Электроснабжение завода среднего машиностроения
Определение расчетных электрических нагрузок, полной мощности завода, центра электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Проектирование системы распределения. Расчет токов короткого замыкания. Молниезащита и расчет заземляющего устройства.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 09.04.2014 |
| Размер файла | 845,0 K |
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.
Элемент 1, 3 (5, 7) - разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушного выключателя 110 кВ.
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():
5. Показатели полных отключений секций шин ().
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():
Затем переходят к расчету ЛРС III и IV.
Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов
а время восстановления:
расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.
6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().
На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений mIII = 1 для обоих секций шин - 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 13 и 14 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (таблица 7), равны:
, .
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
7. Показатели надежности отдельных секций шин ТП при сохранении электроснабжения на других-индивидуальные показатели .
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ():
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ():
8. Показатели аварийных отключений секций шин
().
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():
9. Показатели полных отключений ввода ().
Показатели для данной ЛРС не определяются, так как на вводе схемы элементов нет, а вышерасположенные элементы относятся к I и II ЛРС, при расчете которых ремонтные показатели уже были учтены. Отсюда, показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности из-за аварийных отключений ввода, которыми в данном случае являются показатели ИП 3 и ИП 4 ():
10. Показатели полных отключений секций шин
().
Так как показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности ИП 3 и ИП 4 () соответственно, то показатели полных отключений секций шин равны показателям аварийных отключений секций шин соответственно:
11. Показатели полного отключения ТП ().
Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:
Полное отключение ТП происходит при:
аварийном отключении 4 секции шин (аварийное отключение ввода или аварийное отключение из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) во время ремонта или аварии на 3 секции шин и наоборот;
аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений во время аварии или ремонтных работ на вводе 3 секции шин с учетом отказа АВР (то же для 4 секции шин);
аварийном отключении 3 или 4 секции шин (аварийном отключении ввода или аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений)с учетом ложного срабатывания АВР;
отказе обоих источников питания.
Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП () равны:
12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ():
13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ():
14. Отказы любого вида ():
15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам (1.3.5) и (1.3.6). Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:
Результаты расчета представлены в таблице 8.
Таблица 8 Показатели надежности для схемы с выключателями (рис. 5б)
|
Разновидности нарушения электроснабжения |
Числовой показатель надежности |
||||
|
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции |
0,192 |
0,464 |
0,825 |
0,0110-3 |
|
|
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции |
0,192 |
0,464 |
0,825 |
0,0110-3 |
|
|
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой |
0,384 |
0,464 |
0,681 |
0,0210-3 |
|
|
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции |
0,202 |
0,797 |
0,817 |
0,01810-3 |
|
|
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции |
0,202 |
0,797 |
0,817 |
0,01810-3 |
|
|
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно |
0,0095 |
7,499 |
0,991 |
0,00810-3 |
|
|
Любое нарушение ЭС |
0,394 |
0,631 |
0,674 |
0,02810-3 |
Таким образом, видно, что вероятность безотказной работы для схемы с выключателями (рис. 9,б) больше, а коэффициент простоя меньше, чем для схемы с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 5а) для всех вышерассмотренных случаев нарушения электроснабжения.
Итак, рассчитав параметры надежности рассматриваемых схем, можно определить среднегодовой ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения, входящий в формулу годовых приведенных затрат.
2.5.2.2 Среднегодовой ожидаемый ущерб
Как уже отмечалось, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ (руб./год) от нарушения электроснабжения технологических установок определяется с использованием полученных в результате расчета надежности СЭС средних значений параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов.
Для схемы (рис. 5а) берут следующие значения среднего параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов рассматриваемой подстанции соответственно:
из таблицы 6. Для данных значений и по графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения, находят
Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 5а), равен:
Аналогично, для схемы (рис. 5б):
.
По графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения:
Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 5б) равен:
Таким образом, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ от нарушения электроснабжения технологических установок для схемы (рис. 5б) меньше, чем для схемы (рис. 5а).
2.5.2.3 Технико-экономический расчет
Используют ту же методику, что и при определении рационального напряжения питания. Находят приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения (рис 5 а, б).
При определении приведенных затрат на сооружение распределительных устройств высшего напряжения для каждого варианта схем суммирование производится по элементам схем (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет. В данном случае, не учитывают следующие составляющие: высоковольтные выключатели и разъединители подстанции системы; ВЛЭП, по которой осуществляется питание завода; силовые трансформаторы подстанции. Следовательно, капитальные затраты для схемы (рис. 5а)будет составлять стоимость разъединителей QS5, QS6, а для схемы (рис. 5б) - стоимость разъединителей QS1 - QS4 и стоимость высоковольтных выключателей Q1 и Q2.
Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным ЕН = 0,15 о.е./год.
Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ [2].
Современная стоимость высоковольтного оборудования была уже определена при выборе рационального напряжения питания. Она составила для высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 , а для высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ)
Стоимость потерь энергии сЭ в данном случае не учитывают, так как она одинакова для обоих вариантов.
Отсюда, учитывая найденные ранее значения среднегодового ожидаемого ущерба, рассчитывают приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения по формуле:
Таким образом, с точки зрения ТЭР схема с выключателями на высокой стороне подстанции (рис. 5б) является более выгодной, чем схема с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 5а), так как приведенные затраты для схемы (рис. 5б) на меньше, чем для схемы (рис. 5а).
В результате проведения технико-экономического сравнения вариантов схем с учетом надежности электроснабжения потребителей выбирается схема с выключателями на высокой стороне (рис. 5б).
