Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Системой электроснабжения (СЭС) называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. СЭС промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и другие.

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электростанций. По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений, распределительные сети, а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широкий масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии.

Каждое производство существует постольку, поскольку его машины-орудия обеспечивают работу технологических механизмов, производящих промышленную продукцию. Все машины-орудия приводятся в настоящее время электродвигателями. Для их нормальной работы применяют электроэнергию как самую гибкую и удобную форму энергии, _ обеспечивающей работу производственных механизмов.

При этом электроэнергия должна обладать соответствующим качеством. Основными показателями качества электроэнергии являются стабильность частоты и напряжения, синусоидальность напряжения и тока и симметрия напряжения.

Промышленные предприятия являются основными потребителями электроэнергии, так как расходуют 67% всей вырабатываемой в нашей стране электроэнергии.

Прогресс электроэнергетики в сфере потребительских установок выразился в значительном увеличении потребляемых мощностей, которые по отдельным предприятиям превышают 1млн. квт. Все это усложнило потребительские установки и потребовало квалифицированного подхода к вопросам электроснабжения.

Характер и содержание задач по обеспечению надежности и устойчивости работы энергосистем существенно изменяется по мере ее развития. Такие специфические особенности энергетического производства, как взаимосвязанность и взаимозависимость режимов, непрерывность и единство технологического процесса выработки, передачи и распределения электроэнергии проявляется все сильнее, особенно при нарушениях нормального режима работы.

Ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создание экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения микропроцессорной техники электро- газового и вакуумного электрооборудования, новых комплектных преобразовательных устройств. Все это ставит большие задачи перед работниками научно-исследовательских, проектных, монтажных и наладочных организаций, работающих в области электрификации промышленности.

В. 1. Постановка задачи

Система электроснабжения промышленных предприятий, состоящая из сетей до 1000В и выше, трансформаторных и преобразовательных подстанций, служит для обеспечения требований производства путем подачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества в виде переменного тока, однофазного или трехфазного при различных частотах и напряжениях, и постоянного тока.

Структура дипломного проекта определяется структурой системы электроснабжения нефтеперекачивающей станции (НПС). В данном случае задан конкретный объект, в него входят электроприемники, систему электроснабжения которых необходимо спроектировать. Конкретная система электроснабжения отличается от типовой конкретным составом звеньев и индивидуальным набором и соединением на схеме.

Для данного дипломного проекта постановка задачи заключается в выборе схемы электроснабжения и расчете ее элементов, также необходимо рассчитать электрические нагрузки по объекту в целом и построить графики нагрузок. Другие разделы входящие в проект: проектирование низковольтной сети 0,4кв; выбор конкретных подстанций, проектирование высоковольтной распределительной сети. Также рассматриваются вопросы защиты всех элементов от ненормальных и аварийных режимов работы, то есть вопросы автоматики и релейной защиты (РЗ).

В общих словах основной задачей является оптимизация параметров системы электроснабжения НПС путем правильного выбора напряжений, определения нагрузок и требований к бесперебойности электроснабжения, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, преобразователей тока и частоты, конструкции промышленных сетей, средств компенсации реактивной мощности и резервирования напряжения.

В.2. Характеристика объекта и исходной информации.

НПС "Пурпе" является головной станцией в Ноябрьском Управлении Магистральных Нефтепроводов (НУМН). НПС расположена в пятнадцати километрах на запад от железнодорожной станции Пурпе и осуществляет перекачку нефти по магистральному нефтепроводам "Уренгой-Холмогоры" и с севера на юг «Тарасовское-Муравленковское».

Технологическая часть НПС состоит из различных наружных и закрытых установок, элементов технологического оборудования: камеры приема-пуска скребка, трубопроводов, задвижек, обратных клапанов, фильтров-грязеуловителей (ФГУ), различных насосов и так далее. Все вместе это образует взаимосвязанную цепь непрерывного технологического процесса. Так как имеется резервуарный парк ЛВЖ и возможно образование паро-воздушной смеси на любой части оборудования при перекачке нефти, объект НПС "Пурпе" является взрывоопасной зоной класса В-1 и В-1Г.

Взрывоопасная зона - помещение или ограниченное пространство в помещении или наружной установки, в котором имеются или могут образоваться взрывоопасные смеси. Взрывоопасной считается также зона в пределах до 5 метров по горизонтали и вертикали от технологического аппарата, из которого возможно выделение горючих газов или паров ЛВЖ, если объем взрывоопасной смеси равен или менее 5% свободного объема -- помещения.

К технологической части НПС относятся: камера приема-пуска скребка, площадка ФГУ, блок-боксов системы предохранительных перепускных клапанов (СППК)№1 и №2. СППК№1 имеет 4 клапана с уставками 0,5 мПа, 4 клапана по 0,65 мПа и 4 клапана по 0,8 мПа; СППК№2-9 клапанов по 1,5 мПа. Также в технологическое оборудование входят: камера регуляторов давления (КРД); открытая площадка с подпорными вертикальными насосами марки ВАОВ-1250; общее укрытие магистральных агрегатов и установленными двигателями марки СТДП-6000 и насосами марки НМ-10000-210; 8 камер распределения нефти (3-я и 8-я камеры на расширение производства; 1 блок-бокса качества нефти для отбора на химический анализ; для дренажа и откачки утечек нефти имеются емкости подземные (ЕП) объемом 40млЗ а также резервуарный парк, который в свою очередь включает в себя 4 резервуара РВС-20000 объемом 20000мЛ3. На территории станции расположена операторная ,ЗРУ-10кВ , станция пенотушения и водотушения, водооборотка, хозяйственная питьевая, резервный источник питания ДЭС 2х630кВт.

Технологические задвижки, установленные на территории станции в основном японского производства марки "Шимадзу" и также небольшой процент занимают Российские, Итальянские и Австрийские. Отдельно от технологической части станции расположены: административный корпус, столовая, ВЖК, гараж, мастерская и проходная.

