выражению:

,

где ??₀ - активное сопротивление кабеля на единицу длины, Ом/км;

L - длина линии, км;

S_РЛЭП - расчётная мощность, передаваемая по кабелю, кВ • А;

??_КАБ - число кабелей, используемых в линии;

??_Н - номинальное напряжение линии, кВ.

Реактивные потери в линии ДQ_Л (квар) определяются по выражению:

,

где x0 - реактивное сопротивление кабеля на единицу длины, Ом/км.

Расчётная мощность в начале линии P_РЛЭП и складывается из расчётной мощности в её конце P_РЛЭП и потерь мощности в линии ДР_Л.

В качестве примера рассмотрено определение потерь мощности в линии Л 2 10кВ. Для этой линии, выполненной двумя цепями по одной нитке в каждой цепи, с кабелем сечением 70 мм2.

r₀ = 0,32 Ом/км; x₀ = 0,19 Ом/км; L = 140,9 м; S_РЛЭП = 2715,8 кВ • А.

,

,

,

,

По результатам расчетов потерь в линиях (табл. 4.7) потери активной и реактивной мощности в сетях 10 кВ предприятия составляют соответственно 0,04% и 0,02% от мощности в начале линий.

Таблица 4.7

Потери в линиях системы распределения

№ линии	R0 , Ом/км	X0, Ом/км	Длина, м	ДРЛ, кВт	ДQЛ, квар	РРЛЭПН, кВт	QРЛЭПН, квар	SРЛЭПН, кВА
Л 1/1	0,32	0,19	44,3	1,1	0,6	2726,1	2844,5	3939,9
Л 1/2	0,32	0,19	23,3	0,6	0,3	2725,5	2844,2	3939,3
Л 1/3	0,32	0,19	56,8	1,4	0,8	2726,4	2844,7	3940,2
Л 1/4	0,44	0,20	51,9	1,1	0,5	2726,1	1422,4	3074,8
Л 2	0,32	0,19	140,9	1,7	1,0	1464,5	2289,1	2717,5
Л 3/1	0,32	0,19	29,4	0,6	0,4	2330,8	2755,7	3609,3
Л 3/2	0,44	0,20	39,9	0,6	0,3	2330,9	1378	2707,7
Л 4	0,64	0,20	96,4	0,4	0,1	308,89	1075,3	1118,8
Л 5	0,64	0,20	48,8	0,3	0,1	1023,2	851,62	1331,2

5. Графики электрических нагрузок завода

Для проектирования СЭС предприятия необходимы суточные графики электрических нагрузок. Графики строятся как по активной, так и по реактивной мощности для характерных зимних и летних суток, а также для характерных выходных и праздничных дней.

В связи с тем, что предприятие находится в стадии проектирования, за основу берутся типовые графики для предприятий рассматриваемой отрасли производства стройиндустрия, приводимые в справочной литературе. Построение суточных графиков активной и реактивной мощности целесообразно проводить в относительных единицах (или в процентах), что обеспечивает наглядность и значительно упрощает последующие расчёты. В связи с тем, что проектируемое предприятие работает в трехсменном режиме и без выходных дней. Поэтому графики нагрузок выходных и праздничных дней не рассматриваются.

Таблица 5.1

Суточные графики нагрузок предприятия

Время, ч	Реактивная мощность, %	Активная мощность., %
	Зима	Лето	Зима	Лето
0:00	92	89	97	93
1:00	92	89	90	86
2:00	92	89	90	86
3:00	97	94	90	86
4:00	97	94	92	89
5:00	97	94	95	93
6:00	97	94	95	93
7:00	97	94	95	93
8:00	100	97	100	97
9:00	100	97	100	97
10:00	93	90	95	92
11:00	93	90	90	88
12:00	93	90	90	88
13:00	93	90	90	88
14:00	93	90	95	93
15:00	100	96	100	98
16:00	100	96	100	98
17:00	100	96	100	98
18:00	93	88	90	87
19:00	88	85	90	87
20:00	88	85	90	87
21:00	93	90	90	87
22:00	93	90	90	87
23:00	93	90	90	87

Таблица 5.2

Упорядоченный годовой график по продолжительности активной мощности

Рi, %	Дti, ч	Накопленное значение ti (правая граница)	PiДti, % ч
100	1065	1065	106500
98	456	1521	44688
97	517	2038	50149
95	852	2890	80940
93	760	3650	70680
92	365	4015	33580
90	2556	6571	230040
89	152	6723	13528
88	456	7179	40128
87	912	8091	79344
86	456	8547	39216
	8547		788793

Рисунок 5.5 Упорядоченный годовой график по продолжительности активной мощности

Упорядоченный годовой график по продолжительности активной мощности позволяет определить годовое число часов использования максимума активной мощности ТМ. Это число показывает необходимую длительность работы предприятия с неизменной максимальной активной мощностью, за которую потребление электрической энергии равно потреблению электрической энергии при фактическом графике нагрузок:

, ч,

где Р?? - значения мощности на годовом графике, %;

РМ - максимальное значение мощности на годовом графике, равное 100%;

Дt_i- суммарная годовая длительность работы завода с мощностью Рi, ч,

n - количество различных значений мощности на всех суточных графиках.