2.6 Проектирование системы распределения
В систему распределения завода входят: распределительные устройства низшего напряжения ППЭ, комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6 кВ и линии электропередач (кабели, токопроводы), связывающие их с ППЭ.
Проектирование системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:
1. Выбор рационального напряжения системы распределения;
2. Выбор типа и числа КТП, РП и мест их расположения;
3. Выбор сечения кабельных линий и способа канализации электроэнергии.
4. Выбор схемы РУ НН ППЭ;
2.6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения
Рациональное напряжение определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6 кВ, 10 кВ, наличия собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения, а также рационального напряжения системы питания.
ТЭР не производится в следующих случаях:
если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет менее 10-15% от суммарной мощности предприятия, то рациональное напряжение распределения принимается равным 10 кВ, а ЭП 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.
если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет более 40% от суммарной мощности предприятия, то рациональное напряжение распределения принимается равным 6 кВ.
=35%
Учитывая то, что 6 кВ нагрузка составляет 35% от нагрузки всего завода (близка к 40%), а также то, что ТЭР очень трудоёмок, то принимают за рациональное напряжение системы распределения напряжение 6 кВ. Ориентировочный расчет затрат показывает о целесообразности применения напряжения 6 кВ.
2.6.2 Выбор типа и числа ТП, РП и мест их расположения
При решении вопроса о типе, конструктивном исполнении и месте расположения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующее положение: стремиться к созданию внутренних цеховых подстанций, встроенных в цех, так как при этом уменьшаются затраты на строительные работы. При проектировании рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП), изготавливаемые на заводах и транспортируемые в собранном виде до места установки со всем оборудованием. При выборе мощности трансформаторов следует стремиться к установке трансформаторов не более двухтрех мощностей, что облегчает замену поврежденных трансформаторов и ведет к уменьшению их складского резерва.
Число трансформаторов на КТП определяется требованиями надежности электроснабжения; мощность трансформаторов определяется по средней мощности за максимально загруженную смену и удельной плотностью нагрузки Sуд.
Если нагрузка цеха на напряжение до 1000 В не превышает 150 - 200 кВА, то в данном цехе ТП не предусматривается, а ЭП цеха запитывается с шин ТП ближайшего цеха кабельными ЛЭП.
Мощность одного трансформатора КТП находят по формуле:
; (30)
где nколичество трансформаторов на КТП;
Sцмощность цеха;
Кз_ экономически целесообразный коэффициент загрузки, который равен:
Кз = 0,95, для 1-но трансформаторной КТП (3 категория по надежности);
Кз = 0,7_0,8, для 2-х трансформаторной КТП (2 категория);
Кз = 0,65_0,70, для 2-х трансформаторной КТП (1 категория).
Номинальную мощность цехового трансформатора выбирают по Sтр (30) с учетом Sуд _ удельной мощности цеха.
Удельная мощность цеха:
S/уд = S/см /F;
где F_ площадь цеха м2.
При определении мощности трансформаторов следует учесть, что если Sуд не превышает 0,2 кВА/м2, то при любой мощности цеха мощность трансформатора не должна быть больше 1000 кВА. Если Sуд=0,20,3 кВА/м2, то единичная мощность трансформатора не должна быть больше 1600 кВА. Если Sуд более 0,3 кВА/м2, то на цеховой подстанции можно устанавливать трансформаторы мощностью 2500 кВА.
Приведем пример выбора цеховых трансформаторов цеха №1.
=1142 кВА;
S/уд = S/см /F=1628,189/2925=0,56 кВА/м2.
Выбираем два трансформатора ТМ1600/6.Справочные данные:=3,3 кВт, =16,5 кВт, Uk=5,5%, Ix=1,3%.
Находим коэффициенты предварительной загрузки (Кз) и аварийной перегрузки (Кп):
=0,5;
=1,0.
Определим потери мощности в трансформаторах:
=3,3+0,5216,5=7,572 кВт;
=20,8 кВар;
=88 кВар;
=20,8+0,5288=43,582 кВар.
Результаты расчетов для остальных цехов сведём в таблицу 9.
2.6.3 Выбор сечения и марки проводников системы распределения
В промышленных распределительных сетях выше 1000 В в качестве основных способов канализации электроэнергии применяются кабельные линии электропередачи и токопроводы 610 кВ. Проектирование и сооружение КЛ должны производится с учетом развития сети, ответственности и назначения линии, характера трассы, способа прокладки, конструкции кабелей. Трассы КЛ следует прокладывать по возможности в грунтах, не агрессивных по отношению к металлическим оболочкам кабелей.
Двух трансформаторные подстанции с потребителями 1 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по радиальной схеме. Двух трансформаторные подстанции с потребителями 2 и 3 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по магистральной схеме, а там где это невозможно из-за больших нагрузок - по радиальной схеме.
Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции.
Определим окончательную расчетную мощность цехов с учетом действительных потерь в цеховых трансформаторах:
(31)
Далее для выбора сечения жил кабеля находим ток в нормальном режиме:
(32)
где n_число кабелей, работающих в нормальном режиме;
Sр - мощность, передаваемая КЛЭП.
Находим ток в послеаварийном режиме:
(33)
где к_ число кабелей, работающих в послеаварийном режиме.
По условию выбора Iдоп>Iр.ПАР из [3] выбираем стандартное сечение жилы кабеля с допустимым длительным током Iдоп. Принимаем кабель трехжильный с алюминиевыми жилами для прокладки в земле, марки АсБГ.
При прокладке кабельной линии в земле допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:
Iдоп НР = К1К2 Iдоп, (34)
где К1-поправочный коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды [3];
К2-поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле[3].
Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в послеаварийном режиме определяется по выражению:
Iдоп ПАР=Кпер Iдоп НР (35)
где Кпер коэффициент допустимой перегрузки, который допускает перегрузку в течение пяти суток, на время ликвидации аварии; в зависимости от вида изоляции Кпер=1,11,3 [3].
Проверка выбранного сечения кабеля при работе в послеаварийном режиме:
Iдоп ПАР>Iр.ПАР. (36)
Приведем пример выбора КЛЭП от ПГВ до ТП 17:
Мощность цеха по (31):
=750,245 кВА данную мощность необходимо передать кабельной линией электропередачи.
Ток линии в нормальном режиме (31):
=36,1 А;
n=2, так как данный цех является потребителем эл. энергии IIой категории.
Ток в послеаварийном режиме:
=72,2 А
Выбираем два кабеля марки АсБГ с сечением жилы 16 мм2, допустимый длительный ток которого Iдоп=80 А [3].
При прокладке кабельной линии в земле допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном режиме равна (34):
Iдоп НР = К1К2 Iдоп=1,130,980=81,4 А;
Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в послеаварийном режиме равна:
Iдоп ПАР=Кпер Iдоп НР=1,381,4=105,8 А,
Кпер =1,3 для кабеля с бумажной изоляцией;
Iдоп ПАР=105,8 А>Iр.ПАР=75,66 А.
Условие проверки выполняется, значит, кабель выбран верно.
Результаты выбора остальных кабелей сведем в таблицу 10.
Таблица 9 Выбор цеховых трансформаторов
|
Наименование цеха |
Sуд |
Кат. |
Sц |
Sт.расч. |
Sном тр |
Кз |
Кп |
, кВт |
, кВар |
Sцеха, кВА |
||
|
1 |
Цех металлоконструкций |
0,56 |
II |
1599,983 |
1143 |
2х1600 |
0,50 |
1,00 |
7,425 |
42,800 |
1524,718 |
|
|
2 |
Литейный цех |
0,73 |
I |
3349,440 |
2576 |
2х2500 |
0,67 |
1,34 |
14,396 |
97,922 |
3237,048 |
|
|
Литейный цех (6кВ) |
I |
4088,372 |
4088,372 |
|||||||||
|
3 |
Механосборочный цех |
0,36 |
II |
1554,551 |
1110 |
2х1000 |
0,78 |
1,55 |
9,096 |
47,229 |
1486,976 |
|
|
4 |
Кузнечный цех №1 |
0,71 |
II |
1346,470 |
1228,049 |
|||||||
|
5 |
Компрессорная |
0,28 |
II |
502,534 |
359 |
2х400 |
0,63 |
1,26 |
3,431 |
20,681 |
493,081 |
|
|
Компрессорная (6кВ) |
II |
5524,302 |
5524,302 |
|||||||||
|
6 |
Электроцех |
0,13 |
II |
707,799 |
801 |
2х1000 |
0,56 |
1,12 |
5,905 |
31,276 |
693,503 |
|
|
7 |
Деревообделочный цех |
0,21 |
II |
521,653 |
373 |
2х400 |
0,65 |
1,30 |
3,596 |
21,354 |
508,374 |
|
|
8 |
Котельная |
3,27 |
I |
2491,105 |
1916 |
2х2500 |
0,50 |
1,00 |
9,683 |
65,336 |
2388,953 |
|
|
9 |
Склад |
0,01 |
III |
67,252 |
75 |
61,962 |
||||||
|
10 |
Насосная |
0,79 |
II |
553,428 |
395 |
2х400 |
0,69 |
1,38 |
3,884 |
22,528 |
543,157 |
|
|
Насосная (6кВ) |
II |
1166,519 |
1166,519 |
|||||||||
|
11 |
Ремонтно-механический цех |
0,13 |
III |
413,121 |
383,271 |
|||||||
|
12 |
ЦЗЛ |
0,04 |
III |
161,107 |
149,539 |
|||||||
|
13 |
Гараж и пожарное депо |
0,08 |
III |
104,742 |
96,821 |
|||||||
|
14 |
Заводоуправление |
0,05 |
II |
211,591 |
194,904 |
|||||||
|
15 |
Штамповочный цех |
1,42 |
II |
1230,185 |
1220 |
2х1600 |
0,53 |
1,07 |
7,999 |
45,859 |
1194,127 |
|
|
16 |
Сварочный цех |
0,84 |
II |
2245,921 |
1833 |
2х1600 |
0,80 |
1,60 |
13,916 |
77,420 |
2163,569 |
|
|
17 |
Токарно-фрезеровочный цех |
0,43 |
II |
786,757 |
562 |
2х1000 |
0,39 |
0,79 |
4,152 |
22,511 |
750,245 |
|
|
18 |
Цех окраски |
0,67 |
II |
1684,522 |
1203 |
2х1600 |
0,53 |
1,05 |
7,872 |
45,186 |
1612,524 |
|
|
19 |
Кузнечный цех №2 |
1,12 |
II |
1240,289 |
1848 |
2х2500 |
0,52 |
1,03 |
10,140 |
68,494 |
1233,593 |
|
|
20 |
Столовая |
0,23 |
III |
320,886 |
293,706 |
Таблица 10 Выбор кабелей
|
Кабель между… |
Iр. нр. |
Iр. ПАР. |
Сечение кабеля, мм2 |
Iдоп. |
К1 |
К2 |
Iдоп. Н.Р. |
Iдоп. ПАР. |
Длина, |
|
|
6 кВ |
А |
А |
А |
А |
А |
м |
||||
|
ПГВ-ТП 2 |
155,74 |
311,49 |
2х(3х185) |
340 |
1,13 |
0,84 |
322,73 |
419,55 |
130 |
|
|
ПГВ-ТП 3 |
144,90 |
289,80 |
2х(3х150) |
300 |
1,13 |
0,9 |
305,10 |
396,63 |
180 |
|
|
ПГВ-ТП 5 |
26,70 |
53,41 |
2х(3х10) |
60 |
1,13 |
0,84 |
56,95 |
74,04 |
25 |
|
|
ПГВ-ТП 7 |
76,27 |
152,53 |
2х(3х50) |
155 |
1,13 |
0,84 |
147,13 |
191,26 |