Нефтеперекачивающая станция может осуществлять перекачку нефти тремя способами. Первый - "из насоса в насос", далее следует способ "с подключенными резервуарами" и третий "транзитом". На рассматриваемой станции НПС "Пурпе" используется первый способ, так как обеспечивает нормальный режим работы объекта. Процесс перекачки нефти имеет следующий вид: нефть поступает от нефтегазодобывающих предприятий на камеру приема-пуска скребка, поступает через технологические задвижки на площадку с тремя ФГУ, проходит через два фильтра и по трубопроводу мимо СПГЖ№1 попадает на камеру №2. Здесь нефть протекает через задвижку под тем номером, под которым находится работающий насос НПВ, на площадку с подпорными вертикальными насосами, далее из насоса через технологические задвижки и СППК№2 поступает на общее укрытие магистральных агрегатов. Магистральные агрегаты в последнее время находятся в работе редко, это связано с уменьшением добычи нефти, поэтому нефть транзитом поступает на КРД, здесь она проходит через одну поворотную отстроенную на соответствующее давление задвижку и поступает на камеру приема-пуска на выходе станции и по нефтепроводу «Уренгой-Холмагоры» движется на юг.

Технологическими процессами на станции управляет оператор по команде диспетчера НУМН. Управление оборудованием на станции автоматизировано примерно на 70% и подключено к системе телемеханики.

трансформатор ток кабельный электрический

Исходные данные:

№ п/п	Наименование	Колич. ЭП	Мощ-сть, КВт	Ки	cosq?	tgq?
1	2	3	4	5	6	7
	КПТ-1
1	Блок-бокс операторной		50	0,8	0,8	0,75
2	Б-б водоснабжения		104,9	0,8	0,8	0,75
3	Приточная вентиляция ОУ	2	30	0,6	0,8	0,75
4	Вытяжная вентиляция	2	15	0,6	0,8	0,75
5	Технологические задвижки ФГУ, ПВ-9%	6	1,8	0,4	0,8	0,75
6	Технологические задвижки КРД, ПВ=9%	6	1,8	0,5	0,8	0,75
7	Подпорные вентиляторы стдп	8	21,2	0,5	0,8	0,75
8	Задвижки СТДП, ПВ=9%	8	2,4	0,5	0,8	0,75
9	Котельная	6	140	0,8	0,8	0,75
10	АБК		70	0,8	0,8	0,75
11	ВЖК16		55	0,6	0,8	0,75
12	ВЖК-25		65	0,6	0,8	0,75
13	Гараж (Бокс -№ 1)		50	0,6	0,6	1,33
14	Мастерская (Бокс-№2)		70	0,7	0,6	1,33
15	КПП		20	0,7	0,6	1,33
	КТП-2
16	Блок-бокс флатоционной установки		30	0,6	0,8	0,75
17	Б-б маслохозяйств		25	0,5	0,8	0,75
18	Б-б биологической очистки сточных вод		40	0,6	0,8	0,75
19	Б-б пенотушения резпарка №1,2	2	40	0,6	0,8	0,75
20	Камеры задвижек резпарка, ПВ=9%	6	2,27	0,5	0,8	0,75
21	Задвижки НПВ, ПВ=9%	8	1,5	0,6	0,8	0,75
22	Насосы откачки утечек ЕП	2	32	0,4	0,8	0,75
23	Технологические задвижки станции, ПВ=9%	13	2,82	0,6	0,8	0,75
24	Б-б водотушения		274	0,6	0,8	0,75
25	Б-б пенотушения		297	0,6	0,8	0,75
26	Общее укрытие магистальных насосов 4сд	4	24000	0,8	0,9	0,48
27	Подпорные насосы 4ад	4	5000	0,8	0,8	0,75

1. Проектирование системы электроснабжения 110кВ

1.1 Обоснование схемы 110 кВ

Задачей системы электроснабжения ПО кВ является передача электроэнергии от центра электрического питания, которым является районная понизительная подстанция и преобразование электрической энергии на напряжение 10 кВ. Основным звеном в этом является главная понизительная подстанция (ГПП) с открытым РУ для приема электроэнергии от энергетических системы напряжением 110кВ и преобразование ее в напряжении сети в 10кВ для питания подстанций НПС и мощных потребителей.

Рис 1.1 Принципиальная схема ГПП

Согласно ПУЭ, с точки зрения бесперебойности электроснабжения имеются три категории эл.приемников. НПС "Пурпе" относится к первой категории. К первой категории относятся электроприемники нарушение электроснабжения, которых, может повлечь за собой опасность для жизни людей или значительный ущерб народному хозяйству, связанный с повреждением оборудования, массовым браком продукции или длительным расстройством сложного технологического. Так как объект первой категории, то принимается следующая схема тупиковой ГПП с двумя двухобмоточными трансформаторами

Наиболее рациональной и достаточно надежной считается схема с короткозамыкателями и отделителями, установленными на стороне высокого напряжения ГПП. При повреждении внутри трансформаторами действует релейная защита, которая замыкает цепь привода короткозамыкателя, и ножи короткозамыкателя включаются. Создается короткое замыкание на линии, что приводит в действие защиту , установленную на питающем конце линии, и она отключается вместе с трансформатором . Таким образом, короткозамыкатель заменяет установку выключателя на стороне ВН трансформатора. Но, учитывая климатические условия расположения проектируемой ГПП, а так же район по гололеду, установка выключателя на стороне ВН является оптимальной в надежности электроснабжения НПС.

На схеме на стороне ВН установлен секционный выключатель. При повреждении одной из линий, после включения выключателя происходит питание двух трансформаторов от одной линии.

1.2 Расчет электрических нагрузок

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяются для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь и колебаний напряжения и выбора защиты. Под максимальной (расчетной) нагрузкой понимают наибольшее значение нагрузки элементов системы электроснабжения, усредненное на интервале времени, за которое температура этих элементов достигает установившегося значения.

