Схема електропостачання заводу торгового машинобудування з встановленою потужністю 6350 кВт

Розробка схеми електропостачання заводу торгового машинобудування. Основні методи розрахунку електричних навантажень. Вибір схеми внутрішнього та зовнішнього електропостачання, техніко-економічне порівняння їх варіантів. Розрахунок економічного ефекту.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык украинский
Дата добавления 09.11.2017
Размер файла 1,4 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

79

Размещено на http://www.allbest.ru/

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

"ХАРКІВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ"

Факультет Електроенергетичний

Кафедра Електричні станції

Спеціальність 6.05070108, Енергетичний менеджмент

ДИПЛОМНА РОБОТА

освітньо-кваліфікаційного рівнябакалавр

Тема роботи: "Схема електропостачання заводу торгового машинобудування з встановленою потужністю 6350 кВт"

Виконавець Кокоровець Ірина Сергіївна

Керівник доц. Богатирьов Ігор Миколайович

Харків 2013

Зміст

  • Перелік позначень та скорочень
  • Вступ
  • 1. Розробка схеми електропостачання заводу торгового машинобудування
  • 1.1 Розрахунок електричних навантажень підприємства, що проектується
  • 1.1.1 Класифікація методів розрахунку електричних навантажень
  • 1.1.2 Основні методи розрахунку електричних навантажень
  • 1.1.3 Розрахунок навантажень методом коефіцієнта попиту
  • 1.2 Вибір схеми зовнішнього електропостачання
  • 1.2.1 Вибір джерел живлення
  • 1.2.2 Визначення економічного значення реактивної потужності
  • 1.2.3 Вибір числа та потужності силових трансформаторів ГПП підприємства
  • 1.3 Вибір схеми внутрішнього електропостачання
  • 1.3.1 Розрахунок кількості трансформаторів ЦТП
  • 1.3.2 Розподіл навантажень по ЦТП
  • 1.4 Вибір та розміщення КП в схемі електропостачання підприємства
  • 1.4.1 Розрахунок втрат в трансформаторах при холостому ході та короткому замиканні
  • 1.4.2 Розрахунок втрат на підстанціях
  • 2. Компенсація реактивної потужності
  • 2.1 Основні споживачі реактивної потужності
  • 2.1.1 Сучасні асинхронні двигуни
  • 2.1.2 Трансформатори
  • 2.2 Заходи з підвищення коефіцієнта потужності у електроустановках
  • 2.2.1 Заходи першої групи
  • 2.2.2 Заходи другої групи
  • 2.2.3 Встановлення синхронних електродвигунів
  • 2.2.4 Показники економічності компенсуючих пристроїв
  • 2.3 Розрахунок плати за споживання реактивної енергії
  • 2.4 Компоненти систем компенсації реактивної потужності
  • 2.4.1 Мікропроцесорний контролер DCRK
  • 2.4.2 Опис
  • 2.4.3 Відображення значень параметрів
  • 3. Техніко-економічне порівняння варіантів схем внутрішнього електропостачання
  • 3.1 Методика техніко-економічного порівняння
  • 3.2 Розрахунок приведених витрат по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання
  • 3.2.1 Розрахунок капітальних вкладень по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання
  • 3.2.2 Розрахунок річних втрат електроенергії
  • 3.2.3 Розрахунок плати за споживання реактивної енергії
  • 3.2.4 Розрахунок річних витрат
  • 3.3 Розрахунок приведених витрат по другому варіанту схеми внутрішнього електропостачання
  • 3.3.1 Розрахунок капітальних вкладень по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання
  • 3.3.2 Розрахунок річних втрат електроенергії
  • 3.3.3 Розрахунок плати за споживання реактивної енергії
  • 3.3.4 Розрахунок річних витрат
  • 3.4 Розрахунок економічного ефекту
  • 4. Охорона праці й навколишнього середовища
  • 4.1 Загальні питання охорони праці
  • 4.2 Аналіз небезпечних і шкідливих факторів
  • 4.3 Метереологічні умови при роботі
  • 4.4 Шум і вібрація
  • 4.5 Вимоги безпеки при роботі на ПЕОМ
  • 4.6 Електробезпечність
  • 4.7 Пожежна безпека
  • Висновки
  • Список джерел інформації

Перелік позначень та скорочень

ВН (НН) - вища (нижча) напруга

ГПП - головна понижуюча підстанція

ГРП - головна розподільча підстанція

ДП - джерело постачання

ЕП - електроприймач

ЕС - електростанція

КБ - конденсаторні батареї

КЗ - коротке замикання

ККП - комплектні конденсаторні пристрої

КП - компенсуючі пристрої

КП ВН - компенсуючі пристрої високої напруги

КП НН - компенсуючі пристрої низької напруги

КТП - комплектні трансформаторні підстанції

ЛЕП - лінії електропередач

ПС - підстанція

ПУЕ - правила улаштування електроустановок.

РП - розподільчі пристрої

СД - синхронний двигун

ТЕС - теплова електростанція

ХХ - холостий хід

ЦЕН - центр електричних навантажень

ЦП - центр постачання

ЦТП - центральна трансформаторна підстанція

Вступ

Поглиблення електрифікації галузей економіки об'єктивно для віх країн і збережеться у XXI сторіччі. Валовий внутрішній продукт і комфортність життя кореляційно визначаються електроспоживанням, продуктивність праці - електроозброєністю.

Ефективність використання електроенергії - найважливіша частина забезпечення енергетичної безпеки країни. Електрики-споживачі, вирішуючи проблеми електропостачання, повинні відштовхуватися від ряду об'єктивних факторів, на які буде спиратися державна політика енергопостачання. Це, перш за все, неминучий ріст цін на енергоносії. Вони будуть зростати на (15-20) % на рік.

Енергозбереження і поглиблення електрифікації визначають обширною сферою економіки - електрикою. Ефективність і інтенсифікація загального виробництва багато в чому визначається електрикою. Кожний електрик має володіти знаннями, які дозволять йому оцінювати рішення і результати. Знання інженера - електрика - спеціаліста по електропостачанню - визначаються колом його діяльності: на виробництві він може піднятися до головного електрика (енергетика) підприємства, в інвестиційному інституті - до начальника відділу (головного інженера проекту), у ВНЗ - до професора, у конструкторському бюро - до генерального конструктора. На кожній сходинці адміністративного і професійного росту необхідно вирішувати різні задачі, спочатку окремі і масові (наприклад, вибір перерізу дроту до приймака 0,4 кВ), а потім загальні або спеціальні. Наприклад, вирішення схеми електропостачання цеху, виробництва, заводу на перспективу, включаючи керування електропроводом великої одиничної потужності, електротермічними та специфічними електроприймачами.

В умовах неповноти і невизначеності вхідних даних спеціаліст має вміти розробляти і приймати рішення, що визначають як кожний елементи, так і систему електропостачання.