75 |
|
|
ПГВ-ТП 8 |
114,94 |
229,88 |
2х(3х95) |
225 |
1,13 |
0,81 |
205,94 |
267,73 |
100 |
|
|
ПГВ-ТП 10 |
144,36 |
288,72 |
2х(3х150) |
300 |
1,13 |
0,84 |
284,76 |
370,19 |
175 |
|
|
ПГВ-ТП 15 |
78,68 |
157,37 |
2х(3х50) |
155 |
1,13 |
0,9 |
157,64 |
204,93 |
260 |
|
|
ПГВ-ТП 17 |
36,10 |
72,19 |
2х(3х16) |
80 |
1,13 |
0,9 |
81,36 |
105,77 |
175 |
|
|
ПГВ-ТП 18 |
77,58 |
155,17 |
2х(3х50) |
155 |
1,13 |
0,84 |
147,13 |
191,26 |
175 |
|
|
ПГВ-ТП 19 |
118,44 |
236,87 |
2х(3х120) |
260 |
1,13 |
0,84 |
246,79 |
320,83 |
50 |
|
|
ТП 3 -ТП1 |
73,36 |
146,72 |
2х(3х50) |
155 |
1,13 |
0,9 |
157,64 |
204,93 |
125 |
|
|
ТП 7 -ТП 6 |
51,81 |
103,61 |
2х(3х25) |
105 |
1,13 |
0,9 |
106,79 |
138,82 |
180 |
|
|
ТП 10 -ТП 16 |
118,23 |
236,45 |
2х(3х95) |
225 |
1,13 |
0,87 |
221,20 |
287,56 |
70 |
|
|
ПГВ-6 кВ цеха №2 |
98,35 |
196,70 |
4х(3х25) |
210 |
1,13 |
0,87 |
206,45 |
268,39 |
130 |
|
|
ПГВ-6 кВ цеха №5 |
132,89 |
265,79 |
4х(3х50) |
310 |
1,13 |
0,87 |
304,76 |
396,19 |
25 |
|
|
ПГВ-6 кВ цеха №10 |
56,12 |
112,25 |
2х(3х35) |
125 |
1,13 |
0,87 |
122,89 |
159,75 |
175 |
|
|
0,4 кВ |
||||||||||
|
ТП 5 -цех 9 |
89,43 |
89,43 |
1х(4х25) |
105,8 |
1,13 |
1 |
119,6 |
155,4 |
50 |
|
|
ТП 15 -цех 12 |
215,84 |
215,84 |
1х(4х95) |
234,6 |
1,13 |
1 |
265,1 |
344,6 |
40 |
|
|
ТП 15 -цех 13 |
139,75 |
139,75 |
1х(4х50) |
161 |
1,13 |
1 |
181,9 |
236,5 |
40 |
|
|
ТП 15 -цех 14 |
140,66 |
281,32 |
2х(4х150) |
308,2 |
1,13 |
0,84 |
292,5 |
380,3 |
50 |
|
|
ТП 6 -цех 11 |
276,60 |
276,60 |
2х(4х150) |
308,2 |
1,13 |
0,9 |
313,4 |
407,5 |
30 |
|
|
ТП 16 -цех 20 |
211,96 |
423,93 |
2х(4х95) |
234,6 |
1,13 |
0,9 |
238,6 |
310,2 |
60 |
2.6.4 Выбор РУ НН ППЭ
Учитывая выбор силового трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой, мощностью 25 МВА с вторичным напряжением 6 кВ, выбираем схему РУ НН, изображенную на рисунке 8. Преимущество данной схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви.
Рисунок 8 Схема РУ НН
2.7 Расчет токов короткого замыкания
Коротким замыканием (К.З.) называется всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой и землей, при котором, токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к месту присоединения резко возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима.
Основной причиной нарушения нормального режима работы систем электроснабжения является возникновения К.З. в сети или в элементах электрооборудования. Расчетным видом К.З. для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное К.З.
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей (с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе электрооборудованием) для следующих точек: на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ; на секции шин 6 кВ; на шинах 0,4 кВ наиболее мощной цеховой подстанции. При расчете будем пользоваться методом эквивалентных ЭДС.
Расчет с учетом действительных характеристик и режимов работы всех элементов электроснабжения сложен. Поэтому вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей:
не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников;
трехфазная сеть принимается симметричной;
не учитываются токи нагрузки;
не учитываются емкостные токи в ВЛЭП и в КЛЭП;
не учитывается насыщение магнитных систем;
не учитываются токи намагничивания трансформаторов.
2.7.1 Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000В
Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В имеет ряд особенностей: активные элементы систем электроснабжения не учитывают, если выполняется условие r<(x/3), где r и x-суммарные сопротивления элементов СЭС до точки К.З., при определении тока К.З. учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения.
Для расчета токов К.З. составляется расчетная схему и на её основе, схему замещения. Расчет выполняется в относительных единицах.
Принципиальная схема для расчета токов КЗ. и схема замещения представлена на рисунке 9.
Базисные условия: Sб =Sс=1000 МВА, Uб1=115 кВ, Uб2=10,5 кВ.