Под расчетной нагрузкой по допустимому нагреву понимается такая длительная неизменная нагрузка элемента системы электроснабжения. Расчетная активная нагрузка группы приемников с переменным и постоянным графиком нагрузки определяется по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения:

Pp=Kм*Pсм=Км*Рном*Ки

где Рном -номинальная суммарная активная мощность рабочих электроприемников;

Ки - групповой коэффициент использования активной мощности;

Рсм - средняя мощность рабочих электроприемников за наиболее загруженную смену, квт.

Для группы электроприемников за исключением резервных, одного режима работы средние активная и реактивная нагрузки за наиболее загруженную смену определяются по формулам:

Рсм=Ки*Рном,

Qсм=Рсм*tg??

где tg? соответствует средневзвешанному соs?, характерному для электроприемников данного режима работы.

При наличии в группе электроприемников разных режимов работы:

Рсм=?Рсм=?Ки*Рном

Qсм=?qсм=?рсм*tg?

Коэффициент максимума активной мощности Км определяется по справочным таблицам в зависимости от эффективного числа электроприемников группы nэ или по диаграмме.

Эффективным (приведенным) числом электроприемников nэ называется такое число однородных по режиму работы приемников одинаковой мощности, которое дает туже величину расчетного максимума Ртах, что и группа электроприемников, различных по мощности и режиму работы. Эффективное число электроприемников:

При числе ЭП в группе 4 и более допускается принимать nэ равным n при условии, что отношение номинальной мощности наибольшего в группе

ЭП к номинальной мощности наименьшего:

При определении m допускается исключать мелкие ЭП, суммарная мощность которых не превышает 5% номинальной мощности всей группы.

В случае, когда величина m>3, а подсчет по формуле затруднителен из-за большого числа разнообразных электроприемников, величину nэ определяют, используя графики, по которым находят вспомогательную величину nэ* - относительное эффективное число ЭП, равное отношению зная nэ* и n, определяют nэ равное nэ*n. Значение nэ* находится в зависимости еще от двух вспомогательных величин n*и Р*:

n*=n1,/n,

где n1 - число крупных ЭП в группе, мощность каждого из которых не менее половины мощности наибольшего ЭП:

P*=Рном/ Рном1

где Рном1 - суммарная номинальная мощность этих крупных ЭП;

Рном1 - суммарная номинальная мощность всей группы.

В соответствии с практикой проектирования систем электроснабжения установлено, что:

а) при m>3 и Ки>=0,2 эффективное число электроприемников:

где Phom? - суммарная номинальная мощность группы ЭП; Pmaxl -

мощность одного ЭП группы.

В тех случаях, когда nэ>n, следует принимать nэ=n.

б) при m>3 и пэ<4 расчетная максимальная нагрузка принимается

Рм=Кз*?Рном

Кз - коэффициент загрузки, равный 0,9 - для длительного режима работы и 0,75 - для режима ПВ.

Для ЭП с практически постоянным графиком нагрузки величина Км принимается равной 1 и максимальная расчетная мощность нагрузки определяется по средней мощности нагрузки за наиболее загруженную смену:

Рм=Рсм=Ки*Рном

Реактивная максимальная расчетная мощность группы ЭП с различными режимами работы:

Qм=Км*Qсм.

В соответствии с практикой проектирования принимают:

Qм=1,1Qсм, при nэ<=10

Qм=Qсм, при nэ>10.

После определения Рmах и Qmax подсчитывается полная мощность:

Расчетный максимальный ток для ЭП переменного тока:

Средневзвешенное значение коэффициента использования по расчетному узлу:

Ки=?Рсм/?Рн

Средневзвешенное значение tg?:

Tg?c=?Qсм/?Рсм.

Пиковый ток Группы ЭП, работающих при отстающем токе, с достаточной точностью определяется из выражения:

Iм=inм+(Iм-Ки*inм),

Где in.m - наибольший из пусковых токов двигателей в группе по паспортным данным; in.m. - номинальный (приведенный к ПВ=100%) ток двигателя с наибольшим пусковым током;

Ки - коэффициент использования, характерный для двигателя, имеющего наибольший пусковой ток;

Iм - расчетный ток нагрузки всей группы ЭП.

При наличии в расчетном узле приемников как с переменным, так и с постоянным графиком, расчетные нагрузки этих ЭП определяется отдельно, а суммарная расчетная нагрузка по узлу в целом - сложением максимальной нагрузки ЭП с переменным графиком со средней нагрузкой ЭП с практически постоянным графиком.

Расчет нагрузки по станции производим методом коэффициента использования Ки и установленной мощности.

Для группы однородных по режиму работы приемников расчетная нагрузка определяется из выражений:

Рсм=Ксм*Рном?

Qр=Рр*tg?

Суммируя нагрузки отдельных корпусов производства получим суммарную максимальную нагрузку НПС. Для более точного определения максимальной нагрузки производства необходимо узнать потери в трансформаторах 10/0.4кв и потери в линиях Рт=0.02 Sн.н; Qт=0.1 Sн.н; Рл=0.03 Sн.н, где Sн.н - расчетная мощность на шинах низшего напряжения до 1000в за максимальную загруженную смену, а также коэффициент разновременности максимумов нагрузки по активной мощности: Крм=0.9* 1. Определение расчетной нагрузки электрического освещения корпусов производится по формуле:

Рн.о.=Руд.о*S; Рм.о. = Рн.о. *Кс.о.

Где Руд.о - удельная мощность освещения на квадратный метр площади секции, кВт/м^2; S - площадь секции, м^2; Рн.о - Номинальная мощность освещения, кВт; Кс.о. - коэффициент спроса освещения; Рм.о. - расчетная нагрузка на освещение, кВт.