На сьогоднішній день найбільшу економію дає не оцінка цих окремих рішень, яка необхідна, а менеджерський підхід, що оцінює результат побудови, функціонування і розвитку в цілому підприємства, виробництва, цеху та їхньої підсистеми - електричного господарства.

До найважливіших проблем електрики, які підлягають рішенню, варто віднести: інформаційне забезпечення спеціалістів - електриків для ефективного менеджменту; визначення параметрів, включно з електричними навантаженнями і оптимізацією електричного господарства по рівням ієрархії; організацію обліку витрат електроенергії від агрегату (виділеної адміністративної, територіальної або технологічної одиниці) до підприємства, енергозбереження; забезпечення надійного електропостачання, достатньої компенсації реактивної потужності на всіх рівнях електропостачання, якість електроенергії у електроприймачів; забезпечення групового та одиничного само запусків електродвигунів; розширення кола частотного приводу; керування структурою встановленого обладнання з ціллю його уніфікації, формулювання вимог до електропромисловості, покращення організації електроремонту.

Необхідно зрозуміти основні закони й закономірності побудови, функціонування і розвитку систем електропостачання споживача, усвідомити особливості власне електрики як реальності і науки, представити її місце у ряді інших електротехнічних дисциплін.

електропостачання завод торгове машинобудування

1. Розробка схеми електропостачання заводу торгового машинобудування

1.1 Розрахунок електричних навантажень підприємства, що проектується

В табл.1.1 наведені початкові дані для проектування схеми електропостачання.

Таблиця 1.1 - Початкові данні проектованого підприємства

Найменування об'єкту

Рвст, кВт

Деревообробний

500

Цех збірки

350

Малярний

200

Інструментальний

980

Цех заготівки

100

Склад

60

Механічний

2500

Котельна

1200

Компресорна

60

Ремонтний

400

Всього

6350

Першим етапом проектування системи електропостачання є визначення електричних навантажень. За значенням електричних навантажень вибирають і перевіряють електрообладнання системи електропостачання, визначають втрати потужності та електроенергії. Від правильної оцінки очікуваних навантажень залежать капітальні витрати на систему електропостачання та експлуатаційні витрати, надійність роботи електрообладнання.

При проектуванні системи електропостачання або аналізі режимів її роботи споживачі електроенергії (окремий приймач електроенергії, група приймачів, цех або завод в цілому) розглядають як навантаження. Розрізняють наступні види навантажень: активну потужність Р, реактивну потужність Q, повну потужність S і струм I.

1.1.1 Класифікація методів розрахунку електричних навантажень

У практиці проектування систем електропостачання застосовують різні методи визначення електричних навантажень, які поділяють на основні і допоміжні. У першу групу входять методи розрахунку за:

1) встановленої потужності і коефіцієнту попиту;

2) середній потужності і відхилення розрахункового навантаження від середнього (статистичний метод);

3) середній потужності і коефіцієнту форми графіка навантажень;

4) середній потужності і коефіцієнту максимуму (метод впорядкованих діаграм).

Друга група включає в себе методи розрахунку за:

5) питомим витратам електроенергії на одиницю продукції при заданому обсягу випуску продукції за певний період часу;

6) питомим навантаженням на одиницю виробничої площі.

Застосування того або іншого методу визначається допустимою похибкою розрахунків. При проведенні укрупнених розрахунків, зокрема на стадії проектного завдання користуються методами, що базуються на даних про сумарну встановлену потужність окремих груп приймачів - відділення, цеху, корпусу. Методи, засновані на використанні даних про одиничних приймачів відносять до найбільш точних. Розглянемо ці методи розрахунку електричних навантажень і встановимо область їх застосування.

1.1.2 Основні методи розрахунку електричних навантажень

I По встановленій потужності і коефіцієнту попиту

Для визначення розрахункових навантажень за методом коефіцієнта попиту необхідно знати встановлену потужність групи приймачів і коефіцієнти потужності cosц і попиту даної групи, які визначаються за довідковими матеріалами.

Розрахункове навантаження всього проектованого підприємства визначається підсумовуванням розрахункових навантажень окремих цехів з урахуванням коефіцієнта навантаження = 0.95.

Тоді:

де n - кількість цехів на території проектованого підприємства.

II Статистичний метод

Статистичний метод ґрунтується на вимірюванні навантажень ліній, що живлять характерні групи електроприймачів, без звернення до режиму роботи окремих електроприймачів і числовим характеристиками індивідуальних графіків.

Запропонований метод Б.В. Гнеденко, не розглядає поведінки показників, коефіцієнтів і чинників, що впливають на них, а використовує дві інтегральні характеристики: генеральне середнє навантаження Рср і генеральне середнє квадратичне відхилення, де дисперсія DP береться для того ж інтервалу усереднювання.

Так як стандарт групового графіка безпосередньо залежить від коефіцієнта форми, то виявляються вади, пов'язані з необхідністю мати дані по графіках навантаження. Для відмови від графіків проводять вимір (запис) максимальних навантажень щодня за квартал (або інші періоди).

Потім методами математичної статистики визначаю (як математичне очікування) і дисперсію (як центральний момент другого порядку). Зазначимо, що такі вимірювання можна провести для діючої системи електропостачання, а необхідність у визначенні виникає до побудови системи електропостачання.

Значення найчастіше визначається за правилом трьох сигм:

, що при нормальному розподілі відповідає граничним ймовірностей 0,001 і 0,999. Ймовірності перевищення навантаження на 0,5% відповідає =2,5, для =1,65 забезпечується 5 % ймовірність помилки.

III По середній потужності і коефіцієнту форми графіка навантажень

В основі методу лежить рівність розрахункових і середньоквадратичних навантажень. Для груп приймачів з повторно-короткочасним режимом роботи прийняте припущення справедливо у всіх випадках. Воно прийнятно також для груп приймачів з тривалим режимом роботи, коли число приймачів у групі досить велике і відсутні потужні приймачі, здатні змінити рівномірний груповий графік навантажень.

Цей метод може застосовуватися для визначення розрахункових навантажень цехових шинопроводів, на шинах нижчої напруги цехових трансформаторних підстанцій, на шинах РУ напругою 10 кВ, коли значення коефіцієнта форми знаходиться в межах (1-1,2). Розрахункове навантаження групи приймачів визначають з виразів:

, або

де .

IV Метод впорядкованих діаграм

За цим методом розрахункове активне навантаження приймачів електроенергії на всіх щаблях живильних і розподільних мереж включаючи трансформатори й перетворювачі визначають за середньої потужності і коефіцієнта максимуму з виразу

Значення коефіцієнта максимуму залежить від коефіцієнта використання для даної групи приймачів і ефективного числа приймачів. Під ефективним числом приймачів групи різних по номінальній потужності і режиму роботи приймачів розуміють кількість однорідних по режиму роботи приймачів однакової потужності що зумовлює те ж розрахункове навантаження,що і ця розглянута група різних по номінальній потужності і режиму роботи приймачів.

Коефіцієнт максимуму можна визначати за кривими або за таблицею.