Базисный ток находится по формуле:
кА;
кА;
Сопротивление системы, приведённое к базисным условиям:
Хс.б==0,4 о.е.
Рисунок 9 Принципиальная схема и схема замещения для расчетов токов короткого замыкания
2.7.1.1 Расчет тока К.З. в точке К1
Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям:
=0,583;
=0,604;
Результирующее сопротивление схемы замещения до точки к -1:
=1,161;
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке к- 1:
=4,324 кА.
Ударный ток КЗ
=11,741 кА,
где =1,92- ударный коэффициент.
2.7.1.2 Расчет тока К.З. в точке К2
Сопротивление силового трансформатора (с расщепленной обмоткой Н.Н) ППЭ:
;
;
Активное сопротивление:
=0,384;
Полное сопротивление трансформатора:
=7,884;
Сопротивление до точки К2 равно:
z3=z1+z2=1,161+7,884=9,045;
Ток короткого замыкания от системы:
=10,132 кА.
Необходимо учесть токи подпитки точки короткого замыкания от синхронных двигателей. Синхронные двигатели располагаются в цехах № 2,5,10.
Таблица 11 Токи подпитки от синхронных двигателей
|
№ цеха |
Двигатель |
Кабель |
Iпо сд, кА |
||||
|
марка |
Sном, кВА |
хсд |
Х о.е |
r о.е |
|||
|
2 |
2хСТД-1600-2ЗУХЛ4 |
1855 |
108 |
0,159 |
2,03 |
0,931 |
|
|
5 |
4хСТД-1000-2ЗУХЛ4 |
1175 |
170 |
0,026 |
0,195 |
1,417 |
|
|
10 |
2хСДН-2-17-21-16У3 |
485 |
412 |
0,384 |
3,924 |
0,245 |
Приведенное сопротивление двигателя:
,
где xd”=0,2сверхпереходное сопротивление двигателя.
; сопротивления КЛЭП.
где Еcд”=1,1сверхпереходная ЭДС двигателя.
=10,132+1,417=11,549 кА;
2.7.1.1 Расчет тока К.З. в точке К3
Сопротивление кабельной линии от шин РУНН ППЭ до ТП 8:
F=95, l=0,1 км, Ro=0,326 Ом/км, Х0=0,078 Ом/км.
=0,197;
=0,821;
=0,844;
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке к-3 от системы:
=9,267 кА;
Учтем подпитку от синхронных двигателей:
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке к-3:
=9,267+0,592=9,859 кА;
Ударный ток:
2.7.2 Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением до 1000В
При расчете токов короткого замыкания в установках напряжением до 1000В необходимо учитывать все сопротивления короткозамкнутой цепи, как индуктивную, так и активную. Кроме того, необходимо учесть сопротивления: контактов коммутационной аппаратуры, токовых обмоток автоматов отключения, трансформаторов тока, шинопровода
Для практических расчетов принято считать, что всё, находящееся выше шин ВН ТП является системой бесконечной мощностью (Sс=; хс =0).
Расчет ведется в именованных единицах для ТП-8.
Сопротивление трансформаторов ТМ-2500/6:
Rт=0,641мОм; Хт=3,461 мОм;
Сопротивление трансформатора тока таблица 2.49 [2]:
Rт.т=0,02 мОм Хт,т=0,03 мОм;
Сопротивление автоматического выключателя: Rавт=0,1 мОм; Хавт=0,05 мОм;
Сопротивление контактов автоматического выключателя: Rк=0,12 мОм;
Для определения сечения шинопровода находится расчетный ток в ПАР:
=3452 А.
Выбираем шины прямоугольного сечения 100х10 с Iдоп.=1820 А. с двумя полосами на фазу, длина шины 10 м.
Сопротивление шин:
Rшин=0,18 мОм; Хшин=0,665 мОм.
Сопротивление дуги: Rд=4 мОм.
Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-3:
=
=6,581 мОм.
Ток короткого замыкания:
=33,377 кА.
Ударный коэффициент kуд=1,3 - для установок до 1000В.
=61,363 кА.
Значение токов короткого замыкания сведем в таблицу 12.
Таблица 12 Значения токов короткого замыкания
|
К-1 |
К-2 |
К-3 |
К-4 |
||
|
Iпо, кА |
4,324 |
11,549 |
9,859 |
33,377 |
|
|
iуд, кА |
11,741 |
29,439 |
26,621 |
61,363 |
2.8 Выбор и проверка элементов СЭС
Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в трех основных режимах: в длительном режиме, в режиме перегрузки и в режиме короткого замыкания.
_В длительном режиме надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса прочности.
_В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств по условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора по отключающей способности.
_При выборе аппаратов и параметров токоведущих частей следует обязательно учитывать род установки, температуру окружающей среды, влажность и загрязненность её и высоту установки аппаратов над уровнем моря.
2.8.1 Проверка КЛЭП на термическую стойкость
По режиму К.З. при напряжении выше 1 кВ не проверяются [3]:
1. Проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа.
2. Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе к цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 МВА и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:
а) в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;
б) повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара
в) возможна замена проводника без значительных затруднений.
3. проводники к индивидуальным электроприемникам, указанным в пункте 2, а также к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются неответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие приведенное в пункте 2б.
В остальных случаях сечение проводников надо увеличить до минимального сечения, удовлетворяющего условию термической стойкости.
Определим минимальное сечение кабеля, по условиям термической стойкости, для точки К-3:
=33,7 мм2,
где: С=85 Ас2/мм2- тепловая функция для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией.
Так как в нашем случае выполняются все выше изложенные условия в пунктах 1,2 и 3, то сечения проводников увеличивать не будем.