Данные расчетов заносим в таблицу 1.1

Таблица 1.1

Группы эл.приемников наименование эл.приемников	Установленная мощность прив. к ПВ-100 %	Ки	Срелнея нагр. на наиболее загр. Смену	Эффек. число Эл.Пр. №ф	Коэф. максм. Км	Расчетная нагрузка
	Ру КВТ	Qy КВТ		Рем КВТ	Qcm КВТ			Рр КВТ	Qp КВТ	Sp КВТ
КТП -1 К>0,6
Блок-бокс операторной	50,0	37,5	0,8	40,0	30,0		1,0
Б-б водоснабжения	104,9	78,7	0,8	83,9	62,9		1,0
Приточная вентиляция ОУ	30,0	22,5	0,6	18,0	13,5		1,0
Вытяжная вентиляция	15,0	п,з	0,6	9,0	6,8		1,0
Котельная	140,0	105,0	0,8	112,0	84,0		1,0
АБК	70,0	52,5	0,8	56,0	42,0		1,0
ВЖК 16	55,0	41,3	0,6	33,0	24,8		1,0
ВЖК-25	65,0	48,8	0,6	39,0	29,3		1,0
Гараж (Бокс -№1)	50,0	66,5	0,6	30,0	39,9		1,0
Мастерская (Бокс№2)	70,0	93,1	0,7	49,0	65,2		1,0
Проходная	20,0	26,6	0,7	14,0	18,6		1,0
Освещение	110,0		0,8	82,5			1,0
Итого по КТП-1				566,4	416,9			566,4	416,9	703,3
КТП-2
Блок-бокс флатоционной установки	30,0	22,5	0,6	18,0	13,5		1,0
Б-б биологической очистки сточных вод	40,0	30,0	0,6	24,0	18,0		1,0
Б-б пенотушения резпарка №1,2	40,0	30,0	0,6	24,0	18,0		1,0
Задвижки НПВ, ПВ=9%	1,5	1,1	0,6	0,9	0,7		1,0			18
Технологические задвижки станции, ПВ=9%	2,8	2,1	0,6	1,7	1,3		1,0
Б-б водотушения	274,0	205,5	0,6	164,4	123,3		1,0
Б-б пенотушения	297,0	222,8	0,6	178,2	133,7		1,0
Освещение	110,0		0,8	82,5			1,0
Итого по КТП-2				493,7	308,4			493,7	308,4	582,1
КТП-1			К<0,6
Технологические задвижки ФГУ, ПВ=9%	1,8	1,4	0,4	0,7	0,5	6,0	1,4	1,0	0,7
Технологические задвижки КРД, ПВ=9%	1,8	1,4	0,5	0,9	0,7	6,0	1,4	1,2	0,9
Подпорные вентиляторы СТДП	21,2	15,9	0,5	10,6	8,0	6,0	1,4	14,5	10,9
Задвижки СТДП, ПВ=9%	2,4	1,8	0,5	1,2	0,9	6,0	1,4	1,6	1,2
Итого по КТП-1	13,4	10,1			18,4	13,8	23,0
КТП-2
Б-б маслохозяйств	25,0	18,8	0,5	12,5	9,4	6,0	1,4	17,1	12,8
Задвижки резпарка, ПВ=9%	2,3	1,7	0,5	1,1	0,9	6,0	1,4	1,6	1,2
Насосы откачки утечек ЕП	32,0	24,0	0,4	12,8	9,6	6,0	1,4	17,5	13,2
Итого по КТП-2		26,4	19,8			36,2	27,2	45,3
Общее укрытие магистальных насосов 4сд	24000,0	11520,0	0,8	19200,0	9216,0		1,0	19200,0	9216,0	21297,3
Подпорные насосы 4ад	5000,0	3750,0	0,8	4000,0	3000,0		1,0	4000,0	3000,0	5000,0
Итого по НПС										27573,3
Итого по двигателям								23200,0	12216,0	26219,7

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.3 Расчет электрической сети

1.3.1 Выбор мощности и числа трансформаторов

Выбор типа, числа и схем питания подстанций должен быть обусловлен величиной и характером электрических нагрузок, размещением нагрузок на генеральном плане предприятия, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Должны учитываться, кроме того, конфигурация производственных помещений, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, условия охлаждения, требования пожарной и электрической безопасности и типы применяемого электрооборудования.

Двух трансформаторные главные понизительные подстанции (в том числе и цеховые) подстанции применяются при преобладании потребителей 1-й и 2-й категорий, а также при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки.

При выборе числа и мощности трансформаторов подстанций рекомендуется: трансформаторы мощностью более 1000кВ*А применять при наличии группы электроприемников большой мощности или значительного числа однофазных электроприемников, а также при наличии электроприемников с частыми пиками нагрузки (например, электросварочных установок) и в цехах с высокой удельной плотностью; стремиться к возможно большей однотипности трансформаторов цеховых подстанций; при двухтрансформаторных подстанциях, а также при одно-трансформаторных подстанциях с магистральной схемой электроснабжения мощность каждого трансформатора выбирать с таким расчетом, чтобы при выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор мог нести всю нагрузку потребителей 1-й и 2-й категорий (с учетом допустимых нормальных и аварийных нагрузок); при этом потребители 3-й категории могут временно отключаться. Для этого номинальная мощность трансформаторов двух трансформаторной подстанции принимается равной 70% от общей расчетной нагрузки цеха. Тогда при выходе из строя одного из трансформаторов второй на время ликвидации аварии оказывается загруженным не более чем на 140%, что допустимо в аварийных условиях.

Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснабжения, обычно рассматривают не менее двух вариантов числа и мощности трансформаторов на подстанции, сравнивая их по технико-экономическим показателям.

Число и мощность трансформаторов выбираются по:

графику нагрузки потребителя и подсчитанным величинам средней и максимальной мощности;

технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа и мощности трансформаторов с учетом капитальных затрат и эксплуатационных расходов;

категории потребителей с учетом наличия у потребителей нагрузок 1-й категории, требующих надежного резервирования; экономически целесообразному режиму, под которым понимается режим, обеспечивающий минимум потерь мощности и электроэнергии в трансформаторе при работе по заданному графику, нагрузки.