У методі впорядкованих діаграм прийнята допустима для інженерних розрахунків похибка, що дорівнює 10 %. Однак практика застосування цього методу обумовлює похибку (20-40) % і тому його застосування вимагає ретельного аналізу вихідних даних і результатів розрахунку.

Враховуючи, що в завданні у якості окремих елктроприймачів задані цеха, розрахунок необхідно проводити за методом коефіцієнта попиту, який оснований на середньостатистичних графіках навантаження для різних типів виробництв.

1.1.3 Розрахунок навантажень методом коефіцієнта попиту

Розрахункове навантаження всього проектованого підприємства визначається підсумовуванням розрахункових навантажень окремих цехів з урахуванням коефіцієнта навантаження 0.95.

(1.17)

Виконавши розрахунки по даним формулам, всі отримані дані занесли в табл.1.2

Таблиця 1.2 - Результати визначення розрахункових навантажень

Найменування об'єкту

Рвст, кВт

, кВт

кВАр

кВА

cos ц

tg ц

Деревообробний

500

215

245

326

0,43

0,33

0,66

1,14

Цех збірки

350

35

61

70

0,1

0,06

0,5

1,73

Малярний

200

160

120

200

0,8

0, 73

0,8

0,75

Інструментальний

980

157

359

392

0,16

0, 14

0,4

2,29

Цех заготівки

100

40

53

67

0,4

0,35

0,6

1,33

Склад

60

18

31

36

0,3

0,2

0,5

1,73

Механічний

2500

500

866

1000

0,2

0,16

0,5

1,73

Котельна

1200

840

630

1050

0,7

0,65

0,8

0,75

Компресорна

60

45

34

56

0,75

0,7

0,8

0,75

Ремонтний

400

140

105

175

0,35

0,35

0,8

0,75

Всього (врах. )

6350

2043

2379

3203

1.2 Вибір схеми зовнішнього електропостачання

Система зовнішнього електропостачання включає в себе схему електропостачання і джерела живлення підприємства. Основними умовами проектування раціональної системи зовнішнього електропостачання є надійність, економічність і якість електроенергії в мережі.

Економічність визначається приведеними витратами на систему електропостачання. Надійність залежить від категорії споживачів електроенергії і особливостей технологічного процесу, неправильна оцінка яких може привести як до зниження надійності системи электротропостачання так і до невиправданих витрат на зайве резервування.

При проектуванні, як правило, розробляється кілька варіантів, найбільш доцільний з яких визначають в результаті техніко-економічного зіставлення.

1.2.1 Вибір джерел живлення

Основними джерелами живлення електроенергії промислових підприємств є електричні станції та мережі районних енергосистем. За наявності особливих груп споживачів електроенергії а також у разі значної відстані або недостатньої потужності основного джерела живлення споруджують власну електростанцію підприємства. Потужність власного джерела залежить від його призначення і може змінюватися в широких межах. На підприємствах зі значним споживанням тепла в якості власного джерела живлення споруджують теплову електростанцію ТЕС.

Найбільш раціональним місцем розташування власного джерела живлення підприємства є центр електричних навантажень ЦЕН. У разі збігу ЦЕН з місцем розташування технологічних об'єктів або комунікацій джерело живлення розміщують з максимально можливим наближенням до центру навантажень.

Для споживачів електроенергії, що належать до I категорії відповідно до ПУЕ передбачають не менше двох незалежних джерел живлення. Незалежним джерелом живлення називають джерело живлення приймача чи групи приймачів електроенергії на якому напруга для післяаварійного режиму не знижується більш ніж на 5 % порівняно з нормальним режимом роботи при зникненні його на іншому або інших джерелах живлення цих приймачів. До числа незалежних джерел живлення відносять дві секції або системи шин однієї або двох електростанцій і підстанцій при одночасному дотриманні наступних двох умов:

1) кожна секція або система шин, у свою чергу, має живлення від незалежного джерела живлення;

2) секції (системи) шин не пов'язані між собою або мають зв'язок, який автоматично вимикається при порушенні нормальної роботи однієї секції (системи) шин.

Розподіл навантаження між джерелами живлення підприємства здійснюють з урахуванням потужності, віддаленості і економічності джерела живлення, а також сезонності роботи підприємства. В якості резервних доцільно використовувати малопотужні і віддалені джерела живлення.

Вибір схеми зовнішнього електропостачання

При проектуванні схеми електропостачання підприємства разом з надійністю і економічністю необхідно враховувати такі вимоги як характер розміщення навантажень на території підприємства, споживану потужність та наявність власного джерела живлення.

Залежно від встановленої потужності приймачів електроенергії розрізняють об'єкти великої (75-100 МВт і більше), середньої (від 5-7,5 до 75 МВт) і малої (до 5 МВт) потужності. Для підприємств малої і середньої потужності, як правило, застосовують схеми електропостачання з одним прийомним пунктом електроенергії (ГПП, ГРП, РПП). Якщо є споживачі I категорії то передбачають секціонування шин приймального пункту і живлення кожної секції по окремій лінії.

Так як встановлена потужність приймачів нашого заводу становить 6,35 МВт, то він відноситься до підприємств середньої потужності і можна застосувати схему електропостачання з одним прийомним пунктом.

Схеми з двома і більше приймальними пунктами застосовують на підприємствах великої потужності з переважанням споживачів I категорії при наявності потужних та відокремлених груп приймачів електроенергії при розвитку підприємства етапами коли живлення другої черги економічно доцільно виконувати від окремого приймального пункту електроенергії, а також у тих випадках коли приймальні пункти виконують одночасно функції РП та їх встановлення економічно доцільною.

Промислове підприємство має в наявності споживачів першої і другої категорії надійності електропостачання, які повинні споживатись на менш ніж по двох лініях від двох незалежних ДП.

У зв'язку з тим,що відстань до підстанції становить 12 км, а потужність підприємства становить 3203 кВА, то в якості напруги підприємства вибрано 35 кВ і буде встановлена ГПП з двома трансформаторами

1.2.2 Визначення економічного значення реактивної потужності

Одним з основних питань, що вирішуються при проектуванні і експлуатації систем електропостачання промислових підприємств, є питання про компенсацію реактивної потужності. Передача значної кількості реактивній потужності з енергосистеми до споживачів нераціональна з наступних причин: виникають додаткові втрати напруги в живлячих мережах і додаткові втрати активної потужності і енергії у всіх елементах системи електропостачання, у т. ч. і в мережах енергосистеми, обумовлені завантаженням їх реактивною потужністю, знижується пропускна здатність ЛЕП.

Компенсація реактивної потужності з одночасним поліпшенням якості електроенергії безпосередньо в мережах промислових підприємств є одним з основних напрямів скорочення втрат електроенергії і підвищення ефективності електроустановок підприємств. Значення реактивної потужності електричної мережі промислового підприємства визначається параметрами і режимом роботи мережі, а також її устаткуванням. Тому компенсуючі пристрої слід проектувати одночасно з рештою елементів електричної мережі промислового підприємства з урахуванням вимог енергосистеми по забезпеченню технічних і економічних показників.