2.8.2 Выбор выключателя УВН ППЭ
Высоковольтный выключателькоммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения цепей высокого напряжения, как в нормальном, так и в аварийных режимах.
Намечаем выключатель ВМТ-110Б/1000УХЛ1.
Определяется тепловой импульс Вк при токе К.З.
=4,3242(0,175+0,115)=5,4 ,
где с.
Таблица 13 Выбор выключателя
|
Расчетные Параметры |
Каталожные Данные |
Условия Выбора |
|
|
Uуст.=110 кВ |
Uн=110 кВ |
Uуст = Uн |
|
|
Iраб.мах=163,8 А |
Iн=1000 А |
Iн >Iраб.мах |
|
|
Iпо.К-1=4,3 кА |
I.пр.отк=20 кА |
Iпр.отк>Iпо.К-1 |
|
|
iуд=11,7 кА |
im.дин=52 кА |
im.дин> iуд |
|
|
Bk=5,4 кА2с |
=1600 кА2с |
>Bk |
Окончательно выбираем выключатель масленый ВМТ-110Б/1000УХЛ1.
2.8.3 Выбор разъединителя УВН ППЭ
Разъединитель- это коммутационный аппарат, предназначенный для коммутации цепи без тока. Основное назначение разъединителя создание надежного видимого разрыва цепи для обеспечения безопасного проведения ремонтных работ на оборудовании и токоведущих частях электроустановок.
Намечаем разъединитель РНДЗ.1- 110/1000 У1.
Определяется тепловой импульс Вк при токе К.З.
=4,3242(0,175+0,115)=5,4 ,
где с.
Таблица 14 Выбор разъединителя
|
Расчетные Параметры |
Каталожные Данные |
Условия Выбора |
|
|
Uуст.=110 кВ |
Uн=110 кВ |
Uуст = Uн |
|
|
Iраб.мах=163,8 А |
Iн=1000 А |
Iн >Iраб.мах |
|
|
iу=11,7 кА |
Iпред.=80 кА |
Iпред>iу |
|
|
Bk=5,4 кА2с |
=3969 кА2с |
>Bk |
Окончательно выбираем разъединитель РНДЗ.1-110/1000 У1 с приводом типа ПР-У1.
2.8.4 Выбор ячеек РУНН ПГВ (6кВ)
Максимальный рабочий ток:
=1503,4 А.
РУНН ППЭ комплектуются из шкафов типа КРУ. Выбор шкафов типа К-104 производится на примере вводной ячейки с выключателем ВЭ.
Таблица 15 Выбор ячеек РУНН
|
Расчетные Параметры |
Каталожные Данные |
Условия Выбора |
|
|
Uуст.=6кВ |
Uн=6кВ |
Uуст = Uн |
|
|
Iраб.мах=1503,4 А |
Iн=1600А |
Iн >Iраб.мах |
|
|
I”по(к-2)=11,5 кА |
Iотк..=40кА |
Iотк.>I”по(к-2) |
|
|
Iуд.=29,4 кА |
iдин.мах=128кА |
iдин.мах >iу |
Выбор сборных шин не производится, т.к. они комплектуются вместе с ячейками.
2.8.5 Выбор вводного и межсекционного выключателей
Ячейки К-104 комплектуются выключателем типа ВЭ.
Намечаем выключатель ВЭ-6-40/1600У3.
Таблица 16 Выбор вводных выключателей
|
Расчетные Параметры |
Каталожные Данные |
Условия Выбора |
|
|
Uуст.=6кВ |
Uн=6кВ |
Uуст = Uн |
|
|
Iраб.мах=1503,4 А |
Iн=1600 |
Iн >Iраб.мах |
|
|
I”по(к-2)= 11,5 кА |
Iотк..=40кА |
Iотк.>I”по(к-2) |
|
|
iу= 29,4 кА |
Iпред.=128кА |
iдин.мах >iу |
|
|
Bk=158,7 кА2с |
I2mt =6400 кА2с |
I2mt>Bk |
где =11,52(1,1+0,1)=158,7 кА2с.
Окончательно принимаем выключатель марки ВЭ-6-40/1600У3, так как он удовлетворяет условию выбора.
2.8.6 Выбор выключателя на отходящей линии
В качестве примера выбирается выключатель на отходящей линии то ППЭ до ТП2. Расчетный ток Iр=172 А.
Намечаем выключатель ВЭ-6-40/1600У3.
Таблица 17 Выбор выключателей на отходящих линиях
|
Расчетные Параметры |
Каталожные Данные |
Условия выбора |
|
|
Uуст.=6кВ |
Uн=6кВ |
Uуст = Uн |
|
|
Iраб.мах=230 А |
Iн=1600 |
Iн >Iраб.мах |
|
|
I”по(к-2)=11,5 кА |
Iотк..=40кА |
Iотк.>I”по(к-2) |
|
|
iу=29,4 кА |
Iпред.=128кА |
iдин.мах >iу |
|
|
Bk=127 кА2с |
=6400 кА2с |
I2mt>Bk |
где =11,52(0,95+0,01)=127 кА2с.
Окончательно принимаем выключатель марки ВЭ-6-40/1600У3 так как он удовлетворяет условию выбора.
На отходящей от шин РУНН ППЭ кабельных линиях установлены выключатели марки ВЭ-6-40/1600У3.
2.8.7 Выбор автоматического выключателя на 0,4кВ
Для установки на РУ-0,4кВ в качестве вводного и секционного выключателей предусматривается выключатель типа серии ВА:
Максимальный рабочий ток потребляемый ТП-8 :
=3452 А.
Намечаем автоматический выключатель ВА75 с Iн=4000 А с полупроводниковым расцепителем.