Число и мощность трансформаторов выбираются с учетом перегрузочной способности трансформатора. Для этого по суточному графику нагрузки потребителя устанавливается продолжительность максимума нагрузки t (ч) и коэффициент заполнения графика

Кз.г.=Sср./Sмакс

Где Sср,Sмакс - средняя и максимальная нагрузки трансформатора.

По значениям Кзг и t определяют коэффициент кратности допустимой

Нагрузки Кн.=Iмакс./Iном, откуда Sном=Sмакс/Кн

Если в летнее время максимум нагрузки меньше номинальной мощности трансформатора на р°/о, то в зимнее время допускается перегрузка трансформатора на те же р°/о, но не более чем на 15%, Суммарная перегрузка за счет суточной и летней недогрузок должна быть не более 30% для трансформаторов, установленных на открытом воздухе в местностях, где среднегодовая температура воздуха принята +5°, а максимальная. +40°. Допустимые суммарные перегрузки для трансформаторов, установленных внутри помещений, не должны превышать 20%.

После выявления всех перечисленных показателей сравниваемых вариантов рассматривают вопрос об обеспечении необходимой надежности и резервирования электроснабжения при аварийном выходе из строя одного из трансформаторов.

Допускается при Кз.г.<0,75 перегрузка одного трансформатора до 140% в аварийном режиме продолжительностью 5 сут не более 6 ч в сутки.

При наличии на двухтрансформаторной подстанции потребителей 1-й (S1) и 2-й (S2) категорий мощность одного трансформатора проверяется в аварийном режиме:

Shom1>=S1+S2

Следует подчеркнуть, что для проектируемых подстанций, если неизвестны график нагрузки потребителей, мощность трансформаторов выбирают на основании расчетной максимальной нагрузки.

Для действующих предприятий при наличии графика нагрузки выбор и проверку мощности трансформаторов производят с учетом коэффициента допустимой нагрузки трансформаторов.

Выбор мощности трансформатора только по максимальной нагрузке без учета действительного графика нагрузки приводит в ряде случаев к завышению его мощности.

ГОСТ 14209 - 85 устанавливает систематические допускаемые перегрузки из условия нормального суточного износа трансформатора при нагреве до 95° С.

Выбор трансформаторов для ГПП производим согласно:

Кав - допустимый коэфф.перефузки тр-ра в аварийных случаях (Кав=1,4)

S'p - мощность расчетная, берем из таблиц.

Выбираем тип трансформаторов по 2.106(1). По полученным мощностям для установки подходит ТРДН-25000М10.

Таблица 1.2 Параметры трансформатора

Shom, kBA	Uh, кВ	Потери	, кВт	Uкз, %	Ix.x, %
	BH	нн	х.х.	К.З.
25000	ПО	10	30	120	10,5	0,7

Коэффициент загрузки трансформатора, при условии работы двух тр-ов:

При условии работы одного трансформатора:

Расчет потерь в трансформаторе:

Активные потери рассчитываются по формуле:

P=Pxx=К32*Ркз=30+0.552*120=1980(кВт), где

Реактивные потери рассчитываются по формуле:

1.3.2 Выбор ЛЭП

Выбор сечений проводов ЛЭП 110 кВ, подходящих к проектируемой ГПП находим по таблице экономических токовых интервалов.

Для начало необходимо найти расчетную токовую нагрузку ВЛ.

Ip=Imax*aт*а1

aт=1.2 а1 = 1.05 справочные коэффициенты

Зная материал опор ВЛ и учитывая район по гололеду по таблице экономических токовых интервалов принимаем сечение :

Sвл=95(мм2)

Далее проводим проверку по допустимому нагреву.



Окончательно принимаем провод АС-120

1.3.3 Выбор высоковольтных аппаратов

Выбор и проверка высоковольтных выключателей проводится по следующим параметрам:

а) номинальное напряжение сети, в которой устанавливается

Uchom<=Uhom

где Uh - номинальное напряжение выключателя.

б)максимальный рабочий ток в цепи, в которой устанавливается выключатель 1мах<=1ном, 1ном - длительный номинальный ток выключателя; рабочий ток

Iрабтах выбирается из наиболее неблагоприятного эксплуатационного режима.

в) начальный периодический сверхпереходный ток короткого замыкания в выключателе

I”<Iпр.с.

Где Iпр.с. - предельный сквозной ток (действующее значение периодической составляющей), допустимый для рассматриваемого выключателя.

г) Ударный ток короткого замыкания в цепи, где устанавливается выключатель.

Iпp.c. - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата)

д) Относительное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания к моменту времени t.

е) Тепловой импульс тока короткого замыкания,

- предельный ток термической стойкости, который данный аппарат может выдержать без повреждения в течении предельного времени термической стойкости tт

tотк=tз=tвык - время от начала короткого замыкания до его отключения;

tз - время действия релейной защиты, равное 0,01с;

tвык - полное время отключения с приводом, равное 0,12с.

1) Выбор вводных выключателей на ГГШ

Расчетный ток аппарата:

По таблице 27.11 [1] выбираем выключатель ВМТ-110Б-20\1000

tоткл=0,08 с. Данные выключателя и выбор сведены в таблицу1.3.

2). Выбор СМВ-110кВ на стороне высокого напряжения ГПП

Секционный масляный выключатель в случае исчезновения напряжения на каком-либо вводе должен выдержать нагрузку одной секции сборных шин, исходя из этого:

Выбираем выключатель ВМТ-110Б-20М000 tоткл=0,06 с. Данные выключателям выбор сведены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3

Тип	ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1
Номинальное рабочее напряжение, кВ	ПО
Номинальный ток, кА	1000
Номинальный ток отключения, кА	20
Нормированное содержание апериодической составляющей, %	25
Предель ный сквозной ток, кА	Наибольший ток	52
	Начальное действующее значение периодической составляющей	20
Ток термической стойкости, кА	20
Допустимое время действия термической стойкости, с	3
Полное время отключения, с	0.06

1.4 Проверка оборудования и кабельных линий на действие токов КЗ

1.4.1 Проверка аппаратов

Выбранные по номинальным условиям электрические аппараты необходимо проверить на электродинамическую и термическую устойчивость при токах КЗ высоковольтные аппараты. Кроме того, должны быть проверены и по отключающей способности токов КЗ.