Полученное в результате расчёта по табл. 5.2 значение Т_М = 7888 ч соответствует диапазону, который обычно рекомендуется для предприятий с трёхсменным режимом работы. Это значение в дальнейшем используется для определения экономической плотности тока, нахождения потерь электрической энергии в элементах сети, потребления электроэнергии предприятием.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При выполнении курсового проекта рассмотрен технологический процесс предприятия, построены графики электрических нагрузок, определена расчетная нагрузка цехов и завода в целом, найден центр электрических нагрузок завода, на основании технико-экономического расчёта выбрана система питания, осуществлён выбор компенсирующих устройств и системы распределения электроэнергии предприятия.

Подстанция глубокого ввода (ПГВ) расположена с минимальным смещением от найденного расчетным путем центра электрических нагрузок.

Цеховые подстанции выполнены двух трансформаторными.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Рокотян, С.С. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / С.С. Рокотян, И.М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 351с.

2. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. - Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2011. - 854 с.

3. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 456 с.

4. Кудрин, Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. / Б.И. Кудрин. М.: Интермет инжениринг, 2015.

5. Сибикин, Ю.Д. Электроснабжение. Учебное пособие. / Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин. - М.: ИП Радиософт, 2009, - 328 с.

6. Федоров, А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. 4-е изд., перераб. и доп. / А.А. Федоров, В.В. Каменева. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 408 с.

7. Справочная книга по светотехнике / Под ред. Ю.Б. Айзенберга. - 2-е изд., М.: Энергоатомиздат, 1995. - 528 с.

8. Оборудование и электротехнические устройства систем электроснабжения: справочник / Под общ. ред. В.Л. Вязигина, В.Н. Горюнова, В.К. Грунина (гл. ред.) и др. Омск: ИЦ «Омский научный вестник», 2006. - 232 с.

9. Расчёт электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования промышленных предприятий. Учебное пособие / В.К. Грунин, С.Г. Диев, В.В. Карпов, В.Ф. Небускин, В.К. Фёдоров, А.В. Щекочихин. - Омск: Изд-во ОмГТУ, 2001. - 104 с.

10. Электрический ток. ГОСТ 12.1.038-82, ГОСТ 12.1.019-79.

11. Горюнов, В.Н. Технологические процессы производств промышленных предприятий: учебное пособие / В.Н. Горюнов, В.К. Грунин, В.А. Ощепков, П.В. Рысев; под общ редакцией В.К. Грунина. - Омск: изд-во ОмГТУ, 2011. - 160 с.

12. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание - С-Пб.: Из-во ДЕАН, 2002.- 176 с.

13. Электротехнический справочник: В 4т., Т.3 Производство, передача и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др.) - 8-е изд. - М: изд-во МЭИ, 2002г-964с.

14. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 1987 -363 с.

15. Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд., - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009. - 392 с.

16. Опалева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. / Г.Н. Опалева М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006. - 480 с.

17. Барыбин, Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения. Ю.Г. Барыбин, Л.Е. Федоров. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

18. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТ РМ-016-2001. РД 153-34.0-03.150-00. СПб.: Издательство ДЕАН, 2011. - 206 с.

19. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно. - М.: Высшая школа, 1990. - 383 с.

20. Нормы пожарной безопасности НПБ 105-03.

21. Вязигин, В.Л. Электрическое освещение. Методические рекомендации к практическим занятиям и самостоятельной работе студентов. / В.Л. Вязигин ОмГТУ, 2007. - 123 с.

22. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года; распоряжение Правительства РФ от 13 ноября 2009 года №715-р.

23. Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской федерации: Федеральный закон от 23 ноября 2009 №261-ФЗ // Российская газета.- 2009. - №5050.

24. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках. М.: Энергоатомиздат 1984. - 448 с.

25. Электротехнический справочник: В 4т., Т.3 Производство, передача и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др.) - 8-е изд. - М: изд-во МЭИ, 2002 г. - 964 с.

26. Правила устройства электроустановок, Минэнерго, Москва, Энергоатомиздат, 1986 - 527 с.

27. Диев С.Г., Сюсюкин А.Н. Методическое указание для выполнения курсового проекта по электроснабжению промышленных предприятий, Омск, 1984.

Размещено на Allbest.ru