1.2.3 Вибір числа та потужності силових трансформаторів ГПП підприємства

Вибір числа і потужності силових трансформаторів ГПП промислового підприємства повинен бути технічно і економічно обґрунтованим, оскільки він робить істотний вплив на раціональну побудову схем електропостачання.

Критеріями при виборі трансформаторів є надійність електропостачання і споживана трансформаторна потужність.

Найчастіше ГПП промислових підприємств виконуються двохтрансформаторними (за умовами надійності). Однотрансформаторні ГПП допустимі тільки за наявності централізованого резерву трансформаторів і при поетапному будівництві ГПП. Установка більше двох трансформаторів можлива у виняткових випадках, наприклад, коли потрібно виділити різкозмінні навантаження і живити їх від окремого трансформатора; при реконструкції ГПП, якщо установка третього трансформатора економічно доцільна.

Вибір номінальної потужності трансформаторів ГПП залежно від початкових даних може здійснюватися по графіку навантажень підприємства або по повному розрахунковому навантаженню підприємства в номінальному режимі роботи, з урахуванням режиму енергозабезпечуючої організації (тобто енергосистеми) по реактивній потужності. У післяаварійному режимі (при відключенні одного трансформатора) для надійного електропостачання споживачів передбачається їх живлення від трансформатора, що залишився в роботі. При цьому частина навантаження трансформатора може бути відключена.

Енергосистема задає для проектованих і діючих підприємств значення оптимальної реактивної потужності, переданої з енергосистеми в мережу підприємства в період великих навантажень енергосистеми.

Якщо енергосистема не забезпечує повністю реактивною потужністю, у вказаний період, то на підприємстві повинні бути встановлені КУ.

Дані обраного трансформатора наведені у табл.1.3

Таблиця 1.3 - Параметри трансформатора

Тип

S, кВА

, кВт

, кВт

, %

, %

ТМ-1600/35

1600

35

10,5

16,5

2,75

1,3

6,5

1.3 Вибір схеми внутрішнього електропостачання

Як зовнішнє так і внутрішнє електропостачання споживачів електроенергії здійснюється за допомогою радіальних, магістральних і змішаних схем живлення.

Радіальними вважають такі схеми, в яких електроенергію від ДП передають безпосередньо до ПС, без відгалужень на шляху для живлення інших споживачів. Магістральними вважаються такі схеми, в яких електроенергію від ДП передають до ПС, споживача не безпосередньо, а з відгалуженнями на шляху для живлення інших споживачів. Як правило, магістральні схеми забезпечують приєднання 5 - 6 ПС. Такі схеми характеризуються зниженою надійністю, проте мають менше число відключаючих апаратів, дають можливість більш раціонально скомпонувати споживачів. Підвищену надійність живлення забезпечують магістральні схеми, сполучені по схемі подвійних транзитних ліній. У таких схемах при пошкодженні будь-якої з живлячих магістралей вищої напруги живлення здійснюється по другій магістралі шляхом автоматичного перемикання споживачів на секцію шин нижчої напруги трансформатора, що залишився в роботі.

За радіальною схемою живляться, зазвичай, крупні і відповідальні споживачі електричної енергії. Середні і дрібні споживачі живляться за магістральними схемами.

Комплекс основних питань при проектуванні систем електропостачання промислового підприємства разом з вибором загальної схеми живлення включає вибір раціональної напруги для схеми, оскільки останніми визначаються параметри ліній електропередачі і обираного електроустаткування ПС і мереж, а отже, розміри капіталовкладень, витрати кольорового металу, втрати електроенергії і експлуатаційні витрати. Як основну для внутрізаводських розподільних мереж, в більшості випадків, доцільно використовувати напругу 10 кВ.

Кількість цехових трансформаторних ПС (ЦТП) безпосередньо впливає на витрати на розподільні пристрої (РУ), напругою 6 - 20 кВ і внутрізаводські і цехові розподільні мережі. Так, при зменшенні числа ЦТП (тобто при збільшенні їх одиничної номінальної потужності) зменшується число осередків РУ, сумарна довжина ліній і втрати електроенергії і напруги в мережах 6 - 20 кВ, але при цьому зростає вартість мереж напругою 0.4 кВ і втрати в них. Збільшення числа ЦТП, навпаки, знижує витрати на мережі 0.4 кВ, але збільшує число осередків РУ 6 - 20 кВ і витрати на мережі напругою 6 - 20 кВ. При деякій кількості трансформаторів з номінальною потужністю досягають заданого ступеня надійності електропостачання.

Для зручності експлуатації схеми електропостачання слід прагнути вибирати не більше двох стандартних потужностей основних трансформаторів (не враховуючи допоміжних). Це веде до скорочення складського резерву трансформаторів і полегшує заміну пошкоджених трансформаторів. Якщо це здійсненно, то бажана установка трансформаторів однакової потужності. З цією метою необхідно розглянути питання про можливість живлення два або декількох споживачів (цехів, об'єкту) від однієї ЦТП і здійснень живлення крупних споживачів від 2-х - 3-х ЦТП.

В даний час ЦТП виконуються комплектними (КТП), повністю виготовленими на заводах, і, у всіх випадках, коли цьому не перешкоджають умови навколишнього середовища і обслуговування, встановлюються відкрито.

Однотрансформаторні ЦТП рекомендується застосовувати за наявності в цеху приймачів електроенергії, що допускають перерву електропостачання на час доставки складського резерву або при резервуванні, здійснюваному по лініях нижчої напруги від сусідніх ЦТП, тобто вони допустимі для споживачів другої і третьої категорій, а також, за наявності в мережі 380-660 в невеликої кількості (до 20%) споживачів першої категорії. Двохтрансформаторні ЦТП рекомендується застосовувати:

- при переважанні споживачів першої категорії і наявності споживачів "особливої групи";

- для зосередженого цехового навантаження і об'єктів загальнозаводського призначення, що окремо стоять (наприклад, компресорні і насосні станції);

- для цехів з високою питомою щільністю навантажень.

Залежно від початкових даних розрізняють два методи вибору номінальної потужності трансформаторів ЦТП:

а) по заданому добовому графіку навантаження цеху на характерну добу року для нормальних і аварійних режимів;

б) по розрахунковій потужності для тих же режимів.

1.3.1 Розрахунок кількості трансформаторів ЦТП

Кількість трансформаторів визначається за формулою:

де РЗМ, QЗМ, SЗМ - активна, реактивна и повна потужності відповідно за найбільш навантажену зміну.

Виконавши розрахунки за даними формулами, всі отримані дані занесли в табл.1.5.

Отже ми маємо встановити 5 трансформаторів потужністю 630 кВА.

В табл.1.4 приведені дані обраного трансформатора.