Для проверки выбора аппаратов следует произвести расчет токов КЗ.

Iкз3=7кА.

На рис. 1.2 показана схема замещения для расчета тока КЗ и проверки выбора электрических аппаратов находящихся до трансформатора. Начальный периодический сверхпереходный ток КЗ и ударный ток рассчитывается по формуле

Uн - номинальное напряжение сети;

Куд - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Та. По таблице средних значений Куд=1.8

Для проверки аппаратов на термическую стойкость следует вычислить тепловой импульс, характеризующий количество тепла, выделяющегося в аппарате за время действия тока КЗ.

Вк=I*(tотк+Та)

Где tотк - время, характеризующее длительность замыкания, tотк=t3+tвык

t3 - время действия релейной защиты

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ,

Та=0,05с,

Вк=5.722*((0,1+0,06)+0,05)=3,92(кА2с)

Выбор электрических аппаратов по электродинамической и термической стойкости.

Таблица 1.4

Выбираемая и проверяемая величина	Формула	ВМТ-ПОБ-20/1000УХЛ1
Номинальный ток отключения, к А	1н.от.>=1р.отк	20>=5,72
Номинальная мощность отключения, тыс.кВа	Sn.o>=Sp.o.
Допустимый ударный 1кз, кА	1н,дин.>-гу.р.	52>=14,56
Ток термической устойчив.		1200=3,29

Выключатель ВМТ-110Б-20М000 подходит для применения в качестве вводного и секционного выключателя ГПП.

1.4.2 Проверка сечения проводов воздушных линий на термическую стойкость

После выбора сечения провода АС-120 по номинальным параметрам, далее проводят проверку на термическую стойкость к токам КЗ.

Проверка сечения провода на термическую стойкость к токам КЗ производится по формуле:

а - расчетной коэффициент, определяемой ограничением допустимой температуры нагрева жилы кабеля: а-7 для медных жил, а=12 для алюминиевых жил. Принимаем, а=12, так как в данном случае выбраны алюминиевые провода; I --установившийся ток КЗ

t(n)=0,6.

Выбранный провод АС-120 для ЛЭП-1, ЛЭП-2 подходит для применения.

1.5 Конструктивное исполнение

Главная понизительная подстанция состоит из РУ высокого напряжения, трансформатора, РУ низкого напряжения. Для упрощения конструктивного исполнения принимаем открытую установку трансформаторов и аппаратуры напряжения 110кВ.

РУ должны удовлетворять поставленным техническим требованиям в части надежности работы, удобства эксплуатации, безопасности обслуживания, экологии, возможности расширения, а также противопожарная безопасность. Они должны допускать возможность использования средств механизации для производства ремонтных работ.

РУ должны выполняться таким образом, чтобы при нормальных условиях работы электроустановки не создавалось явлений, опасных для обслуживания персонала или приводящих к повреждению оборудования, возникновению КЗ и замыканий на землю. При условиях, отличных от нормальных, должна быть обеспечена локализация повреждений в следствии КЗ. При снятом напряжении с какой-либо цепи должны быть обеспечены безопасный осмотр и смена или ремонт элементов этой цепи без нарушения нормальных работы соседних цепей. Конструкции, на которых закреплено оборудование, должны выдерживать усилия от веса оборудования, ветра, гололеда и электродинамических сил при КЗ. Строительные конструкции, находящиеся вблизи токоведущих частей, доступные и недоступные для прикосновения обслуживающего персонала, не должны нагреваться выше 50 70 С соответственно.

В РУ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом для отсоединения в случае необходимости например, при ремонте) любых аппаратов электрической цепи от сборных шин и Других источников напряжения. Должна быть предусмотрена

Блокировка (электрическая или механическая) между выключателем и разъединителями одной цепи, а также между разъединителями и их заземляющими ножами для предотвращения ошибочных операций. Также РУ должно быть оборудовано стационарными заземляющими ножами, обеспечивающих заземление аппаратов и ошиновки без использования переносных заземлений. Ножи окрашиваются в красный цвет , а рукоятки и их приводы - в красный.

Под силовыми трансформаторами укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см. и предусмотрен сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабеля оперативных цепей , цепей управления и автоматики укладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву.

Расстояния в свету от жестких токоведущих частей до различных элементов ОРУ должны быть не менее расстояний указанных в табл.1.5.

Расстояние в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ.

Таблица 1.5

Расстояние	Изоляционное расстояние в мм.
От токоведущих частей или элементов оборудование и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2м.	900
Между проводниками разных фаз	1000
От токоведущих частей или элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой до 1,6м.	1650
Между токоведущими частями разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней	1659
От не огражденных токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов	3600
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту	1100

ОРУ 110 кв. двухпортальное, с двумя секционированными системами шин. В качестве вводных выключателей и секционного применены ВМТ 110Б-20М000

Все аппараты ОРУ расположены на невысоких металлических основаниях. Кроме выключателей ВМТ РУ 110 кВ состоит из линейного разъединителя, короткозамыкателя, заземляющего разъединителя линейного портала, металлоконструкций под установку высокочастотной связи. Узел линейного разъединителя представляет собой как указано выше металлоконструкцию портального типа, на которой установлены полюсы разъединителя типа РЛНД-2-100\1000. Полюсы между собой соединены тягами. С приводом ПРН разъединитель соединен валами, привод ПРН устанавливается под центральным полюсом разъединителя на траверсе и снабжается внутренней блокировкой, не допускающей включения заземляющих ножей при включенных ножах разъединителя.

Узел заземляющего разъединителя это одностоечная металлоконструкция , на которой установлен заземляющий разъединитель ЗОН. ( высота Зм.). На металлоконструкции заземляющего разъединителя устанавливается ящик с зажимами цепей управления.