Таблица 18 Выбор автоматических выключателей на 0,4 кВ
|
Расчетные Параметры |
Каталожные Данные |
Условия Выбора |
|
|
Uуст.=0,4кВ |
Uн=0,4кВ |
Uуст = Uн |
|
|
Iраб.мах=3452 А |
Iн=4000А |
Iн> Iраб.мах |
|
|
Iпо.К4=33,4 кА |
Iотк..=55 кА |
Iпред.>Iпо.К4 |
|
|
Iраб.мах=3452А |
Iрасц.=5000 А |
Iрасц >Iраб.мах |
|
|
1,25 Iпик=6483 А |
Iрасц.к.з.=12000 А |
Iрасц.к.з >1,25Iпик |
В зоне перегрузки установка срабатывания расцепителя:
I/Iн=1,25;
Iрасц.пер=1,25·Iн=1,25·4000=5000 А.
В зоне К.З. установка срабатывания расцепителя:
I/Iн=3;
Iрасц.К.З.=3·Iн=3·4000=12000 А.
Iпик=1,5·Iр.мах.=1,5·3452=5187 А.
Окончательно выбираем автоматический выключатель ВА75.
2.8.8 Выбор измерительных трансформаторов тока на вводах 6 кВ ППЭ
Выбор трансформатора тока производится по номинальному току, номинальному напряжению нагрузки вторичной цепи. Предварительно принимается трансформатор тока ТШЛ-10У3:
Iн2=5А; z2=1,2 Ом; класс точности 0,5[6].
Определяется сечение проводов:
Расчетное сопротивление приборов:
где I2н _ ток вторичной цепи ,А
Таблица 19 Мощности, потребляемые приборами
|
Наименование приборов |
Тип |
Колво |
Потребляемая мощность, ВА |
|
|
Амперметр |
Э-337 |
1 |
0,5 |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
1 |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
1 |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
СА4У |
1 |
2,5 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4У |
2 |
2,5 |
|
|
ИТОГО: |
6 |
9 |
Определим расчетное сопротивление нагрузки:
r2 расч = r приб + rпров + rконт
Ом.
rконт=0,1 Ом.- сопротивление контактов.[6]
Определим допустимое сопротивление проводов.
rпров=z2н-rприб-rконт=1,2-0,36-0,1=0,74 Ом.
Сечение провода:
мм2,
где с = 0,028 Ом·мм2/м - удельное сопротивление алюминия, lp=20м.
Принимаем стандартное сечение F=4 мм2 по условию механической прочности.
Ом.
Расчетное сопротивление нагрузки вторичной цепи
r2расч=0,36+0,1+0,14=0,6 Ом.
Таблица 20 Выбор трансформаторов тока
|
Условия проверки |
Параметры ТТ |
Расчетный параметр |
|
|
Uн > Uуст |
10 кВ |
6 кВ |
|
|
Iн > Iр.н. |
4000 А |
3452 А |
|
|
z2н > r2 расч. |
1,2 Ом |
0,6Ом |
|
|
>Вк |
3675 кА2с |
258,7 |
Окончательно принимаем к установке трансформаторы тока марки: ТШЛ-10У3.
Схема подключения приборов к трансформатору тока приведена на рисунке 10.
2.8.9 Выбор трансформаторов напряжения на РУНН ППЭ
Трансформатор напряжения предназначен для питания цепей напряжения измерительных приборов и релейной защиты и автоматики.
На каждой секции шин предполагается установка трансформатора типа НАМИ-6-66У3.
Для выбора трансформатора напряжения необходимо рассчитать нагрузку вторичной цепи (таблица 20).Условия проверки приведены в таблице 21.
Таблица 20 Нагрузка вторичной цепи
|
Прибор |
Кол-во |
Тип |
Мощность одной обмотки, ВА |
Число обмо-ток |
Общая потребляемая мощность |
|
|
Вольтметр |
4 |
Э-350 |
3 |
1 |
12 |
|
|
Ваттметр |
1 |
Д-335 |
1,5 |
2 |
3 |
|
|
Частотомер |
1 |
Э-371 |
3 |
1 |
3 |
|
|
Варметр |
1 |
Д-335 |
1,5 |
2 |
3 |
|
|
Счетчик активной энергии |
8 |
СА4У |
9,6 |
2 |
153,6 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
2 |
СР4У |
8 |
2 |
32 |
|
|
ИТОГО: |
17 |
- |
- |
- |
206,6 |
Таблица 21 Проверка трансформатора напряжения
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия проверки |
|
|
Uуст.=6кВ Sрасч.=206,6 ВА |
Uн=6кВ Sном.=630ВА |
Uуст.<Uн Sрасч.<Sном |
Окончательно принимаем к установке трансформаторы напряжения типа НАМИ-6-66У3.
Рисунок 10 Схема подключения измерительных приборов
3. Релейная защита
В электрических сетях промышленных предприятий возможно возникновение повреждений, нарушающих нормальную работу электроустановок. Наиболее распространенными и опасными видами повреждений являются короткие замыкания, к ненормальным режимам относятся перегрузки. Повреждения и ненормальные режимы могут привести к аварии всей СЭС или ее части, сопровождающейся недоотпуском электроэнергии или разрушением основного электрооборудования.
Предотвратить возникновение аварий можно путем быстрого отключения поврежденного элемента или участка сети. Для этой цели электрические установки снабжают автоматически действующими устройствами релейной защиты (РЗ), являющейся одним из видов послеаварийной автоматики. При повреждении в цепи РЗ выявляет поврежденный участок и отключает его, воздействуя на коммутационные аппараты. При ненормальных режимах (недлительные перегрузки, замыкание фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью, понижение уровня масла в расширителе трансформатора и т.д.), РЗ действует на сигнал. На подстанциях без постоянного обслуживающего персонала те же защиты действуют на отключение, но обязательно с выдержкой времени.
Основными требованиями к РЗ являются:
_ быстродействие;
_ селективность;
_ чувствительность;
- надежность.
3.1 Защита цехового трансформатора ТМ-2500/6
Согласно [3] для внутрицеховых трансформаторов необходимо предусмотреть следующие виды защит: максимальная токовая защита, токовая отсечка, газовая защита, защита от перегрузки.
3.1.1 Газовая защита трансформатора
Газовая защита устанавливается на трансформаторы ППЭ и на внутрицеховые трансформаторы мощностью 630 кВт и более. Она предназначена для защиты от междувитковых замыканий, а также от так называемого “пожара стали” магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи (токовые защиты могут не реагировать на внутренние повреждения).
Газовая защита реагирует н...
Подобные документы
Определение электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Определение полной мощности завода и центра электрических нагрузок. Обоснование системы электроснабжения. Проектирование системы распределения. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [189,9 K], добавлен 26.02.2012Проектирование системы внешнего электроснабжения. Определение центра электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет потерь в кабельных линиях. Компенсация реактивной мощности. Расчет токов короткого замыкания.
курсовая работа [273,0 K], добавлен 18.02.2013Расчёт нагрузок напряжений. Расчет картограммы нагрузок. Определение центра нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Варианты электроснабжения завода. Расчёт токов короткого замыкания.
дипломная работа [840,8 K], добавлен 08.06.2015Проект внутреннего и внешнего электроснабжения нефтеперерабатывающего завода. Расчет электрических нагрузок, выбор числа цеховых трансформаторов, силовых кабелей; компенсация реактивной мощности. Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания.
курсовая работа [452,4 K], добавлен 08.04.2013Определение расчетных электрических нагрузок. Проектирование системы внешнего электроснабжения завода. Расчет токов короткого замыкания и заземления. Выбор основного электрооборудования, числа и мощности трансформаторов. Релейная защита установки.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 08.11.2014Характеристика потребителей электрической энергии. Расчет электрических нагрузок, мощности компенсирующего устройства, числа и мощности трансформаторов. Расчет электрических сетей, токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования и его проверка.
курсовая работа [429,5 K], добавлен 02.02.2010Электроснабжение промышленного предприятия. Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор рационального напряжения питания. Расчет токов короткого замыкания. Выбор средств компенсации реактивной мощности. Расчет режима системы электроснабжения.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 19.06.2012Расчет электрических нагрузок предприятия. Определение центра электрических нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения. Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения.
курсовая работа [255,8 K], добавлен 12.11.2013Определение электрических нагрузок фабрики. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок. Расчет токов короткого замыкания и учет электроэнергии.
курсовая работа [666,7 K], добавлен 01.07.2012Определение электрических нагрузок, выбор цеховых трансформаторов и компенсации реактивной мощности. Выбор условного центра электрических нагрузок предприятия, разработка схемы электроснабжения на напряжение выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.
курсовая работа [304,6 K], добавлен 23.03.2013Расчет электрических нагрузок завода и термического цеха. Выбор схемы внешнего электроснабжения, мощности трансформаторов, места их расположения. Определение токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов, расчет релейной защиты трансформатора.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 30.05.2015Определение силовых нагрузок цехов. Построение картограммы электрических нагрузок. Выбор напряжения питающей и распределительной сети. Выбор типа и мощности цеховых трансформаторных подстанций. Компенсация реактивной мощности на напряжении до 1 кВ.
курсовая работа [663,4 K], добавлен 16.05.2016Определение расчетных нагрузок корпусов и предприятия. Построение картограммы электрических нагрузок цехов. Режимы работы нейтралей трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Схема электрических соединений. Компенсация реактивной мощности.
курсовая работа [776,0 K], добавлен 05.01.2014Определение расчетных электрических нагрузок деревообрабатывающего цеха. Определение числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода. Расчет токов короткого замыкания. Питание цепей подстанции.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 31.05.2012Расчёт электрических и осветительных нагрузок завода и цеха. Разработка схемы электроснабжения, выбор и проверка числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности. Выбор кабелей, автоматических выключателей. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [511,9 K], добавлен 07.09.2010Расчет электрических нагрузок групп цеха. Проектирование осветительных установок. Предварительный расчет осветительной нагрузки. Выбор числа, мощности трансформаторов. Компенсация реактивной мощности. Расчет схемы силовой сети, токов короткого замыкания.
контрольная работа [188,8 K], добавлен 08.02.2012Характеристика производства и потребителей электроэнергии; выбор тока, напряжения, частоты. Расчет электрических нагрузок, осветительной установки, заземляющего устройства, токов короткого замыкания. Компенсация реактивной мощности; выбор трансформаторов.
курсовая работа [92,5 K], добавлен 07.05.2012Технологический процесс завода по производству сельскохозяйственной техники. Выбор схемы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности, выбор трансформаторов, определение потерь. Картограмма электрических нагрузок.
курсовая работа [527,2 K], добавлен 18.03.2012Характеристика потребителей и определения категории. Расчет электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения. Расчет и выбор трансформаторов. Компенсация реактивной мощности. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и расчет электрических сетей.
курсовая работа [537,7 K], добавлен 02.04.2011Характеристика среды производственных помещений и потребителей электроэнергии. Расчет электрических нагрузок, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Проектирование системы внешнего и внутреннего электроснабжения, компенсация реактивной мощности.
дипломная работа [456,6 K], добавлен 26.09.2011