Таблиця 1.4 - Параметри трансформатора

Тип

S, кВА

, кВт

, кВт

, %

, %

ТСЗ-630/10

630

10,5

0,4

7,3

2

1,5

5,5

1.3.2 Розподіл навантажень по ЦТП

Від ЦТП №1 живлення отримуватимуть деревообробний цех, інструментальний цех, механічний цех та компресорна.

ЦТП 1:

Від ЦТП №2 живлення отримуватиме котельна.

ЦТП 2:

Від ЦТП №3 живлення отримуватимуть цех збірки, малярний цех, цех заготівки, склад та ремонтний цех:

ЦТП 3:

Проведені розрахунки навантажень на ЦТП занесені в табл.1.5

1.4 Вибір та розміщення КП в схемі електропостачання підприємства

Більшість електроприймачів змінного струму окрім активної потужності споживають реактивну, котра необхідна для створення магнітних потоків,що обумовлюють алгоритм їх роботи. Це стосується двигунів, трансформаторів, індукційних печей.

Для створення реактивної потужності не потрібні витрати активної потужності в первинних двигунах генераторів електростанції. Вони покривають тільки втрати активної потужності, які виникають при передачі реактивної.

Тому доцільно генерувати реактивну потужність в КП поряд з місцем її споживання, тобто безпосередньо на промислових підприємствах.

Якщо передавати реактивну потужність від електростанції до споживача, то це призводить до додаткових втрат активної потужності, отже до збільшення втрат напруги.

При передачі такої ж активної потужності зі збільшенням реактивної, зменшується коефіцієнт потужності cos.

Величина коефіцієнта потужності характеризує ступінь використання активної потужності джерела енергії.

Чим більший cos ЕП, тим краще використовуються генератори електричних станцій та їх первинні двигуни (турбіни), трансформатори ПС та електричні мережі.

Чим нижчий cos, тим гірше використовується електричне обладнання ЕС та всіх інших елементів електропостачання.

Так як обмотка трансформатора розраховується із умов допустимого нагріву на визначену силу струму, а механічна частина генератора на визначену активну потужність, то наявність в мережі реактивної потужності, а отже і реактивного току, приводить до таких наслідків:

1) до недовикористання обмоток генераторів по активному струму, а отже і недовикористанню генераторів по активній потужності, на котру вони розраховані;

2) реактивна складова струму, проходячи по елементам мережі от генератора до споживача, викликає додаткові втрати потужності, електроенергії та напруги.

Реактивна потужність, споживання якої обумовлено наявністю змінних магнітних полів сама по собі не потребує для ії покриття збільшення потужності первинних двигунів генераторів ЕС. Цим пояснюється можливість компенсації реактивної потужності за допомогою джерел реактивної потужності, підключених в мережу в місцях ії споживання, тим самим розвантажуються генератори ЕС і всі елементи мережі від проходження реактивних струмів.

Задачею компенсації є проведення таких заходів, при здійсненні котрих реактивна потужність, що споживається з мережі була б рівна нулю або близька до нього. Це досягається включенням в ланцюг ємного опору, який являється джерелом або генератором реактивної потужності.

Таким чином, якщо джерело реактивної потужності буде генерувати потужність, яка б дорівнювала споживаному індуктивному навантаженню реактивної потужності, то споживання ії із мережі буде дорівнювати нулю.

1.4.1 Розрахунок втрат в трансформаторах при холостому ході та короткому замиканні

Для ГПП:

де S - фактична повна потужність, що передається одним трансформатором ЦТП з шин 10 кВ ГПП на шини 0,4 кВ ЦТП.

Для цехових:

1.4.2 Розрахунок втрат на підстанціях

Найбільшу реактивну потужність, яку доцільно передавати через трансформатори ЦТП в мережу напругою до 1 кВ, визначають по формулі:

Найбільша реактивна потужність, яку доцільно передавати через трансформатори ЦТП-1:

=474

При цьому сумарна потужність КУ НН для даної ЦТП складає:

1227-474=753 .

При цьому сумарна потужність КУ НН для даної ЦТП складає:

Приймаємо до встановлення 1 КП потужністю 50 кВА.

Коефіцієнт завантаження трансформаторів ЦТП

де - номінальна потужність трансформатора ЦТП.

Коефіцієнт завантаження трансформаторів ЦТП-1

Коефіцієнт завантаження трансформаторів ЦТП-2

Коефіцієнт завантаження трансформаторів ЦТП-3

2. Компенсація реактивної потужності

Асинхронні електродвигуни, флуоресцентні лампи, індукційні печі, силові, зварювальні і інші спеціальні трансформатори, зварювальні автомати для дугового зварювання на змінному струмі або зварювання контактним опором, котушки контакторів і реле, лінії електропередач споживають разом з активною і реактивну потужність. Реактивна потужність затрачається на створення змінних електромагнітних полів. Як відомо, чим більша реактивна потужність при постійній активній, тим нижче коефіцієнт потужності.

При зниженні коефіцієнта потужності споживачів (при незмінній активній потужності) внаслідок зростання реактивного струму збільшуються втрати електроенергії в мережах, трансформаторах і генераторах. При значному зниженні значення коефіцієнта потужності трансформатори та генератори виявляються настільки завантаженими реактивними струмами, що подальше отримання від них активної потужності стає нереальним. Крім того, при зниженні коефіцієнта потужності збільшуються і втрати напруги в мережах і практично всі показники якості електроенергії за напругою залежать від обсягів споживання реактивної потужності промисловими установками.

Реактивна потужність визначається при синусоїдальній напрузі мережі живлення наступним чином:

- у випадку однофазних навантажень:

де - коефіцієнт реактивної потужності,

- активна потужність навантаження, а - коефіцієнт потужності;

Рівень компенсованої реактивної потужності визначається як різниця реактивних потужностей навантаження підприємства , та потужності, що надається підприємству енергосистемою :

Потреби у реактивній потужності зазвичай перевищують можливості її покриття генераторами на електростанціях, оскільки більша частина промислових навантажень - це споживачі реактивної потужності.

Таким чином компенсація реактивної потужності є важливою складовою частиною комплексу організаційно-технічних заходів з регулювання режимів електроспоживання і обмеження максимумів навантаження на промислових підприємствах.

2.1 Основні споживачі реактивної потужності

Основними споживачами реактивної потужності на промислових підприємствах є:

асинхронні двигуни - (45-65) %;

електропечі - 8%;

напівпровідникові перетворювачі та повітряні електричні лінії - 10%;

трансформатори всіх ступенів трансформації - (20-25) %.

2.1.1 Сучасні асинхронні двигуни

Сучасні асинхронні двигуни споживають реактивний струм, що складає біля (20-40) % від номінального струму.

Асинхронні електродвигуни споживають, при номінальному навантаженні, реактивну потужність, що визначається за формулою:

, (2.4)

де Qном, Рном - відповідно номінальна потужність (кВт) і ККД двигуна;

- тангенс, що відповідає номінальному значенню двигуна.

Звідси слідує висновок, що заміна не завантажених двигунів на двигуни меншої потужності буде сприяти зниженню споживання реактивної потужності. Досвід показує, що якщо середнє навантаження асинхронних двигунів по потужності не перевищує 45% номінальної потужності, то їх слід замінити електродвигунами меншої потужності. Якщо навантаження становить (45-70) %, то необхідно провести техніко-економічну перевірку доцільності заміни двигуна на двигун меншої потужності.

В ряді випадків ефективним засобом із зниження споживання реактивної потужності є переключення обмоток недовантаженого асинхронного двигуна з трикутника на зірку. Оскільки при цьому пусковий і обертовий момент зменшуються в 3 рази. Переключення можна виконувати при низькому навантаженні - до 35% номінальної потужності. Переключення завантажених на 25% електродвигунів приводить до наближення їх коефіцієнта потужності до номінального.

Одним з ефективних заходів по зниженню споживання реактивної потужності асинхронними електродвигунами є використання обмежувачів холостого ходу. Обмежувач холостого ходу автоматично відключає магнітний пускач двигуна на між операційний час.

Сучасні асинхронні електродвигуни проектуються з мінімально можливим повітряним зазором між статором і ротором. Це зменшує опір шляху магнітного потоку і споживання реактивної потужності. Магнітним опором повітряного зазору обумовлено (70-80) % реактивної потужності, що споживаються асинхронним двигуном на холостому ходу.

При експлуатації електродвигуна, відбувається нерівномірне зношення підшипників, що викликає асиметрію магнітного поля двигуна і погіршення ККД на (1,4-3,7) %, а також погіршення коефіцієнта потужності на (0,01 - 0,025) в порівнянні з паспортними даними. При появі значного осьового зрушення ротора також збільшується споживання реактивної потужності двигуном. Різке погіршення коефіцієнта потужності відбувається також при проточці ротора, замість заміни зношених підшипників при ремонті, оскільки при цьому збільшується повітряний зазор.

Трапляються випадки коли обмотку статора асинхронного двигуна, що згоріла міняють проводами з меншим поперечним розрізом. Або з меншим числом витків, ніж це необхідно за технологією. В той же час зменшення числа витків на 10% зменшує магнітний потік на 10% і підвищує індукцію в сталі. Реактивна потужність і струм холостого ходу двигуна збільшується приблизно на 25%, коефіцієнт потужності погіршується на (0,05-0,06). Погіршується і ККД двигуна внаслідок збільшення активних втрат в сталі.

Сучасні досягнення напівпровідникової техніки дозволяють конструювати такі перетворювачі (компенсаційні) що можуть підтримувати максимальний коефіцієнт потужності електроприводу і навіть генерувати реактивну потужність. Такі перетворювачі необхідно використовувати в першу чергу.

2.1.2 Трансформатори

Трансформатори є другою найбільш крупною групою електроприймачів по споживанню реактивної потужності.

При холостому ході, коли виводи вторинної обмотки розімкнені, в первинній обмотці протікає струм холостого ходу з діючим значенням . Повна потужність для однофазного трансформатора:

Її реактивна складова

(2.8)

витрачається на перемагнічування сталі магнітопроводу, а активна складова

(2.9)

покриває втрати при холостому ході трансформатора.

Коефіцієнт потужності при холостому ході трансформатора:

. (2.10)

Слабо завантажені трансформатори, як і асинхронні двигуни, мають низький коефіцієнт потужності. Тому важливо правильно вибирати потужності трансформаторів при проектуванні, а також здійснювати перегрупування і заміну не завантажених трансформаторів в процесі експлуатації. Заміна трансформаторів на менш потужні є доцільною у випадку, якщо вони завантажені менше ніж на 30%. Необхідно також слідкувати, щоб у вихідні та неробочі часи трансформатори відключались.

З метою раціоналізації роботи трансформаторів стосовно режимів споживання реактивної потужності також можна переводити навантаження тимчасово завантажених менш ніж на 30% на інші трансформатори; відключення їх при роботі на холостому ходу.

2.2 Заходи з підвищення коефіцієнта потужності у електроустановках

Заходи з підвищення коефіцієнта потужності в електроустановках можна розділити на дві групи: перша - при яких не потрібна установка компенсуючих пристроїв, і друга - при яких потребується установка компенсуючих пристроїв.

Компенсація реактивної потужності у споживачів дозволяє:

- знизити струм в передаючих елементах мережі, що призводить до зменшення поперечного розрізу проводів;

- зменшення повної потужності, що знижує потужність трансформаторів і їх число;

- зменшення втрат активної потужності, а відповідно, і потужності генераторів на електростанціях.

Мета будь-яких заходів із зниження споживання реактивної потужності в обмеженні впливу електроприймача на мережу живлення шляхом впливу на сам електроприймач.

2.2.1 Заходи першої групи

До заходів першої групи відносяться:

1) підвищення завантаження технологічних агрегатів по потужності, а саме:

- підвищення завантаження асинхронних двигунів;

- ліквідація режиму роботи асинхронних двигунів без навантаження шляхом установлення обмежувачів холостого ходу, коли між операційний період більший 10с;

- перемикання обмоток статора асинхронних електродвигунів напругою до 1000 В із трикутника на зірку, якщо їх завантаження менше 40% (знижує потужність двигуна в 3 рази);

- вибір потужності трансформаторів близькою до необхідного навантаження, заміна або відключення трансформаторів, які завантажені у середньому менше ніж на 30% номінальної потужності;.

- плавне регулювання напруги за допомогою тиристорних пристроїв;

- поліпшення якості ремонту електродвигунів, при якому зберігаються їх номінальні дані;

2) підвищення завантаження технологічних агрегатів по часу, в тому числі:

- використання обмежувачів холостого ходу асинхронних електродвигунів та зварювальних агрегатів;

3) заміна асинхронних двигунів синхронними;

4) упорядкування технологічного процесу, що створює кращий енергетичний режим роботи електрообладнання. Заміна, перестановка і виключення малозавантажених технологічних агрегатів;

5) використання перетворювачів з великим числом фаз випрямлення, штучної комутації вентилів і обмеженим вмісту вищих гармонік в струмі, що споживається.

2.2.2 Заходи другої групи

До другої групи компенсації реактивної потужності відноситься встановлення компенсуючих пристроїв. Зазвичай компенсація реактивної потужності реалізується за допомогою таких технічних засобів як компенсуючі пристрої різного роду: синхронні двигуни (компенсатори), комплектні конденсаторні батареї, фільтрокомпенсуючі пристрої, статистичні компенсатори (керовані тиристорами реактори або комутовані тиристорами конденсатори), які розміщуються в тих чи інших місцях мережі споживача.

Якщо заходи першої групи не підвищують коефіцієнт потужності до (0,9-0,95), то застосовуються штучні компенсуючі пристрої. Наприклад встановлення конденсаторної батареї біля асинхронного електроприводу, дозволяє уникнути необхідності завантаження мережі живлення електроприводу реактивною потужністю

Ємність статичного конденсатора не повинна перевищувати 80% реактивного навантаження двигуна в режимі холостого ходу для уникнення виникнення проблем при виключенні двигуна. Загальна рекомендація для трансформаторів - вибір статичного конденсатора, ємністю (кВАР), що відповідає 3% потужності трансформатора.

Вибір типу, потужності, місця встановлення і принципу керування пристроями компенсації має забезпечувати найбільший ефект. При цьому слід враховувати, що:

- найбільший економічний ефект досягається при розміщенні засобів компенсації безпосередньо поблизу електроприймача;

- статистичні конденсатори можуть встановлюватися поблизу одиничного навантаження, з великим терміном навантаження;

- індивідуальна компенсація найбільш ефективна і доцільна для потужних електроприймачів, але має супроводжуватись відключенням компенсуючого пристрою з відключенням споживача;

- синхронні двигуни, які працюють з перезбудженням поля, можуть також бути використанні для підвищення коефіцієнта потужності.

2.2.3 Встановлення синхронних електродвигунів

Встановлення синхронних електродвигунів може значно знизити потреби підприємства в реактивній потужності. Синхронна машина, за рахунок регулювання струму збудження може здійснювати генерацію реактивної потужності в електричну мережу.

Синхронні електродвигуни можуть використовуватись для різноманітних виробничих механізмів і робочих машин: для компресорів, насосів, вентиляторів, повітродувок, газодувок, вугільних і інших млинів, дробилок, двигунів генераторних агрегатів, дефиберів, прокатних станів та ін. При використання пристроїв регулювання швидкості електродвигуна синхронні електродвигуни можуть також використовуватись для механізмів,

що потребують регулювання швидкості.

Вибір того чи іншого засобу компенсації здійснюється на основі техніко-економічних розрахунків. При цьому порівнюються затрати засобів на 1 кВАр, що виробляється.

Таблиця 2.1 - Середнє значення для синхронних двигунів серій СДН, СТД, СД і СДЗ

Серія, номінальна напруга і частота обертання двигуна

Напруга на зажимах

Коефіцієнт завантаження

0,9

0,8

0,7

СДН, 6 і 10 кВ, для всіх частот обертання

0,95

1,31

1,39

1,45

1,0

1,21

1,27

1,33

1,05

1,06

1,12

1,17

СДН, 6 кВ:

600-1000 об/хв

1,1

0,89

0,94

0,96

375-500 об/хв

1,1

0,88

0,92

0,94

187-300 об/хв

1,1

0,86

0,88

0,9

100-167 об/хв

1,1

0,81

0,85

0,87

СДН, 10 кВ:

1000 об/хв

1,1

0,9

0,98

1,0

250-750 об/хв

1,1

0,86

0,9

0,92

СТД, 6 і 10 кВ, 3000 об/хв

0,95

1,3

1,42

1,52

1,0

1,23

1,34

1,43

1,05

1,12

1,23

1,31

1,1

0,9

1,08

1,16

СД і СДЗ, 380 В, для всіх частот обертання

0,95

1,16

1,26

1,36

1,0

1,15

1,24

1,32

1,05

1,1

1,18

1,25

2.2.4 Показники економічності компенсуючих пристроїв

Одним із найважливіших показників економічності компенсуючих засобів є питомі витрати в них активної потужності на отримання реактивної потужності. Не можна рахувати економічним і доцільним отримання реактивної потужності за рахунок великих затрат активної потужності.

Найменші втрати мають батареї конденсаторів, які із-за простоти конструкції і обслуговування, відсутності частин, що обертаються, установки їх в любій точці мережі у вигляді крупних батарей, групами чи індивідуальними банками, отримали широке використання в електроустановках.

Синхронні компенсатори хоча і мають більші питомі втрати активної потужності, встановлюються в енергосистемах через необхідність, відповідно режимам роботи систем, забезпечення стійкості та регулювання напруги систем. В періоди максимального навантаження синхронні компенсатори можуть працювати в режимі перезбудження та віддавати реактивну потужність, а в періоди зниження навантаження, споживати реактивну потужність. Таким чином, синхронні компенсатори можуть регулювати напругу на приймальних кінцях мережі.

Обираючи потужність компенсаторних батарей необхідно слідкувати, щоб ця установка покривала реактивне навантаження цеха чи підприємства і не видавала реактивну потужність в мережу енергосистеми. Така перекомпенсація приводить лише до втрат потужності, що викликається передачею в мережу від підприємства реактивної потужності. Оскільки таке явище має місце при спадах графіка навантаження (вночі, у вихідні дні) необхідно, щоб потужність приєднаних конденсаторів використовувалась в залежності від графіка реактивного навантаження підприємства. Для цього конденсаторні батареї секціонуються на ступені. Ці секції автоматично включаються та виключаються в залежності від рівня напруги і періоду доби чи за іншими параметрами.

При розподілі засобів компенсації реактивної потужності між мережами напругою до і вище 1 кВ необхідно враховувати положення:

- найбільше зниження втрат потужності і електроенергії досягається при розміщенні КБ в безпосередньому наближенні від споживаючих реактивну потужність електроприймачів;

- передача реактивної енергії з мережі напругою (6-10) кВ в мережу до 1 кВ економічно не вигідна, якщо це призводить до збільшення числа і потужності цехових трансформаторів;

- використання комплексних конденсаторних установок на стороні (6-10) кВ цехових трансформаторних підстанцій і розподільчих пунктах, як правило, економічно недоцільне. Конденсаторні установки напругою (6-10) кВ слід встановлювати на головних понижуючих підстанціях і підстанціях глибокого вводу.

Розглядаючи проблему підвищення коефіцієнта потужності, неможливо виходити тільки з інтересів підприємства, оскільки так інколи надмірне підвищення коефіцієнту потужності на підприємстві приводить не до зниження, а до підвищення сумарних втрат в енергосистемі. Тому в усіх випадках використання компенсуючих пристроїв має витримуватись наступна умова: - зниження втрат активної потужності в системі електропостачання внаслідок використання засобів компенсації має бути більше ніж втрати активної потужності в компенсуючих пристроях.

Критерієм економічності при виборі і розрахунку компенсуючих пристроїв є мінімум приведених затрат. При визначенні величини приведених затрат необхідно враховувати: затрати на встановлення КП і додаткового обладнання - комутаційних апаратів, пристроїв автоматики і т.п.; зниження вартості обладнання трансформаторних підстанцій і вартості спорудження постачаючих та розподільних мереж, обумовленого зменшенням струмових навантажень; зниження втрат електроенергії в постачальній та розподільчій мережі; зменшення втрат активної потужності при максимумі навантаження енергосистеми.

2.3 Розрахунок плати за споживання реактивної енергії

Розрахунки за споживання реактивної електроенергії з мережі енергопостачальної організації за генерацію в її мережу здійснюються:

з усіма промисловими і прирівняними до них споживачами, залізничним і міським електрифікованим транспортом (електротягою), а також з незалежними постачальниками електроенергії;

з усіма непромисловими споживачами, що мають сумарне середньомісячне споживання активної електроенергії за всіма точками обліку більше 30 тис. кВт•год.

Контроль за фактичним споживанням реактивної електроенергії може здійснюватися традиційними лічильниками реактивної енергії або лічильниками зонного обліку, що фіксують споживання реактивної електроенергії за кожну зону добового графіка. Всі названі лічильники повинні мати стопори зворотного ходу.

При можливості виникнення зустрічних перетоків реактивної потужності з мережі споживача в мережу енергопостачальної організації (генерація реактивної енергії) на межі розділу вказаних мереж необхідно мати окремий облік споживання і генерації реактивної електроенергії.

Плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії П визначається трьома складовими величинами:

П = П1+П2-ПЗ,

де П1 - основна плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії;

П2 - надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП;

ПЗ - ...


Подобные документы

  • Визначення розрахункового навантаження заводу середнього машинобудування механічного цеху. Техніко-економічне обґрунтування вибору схеми зовнішнього електропостачання підприємства, схема цехової мережі. Розрахунок компенсації реактивної потужності.

    курсовая работа [199,6 K], добавлен 20.01.2011

  • Техніко-економічний вибір схем зовнішнього електропостачання підприємства. Розрахунок електричних навантажень, релейного захисту силового трансформатору, заземлюючого пристрою, сили токов короткого замикання. Вибір електроустаткування підстанції.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 27.05.2012

  • Характеристика електрообладнання об’єкта, розрахунок параметрів електричного освітлення. Вибір схеми електропостачання та його обґрунтування, розрахунок навантажень. Вибір числа і типу силових трансформаторів. Параметри зони захисту від блискавки.

    курсовая работа [66,4 K], добавлен 17.02.2014

  • Опис технологічного процесу проектування системи електропостачання машинобудівного заводу. Визначення розрахункових електричних навантажень. Вибір системи живлення електропостачання та схем розподільних пристроїв вищої напруги з урахуванням надійності.

    дипломная работа [446,9 K], добавлен 21.02.2011

  • Огляд сучасного стану енергетики України. Розробка системи електропостачання підприємства. Розрахунок графіків електричних навантажень цехів. Вибір компенсуючих пристроїв, трансформаторів. Розрахунок струмів короткого замикання. Вибір живлячих мереж.

    курсовая работа [470,0 K], добавлен 14.11.2014

  • Характеристика об'єкта електропостачання, електричних навантажень, технологічного процесу. Класифікація будинку по вибуховій безпеці, пожежній електробезпечності. Розрахунок електричних навантажень, вибір трансформаторів, розподільних пристроїв.

    курсовая работа [97,8 K], добавлен 28.11.2010

  • Розробка раціонального варіанту електропостачання споживачів підстанції з дотриманням вимог ГОСТ до надійності і якості електроенергії, що відпускається споживачам. Розробка електричної схеми і компоновка підстанції, вибір основного устаткування.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 28.05.2009

  • Розрахунок силових навантажень. Вибір напруги зовнішнього електропостачання і напруги внутрішньозаводського розподілу електроенергії. Визначення доцільності компенсації реактивної потужності. Вибір кількості і потужності силових трансформаторів.

    курсовая работа [876,8 K], добавлен 19.12.2014

  • Порядок розрахунку необхідного електропостачання механічного цеху заводу, визначення основних споживачів електроенергії. Вибір роду струму та величини напруги. Розрахунок вимірювальних приладів та місце їх приєднання. Охорона праці при виконанні робіт.

    курсовая работа [124,5 K], добавлен 31.05.2009

  • Вибір напруги живлячої мережі внутрішньозаводського електропостачання. Обчислення місця розташування вузлів навантаження і джерел живлення на основі картограми навантажень. Економія електроенергії від застосування компенсації реактивної потужності.

    курсовая работа [232,8 K], добавлен 04.11.2015

  • Вибір оптимальної схеми електропостачання споживачів. Розрахунок максимальних навантажень і післяаварійного режиму роботи електричної мережі. Коефіцієнти трансформації трансформаторів, що забезпечують бажані рівні напруг на шинах знижувальних підстанцій.

    курсовая работа [995,2 K], добавлен 25.10.2013

  • Обґрунтування роду струму й напруги, схеми зовнішнього й внутрішнього електропостачання трансформаторної підстанції. Розрахунок електричних навантажень. Визначення числа й потужності цехових трансформаторів і підстанції. Вибір марки й перетину кабелів.

    курсовая работа [490,9 K], добавлен 23.11.2010

  • Визначення розрахункового навантаження будинків. Розроблення схеми внутрішньоквартального електропостачання електричної мережі, електричних навантажень на шинах низької напруги. Вибір кількості, коефіцієнтів завантаження та потужності трансформаторів.

    дипломная работа [4,8 M], добавлен 07.02.2012

  • Характеристика споживачів електричної енергії. Вихідні дані і визначення категорії електропостачання. Розрахунок електричних навантажень підприємства і побудова графіків навантажень. Економічне обґрунтування вибраного варіанту трансформаторів.

    курсовая работа [283,4 K], добавлен 17.02.2009

  • Вибір основного електротехнічного обладнання схеми системи електропостачання. Розрахунок симетричних та несиметричних режимів коротких замикань. Побудова векторних діаграм струмів. Визначення струму замикання на землю в мережі з ізольованою нейтраллю.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 21.08.2012

  • Вибір оптимальної схеми цехової силової мережі, розрахунок електричних навантажень, вибір кількості та потужності трансформаторів цехової підстанції. Вибір перерізу провідників напругою понад і до 1 кВ, розрахунок струмів короткого замикання і заземлення.

    курсовая работа [844,7 K], добавлен 12.03.2015

  • Розрахунок електричних навантажень методом упорядкованих діаграм. Визначення сумарного навантаження по цеху в цілому. Вибір числа, потужності та розташування цехових трансформаторних підстанцій. Розрахунок навантаження однофазних електроприймачів.

    курсовая работа [390,6 K], добавлен 19.05.2014

  • Вибір системи керування електроприводом. Технічна характеристика конвеєру СК-2. Розрахунок електропостачання дробильної фабрики ДФ-3. Загальні відомості про електропостачання фабрики. Аналіз розімкненої системи електропривода технологічного механізму.

    дипломная работа [2,6 M], добавлен 25.05.2012

  • Призначення та склад системи електропостачання стаціонарного аеродрому. Схеми електричних мереж і аеродромні понижуючі трансформаторні підстанції. Визначення розрахункового силового навантаження об’єктів електропостачання аеропорту, їх безпечність.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.09.2011

  • Характеристика цеху, опис технологічного процесу. розподіл електричних навантажень. Розробка принципової схеми живлення, вибір компенсуючих пристроїв. Вибір номінальних струмів. Комутаційна та захисна апаратура. Розрахунок струмів та заземлення.

    курсовая работа [504,4 K], добавлен 26.11.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.