Линейный портал - одностоечная портальная конструкция с двумя траверсами. Портал служит для приема линии, к стойкам портала присоединяются грозозащитные тросы, на одной из стоек портала устанавливается молниеотвод. Расстояние между проводами 2500 мм., а между грозозащитными тросами -8000 мм. Верхняя траверса служит для подвески гирлянд изоляторов. На нижней траверсе устанавливаются разрядники РВС-110 с регистрами разрядов.

У силовых трансформаторов вблизи вывода напряжения 10 кВ установлен вентильный разрядник РВО-10.

Источников питания оперативных цепей и устройств релейной защиты и автоматики является трансформатор собственных нужд ТСН10\0,4кВ.

2. Проектирование системы электроснабжения 10кВ

2.1 Обоснование схемы 10 кВ

Так как объект первой категории, то принимается следующая схема. Экранированным токопроводом выполняется соединение между трансформаторами ГПП и закрытым распределительным устройством (ЗРУ) 10кВ. ЗРУ имеет две секции сборных шин запитаных по двум вводам.

Одинаковые агрегаты разбиты по секциям, с таким расчетом чтобы при отключении одной питающей линии часть агрегатов осталась в работе и сохранила непрерывность технологического процесса. Электроприемники особой группы нулевой могут быть запитаны в случае полного исчезновения напряжения от независимого источника-- аварийной дизельной электростанции. Запуск ДЭС 2*630 происходит автоматически в течении 9 секунд, при исчезновении напряжения на обоих вводах ЗРУ, обеспечивая безаварийную остановку технологического процесса. Все электроприемники до 1кВ запитаны на КТП-1 и КТП-2. В свою очередь КТП , имеющие по два трансформатора, запитаны также по двум кабельным линиям с разных секций шин ЗРУ.



Рис. 2.1 Схема электроснабжения 10кв

Надежность электроснабжения приемников обеспечивается тем, что все потребители запитаны отдельными радиальными кабельными линиями. Вид схемы электроснабжения приведен ниже на рисунке 2.1

2.2 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок всего объекта был рассмотрен выше в п. 1.2. Данные по электрическим нагрузкам основных электроприемников НПС необходимые для дальнейших расчетов, указаны в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Наименование основных Электроприемников НПС	Расчетная нагрузка
	РР кВт	Qp кВАр	Sp кВА
КТП-1	584,8	430,7	726,3
КТП-2	529,9	335,6	627,4
ВОАВ-1250(№1)	1000	750	1250
ВОАВ-1250(№2)	1000	750	1250
ВОАВ-1250(№3)	1000	750	1250
ВОАВ-1250(№4)	1000	750	1250
СТДП-6300 (№1)	4800	2304	5324,3
СТДП-6300 (№2)	4800	2304	5324,3
СТДП-6300 (№3)	4800	2304	5324,3
СТДП-6300 (№4)	4800	2304	5324,3
ИТОГО			27573,3

2.3 Расчет электрической сети

2.3.1 Выбор мощности и числа трансформаторов

Критерии по которым выбирается число и мощность трансформаторов КТП указаны выше в п. 1.3.1. Выбираем двух трансформаторные подстанции Тогда мощность трансформаторов для КТП-1

S'p - мощность расчетная , берем из таблицы 2.1

для КТП - 2

Выбираем тип трансформаторов по 2.106(1). По полученным мощностям для установки в обоих случаях подходит ТМФ-630/10 - трехфазный маслянный.

Параметры трансформатора ТМФ 630/10

Shom, кВА	Uh, кВ	Потери	,Вт	11кз, %	Ix.x, %
	BH	НИ	Х.Х.	К.З.
630	10	0,4	1310	8500	5,5	2

Находим коэффициент загрузки трансформатора для КТП-1, при условии работы двух тр-ов:

При условии работы одного трансформатора:

Аналогично проверяем трансформаторы для КТП - 2

Расчет потерь в трансформаторе:

Активные потери рассчитываются по формуле:

S - расчетная нагрузка трансформатора в нормальном режиме.

Реактивные потери рассчитываются по формуле:

2.3.2 Выбор ЛЭП

Выбор сечений, проводов, жил кабелей и шин производится по следующим техническим и экономическим показателям:

1) По нагреву длительно допустимым (расчетным) током;

2) По потере напряжения в проводах и жилах кабелей от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

3) По экономической плотности тока.

В сетях 10квт действует 1-й и 3-й показатель.

Экономическая плотность тока Iэ по ПУЭ определяется числом часов использования максимума нагрузки и материалом провода:

Ip - расчетный ток;

Iэ - экономическая плотность тока выбирается из таблицы в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки Тм, ч/год.

1. Выбираем сечение кабельной линии связи КТП-1 2*630 кВа с ИП: а)по экономической плотности тока

где Sм - расчетная мощность КТП -1

Принимаем стардантное сечение согласно п.9 [1], где S=16мм^2

2.Выбираем сечение кабельной линии связи КТП-2 2*630 кВ*А с ИП

б)проверяем выбранные сечения по нагреву током 1м нормального режима

Rпр*Iдоп>=Ip

Где Iдоп - допустимый ПУЭ ток для данного сечения;

Rпp - коэффициент прокладки при количестве кабелей=1, независимо от расстояния между кабелями, так как он один.

КТП-1:46(А)>=23.4 A;

КТП-2: 46(A)>=32.5, A, то есть по нагреву кабель проходит в обоих случаях.

З.Выбор КЛ отходящих к СД и АД, На НПС установлены СД и АД одинаковой мощности, 6000 и 1250кВт г соответственно следовательно методика расчетов будет одна и также для двигателей разных мощностей. Полученные результаты расчетов и проверку выбранных сечений по нагреву сводим в таблицу 2.2

Таблица 2.2

Наименование эл. оборудования	1р	S3K	J3K	1доп>=1р	Марка выбранного кабеля

Подобные документы

• Проектирование электроснабжения механического цеха

  Схема электроснабжения. Расчет электрических нагрузок по методу коэффициента максимума, потерь мощности в трансформаторе. Выбор компенсирующей установки, числа и мощности питающих трансформаторов, линий электроснабжения для модернизируемого оборудования.
  
  курсовая работа [391,7 K], добавлен 21.05.2013
  

• Расчет электроснабжения ООО "Шахта Коксовая"

  Выбор схемы внешнего электроснабжения, величины напряжения, силовых трансформаторов. Расчет электрических нагрузок, воздушных и кабельных линий, токов короткого замыкания. Проверка кабельных линий по потерям напряжения. Компенсация реактивной мощности.
  
  дипломная работа [387,4 K], добавлен 28.09.2009
  

• Внутризаводское электроснабжение завода подшипников

  Проектирование 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 18.02.2013
  

• Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции "Мишкино"

  Выбор оборудования для электроснабжения объектов нефтяной промышленности. Технологические режимы работы нефтеперекачивающих станций. Схема электроснабжения, расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности трансформаторов, расчет релейной защиты.
  
  дипломная работа [1,0 M], добавлен 06.05.2015
  

• Проектирование системы электроснабжения машиностроительного завода

  Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия, обеспечивающей требуемое качество электроэнергии и надёжность электроснабжения потребителей. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор основных параметров, расчет токов.
  
  дипломная работа [767,7 K], добавлен 17.02.2015
  

• Проектирование системы электроснабжения cтанкостроительного завода

  Характеристика технологического процесса и требования к надёжности электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок по методу упорядоченных диаграмм. Выбор кабельных линий автоматических выключателей, мощности силовых трансформаторов.
  
  дипломная работа [558,8 K], добавлен 30.01.2011
  

• Проектирование систем электроснабжения предприятий железнодорожного транспорта

  Расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций. Разработка системы внутризаводского электроснабжения. Расчет электрических нагрузок на головных участках магистралей. Выбор измерительных трансформаторов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 29.09.2009
  

• Проектирование системы электроснабжения завода станкостроения. Электроснабжение цеха обработки корпусных деталей

  Определение электрических нагрузок от силовых электроприёмников. Выбор количества и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор напряжения и схемы электроснабжения. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования и кабелей.
  
  курсовая работа [817,1 K], добавлен 18.06.2009
  

• Проектирование системы электроснабжения предприятия

  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 26.02.2012
  

• Разработка системы электроснабжения предприятия

  Проектирование системы электроснабжения ремонтного предприятия. Характеристика и режим работы объекта. Расчет силовых электрических нагрузок. Выбор числа и мощности трансформаторов на главной понизительной подстанции. Расчет баланса реактивной мощности.
  
  курсовая работа [888,1 K], добавлен 25.01.2014
  

• Проектирование системы электроснабжения группы цехов предприятия

  Разработка системы электроснабжения агропромышленного предприятия. Расчет электрических нагрузок, их центра. Определение числа и мощности трансформаторов. Проектирование распределительной сети предприятия. Проблемы компенсации реактивной мощности.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 16.01.2016
  

• Реконструкция системы электроснабжения производственной базы КФ АО "Казахвзрывпром"

  Расчёт электрических нагрузок. Определение центра электрических нагрузок предприятия. Выбор мощности трансформаторов, сечения кабельных линий, схемы внешнего электроснабжения. Защита сетей от аварийных режимов. Организация эксплуатации электрохозяйства.
  
  дипломная работа [250,0 K], добавлен 10.10.2014
  

• Система электроснабжения станции "Гришево", на территории которой находится промышленный объект

  Расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на трансформаторных подстанциях. Система внешнего электроснабжения. Защита и автоматика системы электроснабжения. Расчет защитного заземления.
  
  дипломная работа [4,9 M], добавлен 07.10.2012
  

• Проектирование электроснабжения прессово-термического цеха

  Определение расчетных нагрузок по узлам питания и цеху в целом методом коэффициентов использования и максимума. Выбор числа и мощности трансформаторов, электроаппаратуры. Расчет токов короткого замыкания. Проверка оборудования по отключающей способности.
  
  курсовая работа [168,6 K], добавлен 26.04.2014
  

• Проектирование системы электроснабжения поселка

  Расчет электрических нагрузок в сети 10 и 0.4 кВ. Выбор мощности трансформатора. Конструктивное исполнение железобетонных опор воздушной линии электропередач. Проверка выбранного оборудования на действие токов короткого замыкания, схема замещения.
  
  курсовая работа [312,2 K], добавлен 13.02.2012
  

• Проектирование системы электроснабжения завода

  Проектирование внутреннего электроснабжения завода и низковольтного электроснабжения цеха. Расчет центра электрических нагрузок. Выбор номинального напряжения, сечения линий, коммутационно-защитной аппаратуры электрических сетей для механического цеха.
  
  дипломная работа [998,0 K], добавлен 02.09.2009
  

• Проектирование электроснабжения химического завода

  Характеристика предприятия и источников электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок цеха; числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 25.06.2012
  

• Проектирование главной понизительной подстанции промышленного предприятия

  Расчет центра электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения ГПП и территориально-распределенных потребителей. Определение мощности и места установки компенсирующих устройств. Выбор проводов линий и кабельных линий. Расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [417,2 K], добавлен 17.05.2011
  

• Разработка системы электроснабжения термического цеха

  Характеристика потребителей (термический цех) системы электроснабжения. Расчет электрических и осветительных нагрузок. Выбор мощности, числа и типа цеховых трансформаторов. Проверка коммутационной и защитной аппаратуры. Токи короткого замыкания.
  
  курсовая работа [812,5 K], добавлен 19.01.2015
  

• Разработка электроснабжения промышленного предприятия

  Категория надежности электроснабжения и выбор схемы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок и компенсирующего устройства. Выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет питающих линий высокого напряжения. Техника безопасности при монтаже проводок.
  
  курсовая работа [2,0 M], добавлен 27.11.2009
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам