Читать ONLINE Электроснабжение предприятия по производству деталей к автомобилям 'Электроснабжение предприятия по производству деталей к автомобилям ' Расчетно-пояснительная записка к дипломному проекту. Содержание Аннотация В данном дипломном проекте рассматривается задача проектирования системы электроснабжения автомобильного завода. Завод является предприятием автомобилестроения. При проектировании решаются задачи, которые заключаются в определении расчётных электрических нагрузок, в правильном выборе напряжения распределения по заводу, выборе числа и мощности трансформаторов, конструкции промышленных сетей. Для выбора элементов системы производится расчёт токов короткого замыкания, рассматриваются вопросы, касающиеся релейной защиты и автоматики трансформаторов ГПП, а также заземляющего устройства пункта приёма электроэнергии.

1. Диплом Электроснабжение Станкостроительного Завода
2. Диплом Электроснабжение Коттеджа

В проекте использовалась рекомендуемая литература. Графическая часть представлена на 6 листах. Темой данной работы является проектирование системы электроснабжения автомобильного завода. Ускорение научно-технического процесса диктует необходимость совершенствования промышленной электроники, создание современных надёжных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электрооборудованием и технологическим процессом. Поэтому при проектировании уделено большое внимание вопросам надёжности, обеспечение качества электроэнергии и электромагнитной совместимости, быстродействия и селективности релейной защиты и оперативной автоматики. Основные задачи, решаемые при проектировании системы электроснабжения, заключаются в оптимизации параметров этих систем путём правильного выбора напряжений, определении электрических нагрузок, высоких требований к бесперебойности электроснабжения, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей, средств регулирования напряжения, средств симметрирования нагрузки, подавление высших гармонических составляющих в сетях путём правильного построения схемы электроснабжения, соответствующей оптимальному уровню надёжности. Подробно рассмотрена методика проектирования системы электроснабжения цеха.

Выбор основного электрооборудования и его защита производится на основе расчета токов короткого замыкания. Промышленное предприятие расположено в центральном районе России, где средняя температура окружающей среды зимних суток - 1С, а летних составляет + 18 С с относительной влажностью 90%. Скоростной норматив ветра около 21 м/с с повторением один раз в 5 лет, что позволяет отнести его к первому району. По толщине стенок гололеда в 15 мм согласно ПУЭ местность относится к 4 району по гололеду. Предприятие предназначено для выпуска дорожных машин и относится к промышленности России, На данном промышленном предприятии имеются потребители электроэнергии 1, 2 и 3 категории надежности электроснабжения. Основные потребители 1 категории сосредоточены в гальваническом, штамповочном и термическом цехах, где перерыв в их электроснабжении может привести к порче дорогостоящего оборудования или к гибели обслуживающего персонал К потребителям 2 категории относятся электроприемники, расположенные в механических, инструментальном и электромонтажном цехах, так как перерыв в электроснабжении может вызвать простой оборудования и значительный недоотпуск продукции.

К потребителям 3 категории относятся электроприемники, расположенные в административно-бытовых помещениях и в общественных местах. Питание завода можно осуществить от районной подстанции расположенной в 20-ти км от территории завода. На районной подстанции имеются РУ напряжением 110/35 кВ. Установленные мощности цехов приведены в таблице 1, а генеральный план предприятия на рисунке 1.1 Таблица 1. Установленные нагрузки цехов № Руст, кВт 1 Проходная 4,8 2 Заводоуправление 25,3 3 Электромонтажный цех № 1 1160 4 Энергоцех 430 5 Инструментальный 2325 6 Штамповочный цех 1760 7 Склад 4,5 8 Склад 4,5 9 Термический 720 10 Механический цех №1 2110 11 Механический цех №2 1860 12 Электромонтажный цех №2 940 13 Гальванический 830 14 Компрессорный 1210 15 Гараж 8,6 Рис 1.1.

Диплом электроснабжения * диссертация по энергетике. Дипломная работа: Электроснабжение промышленных предприятий. Название: Электроснабжение.

План расположения цехов предприятия Расчетная нагрузка цехов определяется методом коэффициента спроса, из выражений: где - коэффициент спроса данной группы электроприемников, принимаемых по справочным материалам 1. соответствует характерному для данной группы электроприемников, определенному по справочным материалам 1. Сменная нагрузка цехов определяется по методу коэффициента использования: где - коэффициент использования данной характерной группы электроприемников, принимаемый по справочным материалам 1. Суммарная расчетная нагрузка предприятия определяется с учетом коэффициента равномерности максимума: где для данного типа предприятия. Результаты расчета сведены в таблицу 1.1 Таблица 1.1. Определение расчётных электрических нагрузок цехов № Наименование цеха 14 Компрессорный 1210 0,75 0,70 0,85/0,62 907,5 562,5 847 525 3 Эл.

Монтажный №1 1160 0,35 0,24 0,70/1,02 406 414,1 278,4 284 12 Эл. Инструментальный 8,5 2900 300 6,7 20,1 1,5 20,1 58,29 6 Штамповочный 8,5 2900 200 8,1 16,2 1,5 16,2 46,98 7,8 Склад 8,5 2х250 75 6,7 5,0 1,5 5,0 2,5 9 Термический. 8,5 1520 200 6,7 13,4 1,5 13,4 20,40 10 Механический № 1 8,5 3070 300 6,7 20,1 1,5 20,1 61,70 11 Механический№2 8,5 3070 300 6,7 20,1 1,5 20,1 61,70 12 Эл.

Монтажный№2 6,3 3125 300 5,8 17,4 1,5 17,4 54,401 13 Гальванический 8,5 1000 200 8,1 16,2 1,5 16,2 16, 20 14 Компрессорный 8,5 640 50 12,3 6,15 1,5 6,15 3,94 15 Гараж 8,5 1190 75 6,7 5,0 1,5 5,0 5,95 Итого: 397,6 Расчётная мощность осветительной нагрузки определяется по следующим формулам Где - коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре: Для ДРЛ = 1,12, для ЛЛ =1,2. коэффициент спроса: для производственных зданий, состоящих из отдельных помещений, =0,8; для административных зданий и предприятий общественного питания, =0,9; - соответствует коэффициенту мощности: для ламп ДРЛ =0,57, для ЛЛ =0,95 Расчётная осветительная нагрузка по лампам ДРЛ: Расчётная осветительная нагрузка по люминесцентным лампам: Расчетные, сменные нагрузки по цехам и ГПП приведены в таблицах 1.5, 1.6 и 1.7 Таблица 1.5. Расчётные нагрузки по цехам с учётом освещения № Наименование помещения 1 Проходная -4,8 1,96 4,8 1,96 2 Заводоуправление -25,3 8,84 25,3 8,84 3 Эл. Монтажный№ 1 406 414,1 48,72 70,16 454,7 484,26 4 Энергоцех 322,5 241,9 9,99 14,4 332,5 258,3 5 Инструментальный 372 643,6 52,23 75,2 424,3 695,8 6 Штамповочный. 440 510,4 42,10 60,62 482,1 571,02 7,8 Склад -2,24 3,23 2,24 3,23 9 Термический.

504 312,48 18,28 26,3 522,28 338,7 10 Механический№ 1 485,3 839,6 55,3 79,6 483,1 919,2 11 Механический№2 427,8 740,09 55,3 79,6 483,1 819,7 12 Эл. Монтзжный№2 329 335,6 48,7 70,2 377,7 405,8 13 Гальванический 539,5 550,3 14,5 20,9 554 571,2 14 Компрессорный 907,5 562,5 3,53 5,08 911,03 567,6 15 Гараж -5,3 7,70 5,3 7,70 Таблица 1.6. Сменные нагрузки по цехам с учётом освещения № Наименование помещения 1 Проходная -4,8 1,96 4,8 1,96 2 Заводоуправление -25,3 8,84 25,3 8,84 3 Эл. Монтажный № 1 278,4 284 48,72 70,16 327,1 354,2 4 Энергоцех 301 226 9,99 14,4 310,9 240,4 5 Инструментальный 279 483 52,23 75,2 331,2 558,2 6 Штамповочный.

281,6 327 42,10 60,62 323,7 387,6 7,8 Склад -2,24 3,23 2,24 3,23 9 Термический. 432 268 18,28 26,3 450,3 294,3 10 Механический № 1 295,4 511 55,3 79,6 350,7 590,6 11 Механический№2 260,4 450 55,3 79,6 315,7 529,6 12 Эл. Монтзжный№2 225,6 230 48,7 70,2 274,3 300,2 13 Гальванический 498 507 14,5 20,9 512,5 527,9 14 Компрессорный 847 525 3,53 5,08 850,5 530,08 15. 5,3 7,70 5,3 7,70 Расчётная нагрузка ГПП от которой будет питаться завод, складывается из расчётной нагрузки цехов, расчётной нагрузки освещения, транзитной присоединённой мощности. Расчётная нагрузка предприятия и ГПП Вид нагрузки Технологическая 4733,6 5150,7 6645,7 Осветительная 388,8 559,9 647,5 Предприятия 5122,4 5710,6 7287,8 Транзитная 8000 7054 10665,86 ГПП 13122,4 0 Для получения наиболее экономичного варианта электроснабжения предприятия в целом, напряжение каждого звена системы электроснабжения предприятия должно выбираться с учётом напряжения смежных звеньев. Выбор напряжений основывается на сравнении технико-экономических показаний различных вариантов.

В данном случае имеется возможность получать питание от подстанции с напряжением 110/35 кВ, находящейся на расстоянии 20 км от завода. Для приближенного определения рационального напряжения системы электроснабжения промышленных предприятий предварительно определяется два варианта 35 кВ и 110 кВ, которые необходимо сравнить, проведя технико-экономический расчет. На данном промышленном предприятии преобладают потребители 1 и 2 категории, поэтому для осуществления надёжности электроснабжения завода, питание обеспечивается по 2-х цепной воздушной линии электропередач. Для преобразования и распределения электрической энергии на заводе устанавливается главная понизительная подстанция (ГПП). Распределительное устройство высшего напряжения ГПП представлено на рис.2.1 Рис.2.1 Схема РУ ВН ГПП Данная схема применяется на напряжения 35-220 кВ для ответвительных и тупиковых подстанций.

После определения электрической нагрузки и установления категории надёжности потребителя, намечаем возможные варианты электроснабжения кабельными или воздушными линиями различных напряжений. На оценку экономичности варианта не влияет, в каком эквиваленте будет производиться расчет. Для простоты использования справочной литературы технико-экономический расчет сравнения двух вариантов будет производиться по справочным данным 1989г. По условию надёжности электроснабжения потребителей первой и второй категории принимается два трансформатора.

В целях уменьшения установленной мощности, используется перегрузочная способность трансформаторов. Допустимая перегрузка трансформатора в послеаварийном режиме до 40% в течении не более 6 часов в продолжении 5 суток Расчетная мощность определяется по следующей формуле: Выбор трансформатора и его мощности приведён в таблице 2.1 Таблица 2.1. Выбор мощности трансформаторов Тип трансформаторов 35 1 16000 ТДСН-16000/35 110 1 16000 ТДСН-16000/110 Питание предприятия обеспечивается посредством линии электропередач. Выбор сечения линий электропередач осуществляется по экономической плотности тока. Где J эк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм определяется в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки в год.

Число часов использования максимума нагрузки в год принимается, при 2-х сменном режиме работы, ТмUуст по длительному току: IномIнорм; IномIмах. Выбор выключателей и разъединителей приведен в таблицах 2.4 и 2.5 Таблица 2.4. Выбор выключателя Расчётные значения Характеристики выключателя ВМУЭ-35Б-25/1250 Цена тыс. 35 200,8 281,2 35 1250 25 64 3,170 Расчётные значения Характеристики выключателя ВМТ-110Б-20/1000 Цена тыс. Р 110 63,9 89,46 110 1000 20 52 9,0 Для установки на ГПП принимаются разъединители серии РДНЗ. Предварительно для технико-экономического сравнения, разъединители принимаются по напряжению установки и по максимальному току Таблица 2.5. Выбор разъединителей Расчётные значения Характеристики РДНЗ - 35-1000 Цена тыс.

35 281,2 35 1000 0,125 Расчётные значения Характеристики РДНЗ - 110-1000 Цена тыс. 110 89,46 110 1000 0, 200 Расчет на напряжение 35 кВ.

Определяется значение полных приведенных затрат, которое является показаниями экономичности варианта: где Ен - нормативный коэффициент отчислений, Ен=0,12; К - капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения; С - годовые эксплуатационные расходы. Капитальные затраты складываются и из следующих составляющих: где К л - капитальные затраты на сооружение воздушных линий. Кло - стоимость сооружения 1 км линий, L - длина линии. Коб - капитальные затраты на установку оборудования трансформаторы, выключатели, разъединители): Годовые эксплуатационные расходы определяются: где - стоимость годовых амортизационных отчислений где Ка - коэффициент амортизационных отчислений. Wow русификатор 1.12 1. Амортизационные отчисления на линии Кал=2,8%, амортизационные отчисления на подстанцию Кап=6,3%, - стоимость потерь электрической энергии: где - стоимость электроэнергии - число часов работы предприятия в год Тм =4100 ч.

потери электроэнергии, где -потери мощности в линиях. Для двухцепной линии потери составляют: где - удельные потери мощности на 1 цепь - коэффициент загрузки, - потери мощности в трансформаторе Реактивные потери холостого хода: Реактивные потери короткого замыкания: Приведённые потери короткого замыкания активной мощности где - коэффициент потерь, называемый экономическим эквивалентом реактивной мощности. Приведённые потери активной мощности при холостом ходе: Полные потери в трансформаторах: где - коэффициент загрузки трансформатора Суммарные потери мощности: Стоимость потерь: Суммарные годовые эксплуатационные доходы: Суммарные затраты: Потери электроэнергии: Технико-экономический расчет позволяет сделать вывод о наиболее рациональном напряжении питания.

Результаты технико-экономического расчёта 35 319,9 32,188 70,576 244 1,4 110 385,2 22,377 68,601 944,6 1,0 По данным таблицы 2.7 делается вывод о рациональности напряжения 110 кВ. Размещение ГПП следует произвести в центре электрических нагрузок, который определяется, как центр тяжести однородной плоской фигуры. Расположение цехов на плане предприятия и система координат представлены на рис 3.1 Таблица 3.1. Мощности и координаты цехов предприятия № Наименование помещения X, м Y, м 1 Проходная 4,8 260 400 2 Заводоуправление 25,3 375 380 3 Эл. Монтажный № 1 664,3 175 325 4 Энергоцех 413,1 100 275 5 Инструментальный 814,9 375 325 5 Штамповочный. 747,3 525 300 7,8 Склад 2,24 250/350 200 9 Термический.

622,4 450 130 10 Механический № 1 1038,4 150 130 11 Механический №2 951,5 250 80 12 Эл. Монтажный №2 554,37 450 75 13 Гальванический 795,7 325 125 14 Компрессорный 1073,4 475 275 15 Гараж 9,34 150 225 Выбрав произвольную систему координат, центр электрических нагрузок определяется по формулам: Рис.3.1 Определение центра электрических нагрузок Так как в полученном центре (рис.3.1) размещения ГПП возможно, то подстанция устанавливается в точке, со смешением вдоль оси X в направлении источника питания. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций, также как число трансформаторов на каждой из них, должен производиться в зависимости от величин сменных нагрузок, близости или удалённости цехов друг от друга, необходимой надёжности питания потребителей, перспективы развития производства, удельной плотности нагрузки и загрузки трансформаторов в рабочем режиме, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Должны учитываться конструкция производственных помещений и условия окружающей среды. Однотрансформаторные цеховые подстанции, как правило, применяются при нагрузках, допускающих перегрев питания на время доставки складского резерва, или возможности резервирования питания потребителей по сети вторичного напряжения. Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются при преобладании потребителей 1 и 2 категории, а также при неравномерном суточном или годовом графике нагрузок. Мощность трансформаторов 2-х трансформаторной подстанции выбирается так, чтобы в аварийном режиме, при отключении одного из них, другой мог бы нести всю нагрузку с перегрузкой не более 30%.

Мощность трансформатора однотрансформаторной подстанции выбирается такой, чтобы она полностью обеспечивала электроэнергией всех потребителей запитанных от неё. При выборе мощности трансформаторов учитывается, что максимальная мощность трансформаторов, установленных на цеховых ТП, не должна превышать 1600-2500 кВА 4 тех случаях, когда мощность, потребляемая цехом велика, то необходимо устанавливать несколько ТП на цех. При выборе цеховых трансформаторов следует стремиться к меньшей номенклатуре трансформаторов по мощности предприятия в целом.

При плотности нагрузки целесообразно принять КТП с трансформаторами мощностью 1000 кВА: при 0,2-0,3 - 1600, более 0,3 приходится рассматривать установку трансформаторов мощностью 250-400 или 630 кВА. Для трансформаторов цеховых ТП следует принимать следующие коэффициенты загрузки: для цехов с преобладающей группой электроприемников первой категории при 2-х трансформаторной КТП: 0,65 - 0,75,для цехов с электроприёмниками преимущественно второй категории, где необходимо предусматривать однотрансформаторные КТП.0,9-0,95, для цехов с преобладанием электроприёмников третьей категории: 0,95 - 1,0 4. Для начального определения мощности трансформаторов КТП, рассчитывается удельная плотность нагрузки где - суммарная расчётная нагрузка цехов присоединённых к одной КТП, F - площадь этих цехов Таблица 4.1. Распределение нагрузок по ЦТП № ТП № ЦЕХА ТП1 3,4,15 868,49 817,5 1192,7. 656,86 9 0,16 ТП2 5,14,1,2 1431,4 1332,1 1955,4 1274,4 11,11 5890 0,29 ТП3 6,7,8,9 1056,86 9,8 817,56 7,34 4920 0, 20 ТП4 10 601,6 1024,6 1188,1 387,8 655,1 761,2 3070 0,25 ТП5 11 517,6 879,4 1020,4 336,7 566,4 658,9 3070 0,22 ТП6 12,13 909,2 954,1 1317,9 765,2 807,2 1112,2 4125 0,27 Далее приводится оптимизация выбора мощности трансформаторов ТП в зависимости о их числа, категории надёжности электроснабжения потребителей и коэффициента загрузки трансформатора потребителей и коэффициента загрузки трансформатора. Составляются варианты с различной мощностью трансформаторов и оптимальным размещением компенсирующих устройств. По категории надёжности ЭП для всех потребителей можно принять однотрансформаторные ТП за исключением ТПЗ и ТП6.

Выберем мощности трансформаторов: где n - количество трансформаторов в ТП. Выбор максимальной мощности трансформаторов № ТП ТП1 963,43 630-1000 959 1000 0,9-0,95 0,92-0,97 1 ТП2 17-1600 1169 1600 0,9-0,95 1,13-1, 19 1 ТП3 10000 917,7 1000 0,65-0,75 1,32-1,59 2 ТП4 761,2 630-1000 1113,4 1000 0,9-0,95 0,92-1,26 1 ТП5 658,9 630-1000 1066 630 0,9-0,95 0,89-1,101 1 ТП6 1112,2 1000-1600 1156,3 1000 0,65-0,75 1,65-1,89 2 Для каждого предприятия, энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которую она передаёт по своим сетям этому заводу в часы максимума нагрузки энергосистемы Qэ, недостающая мощность должна быть скомпенсирована на месте. Определяется реактивная мощность, соответствующая нормированному коэффициенту мощности. Для питания цеховых ТП в системе внутризаводского электроснабжения применяется напряжение 10 кВ. Питание производится кабелями, проложенными в траншеях. Принимаются кабели типа ААШв с бумажной изоляцией, алюминиевой оболочкой и жилами, и шланговым ПХВ покровом.

Для данного типа прокладки кабеля: расчетная температура окружающей среды +15°С нормированная температура жилы проводника +60 С. Условия выбора кабеля. В качестве примера, приводится выбор сечения кабеля питающего ТП2 и ТП1. По условию нагрева длительно допустимым током: К2 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (К2=1) 13. Табл.7.32 К1 - поправочный коэффициент на число работающих кабелей, уложенных в одной траншее (К1-1, т.к кабель один), тогда По условию, что IдопIрn принимается сечение кабеля F=70 с Iдоп=165А 2.

По экономической плотности тока: Число часов использования максимума нагрузки: Для данного значения Тм = 3563,4 ч. Jэ = 154 13. Табл.7.27 Fэк=Iр/ Jэк=150/1,4= 107 Принимаем стандартное ближайшее сечение F=120 с Iдоп=240 А.

По термической стойкости к токам КЗ сечение определяется по формуле где С - температурный коэффициент, А - ток короткого на шинах 10кВ ГПП, С = 98 для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией. Меньшее стандартное ближайшее сечение 50 с I доп = 180 А. По перегрузочной способности: I дл. Доп I рмах, где К пер - коэффициент допустимой перегрузки по отношению к номинальной, определяется по Iнорм/Iдоп 150/240, К пер=1,25 в течении 6 часов 7. Табл.13.1 Кп=1 - так как проложен один кабель. Доп=.300 А 195 А Окончательно выбирается кабель ААШв F = 120 с I доп=240А. Расчет остальных кабелей аналогичен и сводится в таблицу 4.3 Таблица 4.3.

Выбор кабелей питающих ТП № ТП Число кабелей Марка кабеля ТП2 150 195 1 ААШв (3x120) 240 ТТЛ 58 75,4 1 ААШв (3x95) 205 ТП3.1 60,7 121,5 1 ААШв (3x95) 205 ТП3.2 60,7 121,5 1 ААШв (3x95) 205 ТП5 94 122,3 1 ААШв (3x95) 205 ТП4 57,7 75,1 1 ААШв (3x70) 165 ТП6.1 60,7 121,5 1 ААШв (3x95) 205 ТП6.2 60,7 121,5 1 ААШв (3x95) 205 Сопротивление участков сети выполненных кабелями определяем по следующей формуле:, где - удельное сопротивление кабельной линии, Ом/км 4 табл.2.7 Таблица 4.4. Сопротивление участков сети Участок сети Марка кабеля шт. ТП1 0,155 0,326 0,05 ААШв (3x95) 1 ТП2 0, 200 0,258 0,052 ААШв (3x95) 1 ТП3 0,025 0,258 0,006 ААШв (3x95) 2 ТП4 0,400 0,443 0,177 ААШв (3x70) 1 ТП5 0,275 0,258 0,071 ААШв (3x95) 1 ТП6 0,125 0,258 0,032 ААШв (3x95) 2 Сопротивление трансформаторов, приведённое к 10 кВ определяется по формуле: где Р. потери короткого замыкания, кВт 4. Расчёт проводится для каждой из ТП, исходя из 2-х вариантов мощности трансформаторов (максимальной и минимальной).;; Эквивалентное сопротивление всей схемы Таблица 4.5.

Сопротивления трансформаторов № ТП Потери КЗ, кВт R, Ом 1 вариант 2 вариант 1 вариант 2 вариант ТП1 1000 630 12,2 8,5 1,22 2,4 ТП2 1600 1600 18 18 0,703 0,703 ТПЗ 1000 1000 12,2 12,2 1,22 1,22 ТП4 1000 630 12,2 8,5 1,22 2,14 'Ш5 630 400 8,5 5,5 2,14 3,44 ТП6 1000 1000 12,2 12,2 1,22 1,22 Входные реактивные мощности энергосистемы для соответствующих магистралей имеют следующие значения: Распределение реактивной мощности от энергосистемы по трансформаторам отдельных магистралей приводится в таблице 4.6., там же находится значения минимальных мощностей компенсирующих устройств по магистралям. Рассмотрим магистраль М1. Распределение реактивной мощности Магистраль М1 227,8/1525,9 146,8/983,3 81/542,6 1426,9-1351,8 720,9-683 М2 187,7/527,9 187,7/527,9 - 1289,9-1117,4 М3 125,6/1090,3 49,6/430,6 76/659,7 378,4-358,6 435,4-480,5 М4 183,8/617,5 183,8/617,5 - 12,9 Выбор КУ при компенсации на стороне 10 кВ Выбираются следующие компенсационные устройства: 2хУК10,5-1125ЛУЗ+1хУК10,5-900ЛУЗ+1хУК10,5-400ЛУЗ=3550кВар Определение S т min при компенсации реактивной мощности на стороне 0,4кВ. Выбор ККУ: Магистраль М1.

Магистраль М2: Магистраль М3:; Магистраль М4: Минимальная мощность трансформаторов:, результаты приведены в таблице 4.6. Результаты выбора КУ и мощности трансформаторов для вариантов компенсации реактивной мощности на стороне 10 и 0,4 кВ сведены в таблице 4.7. Результаты выбора КУ и мощности трансформаторов для дух вариантов Магистраль Варианты Трансформатор Т1 ТрансформаторТ2 М1 I 1600 ЗхЗ00+108 1000 - II 1600 - 630 2x200+150 М2 I 1000 2x150+2x108 -II 1000 -М3 I 630 3x150 1000 - II 400 - 630 300+200+150 М4 I 1000 300+324 -II 1000 -Используются следующие соотношения: где Е тп, Е кл - общие ежегодные отчисления от капиталовложения на ГП и кабельные линии. Е тп =0,223; Е кл=0,165 4; К тп - стоимость ТП с минимальным количеством оборудования на сторонах НН и ВН; Е кл - стоимость кабельной линии с учётом строительных работ. удельные затраты на КУ, установленные на стороне 10 кВ З о =Е о (К я+К кn) +Е рО к - К я, К к, К р – соответственно стоимость ячейки, вакуумного выключателя и регулятора АРКОН с приставкой ППЗ. затраты на компенсирующие устройства на магистрали М1 Эксплуатационные затраты: где С тхх - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе при холостом ходе, С о - удельная стоимость потерь активной мощности, -стоимость потерь электроэнергии в сети 10 кВ и в трансформаторах.

Протекания активных нагрузок, СДО - стоимость потерь электроэнергии в сети 10 кВ и в трансформаторах от протекания реактивных нагрузок, К-матрица узловых сопротивлений, Р р i-матрица расчетных нагрузок i-х трансформаторов Суммарные приведенные затраты: В качестве примера рассматривается магистраль М1. Вариант 1: Вариант 2: ТП2-трансформатор S=1600 кВА, ТП1-трансформатор S=630 кВА.

З тп=0,22313568+0,22,9 руб. З кл=271,4ру5. Затраты на КУ складываются да затрат на потери энергии в конденсаторах и отчислений от стоимости ККУ, соответственно для мощностей. 7,145 52 80 6,8 1200 3969 Выбранные выключатели и разъединители проходят по условиям проверки. Условия выбора выключателей остаются те же. В КРУН серии К-59 устанавливаются выключатели типа ВВЭ-10.

В таблице 5.5 приведены результаты проверки условий выбора для вводных выключателей. Остальные выключатели выбираются аналогично Предварительно выбран выключатель ВВЭ-УЗ Таблица 5.5. Выбор выключателей 10 кВ Расчетные значения ВВЭ-УЗ 1600 6,72 20 20 20 2,5 52 16,34 52 7,916 60 Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям выбора. В цепях на ГПП требуется устанавливать следующие контрольно-измерительные приборы. В цепи вводного выключателя: трансформаторы тока и напряжения для подключения амперметра, ваттметра, счетчики активной и реактивной энергии. На сборных шинах: трансформатор напряжения для подключения вольтметра для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений и счетчики активной и реактивной энергии. Трансформатор тока в цепи секционного выключателя для подключения амперметра.

Трансформаторы тока на линиях 10 кВ к потребителям для подключения счетчиков активной и реактивной энергии. В шкафах серии К-59 устанавливаются трансформаторы тока типа ТЛМ-10.

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям: По напряжению: U номU уст. Потоку: I номI норм; I номI мах.

По конструкции и классу точности (в данном случае класс точности должен быть не ниже 0,5). По электродинамической стойкости (электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин, поэтому такие трансформаторы не проверяются по этому условию). По термической стойкости: или где К т - кратность термической стойкости. По вторичной нагрузке:, где - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей не велико, то, r приб - сопротивление приборов, r пр - сопротивление проводов, rк - сопротивление контактов, при количестве приборов до трех r к = 0,05 Ом, при большем количестве r к = 0,1 Ом Зная r пр можно определить сечение соединительных проводов:, где - удельное сопротивление материала для провода с алюминиевыми жилами, I расч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока. Выбор трансформаторов тока проводится на примере для цепи вводных выключателей. Предварительно для установки выбирается трансформатор тока ТЛМ-ЮУЗ Таблица 5.7. Технические характеристики ТЛМ - 10 У3 Класс точности 10 1500 5 0,5 0,4 100 3969 Проверка условий выбора: По напряжению: UномUуст, Потоку: I номI норм; I ном1I мах Класс точности равен 0,5, Определяется суммарная мощность подключенных приборов Таблица 5.8. Приборы и их мощность Прибор Тип Нагрузка фазы, В - А А В С Амперметр Э-355 - 0,5 - Ваттметр Д-355 0,5 - 0,5 Счётчик САЗИ-681 2,5 - 2,5 Счётчик СРИИ-676 2,5 - 2,5 Наиболее загружены фазы А и С - 5,5 В-А. Общее сопротивление приборов: В качестве соединительных проводов принимаются провода с алюминиевыми жилами. Ориентировочная длина l=5 м.

Трансформаторы тока соединяются в полную звезду: L расч = L = 5м Сечение проводов принимается с учетом условия прочности 4 Отсюда:, тогда Выбранный трансформатор тока ТЛК - 10 УЗ удовлетворяет всем условиям. Остальные трансформаторы тока выбираются аналогично. В шкафах К - 59 устанавливаются трансформаторы напряжения типа НАМИ. Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям: по напряжению установки: U номU уст по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке, где - нагрузка всех измерительных приборов Для упрощенного расчета принимается сечение проводов по условию механической прочности 2,5 для алюминиевых жил Выбор трансформатора напряжения производится на примере - для сборных шин 10 кВ. Предварительно выбирается трансформатор напряжения НАМИ-10 Таблица 5.9. Технические характеристики НАМИ-10 Номинальное напряжение обмоток, В Класс точности 1-я обмотка 2-я обмотка 3-я обмотка 10 10000 100 100: 3 120 0,5 960 Определяется нагрузка от измерительных приборов Таблица 5.10.

Приборы и их мощность Приборы Тип Число обмоток Число приборов Общая потребляемая мощность Вводной выключатель САЗИ-681 2Вт 2 0,38 0,925 1 4 9,7 Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии СРИИ-676 3Вт 2 0,38 0,925 1 6 14,5 Сборные шины Э-335 2Вт 1 1 0 1 2 0 Вольтметр Вольтметр Э-335 2Вт 1 1 0 1 2 0 Линии 10 САЗИ-681 2Вт 2 0,925 3 12 29,2 Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии СРИИ-676 3Вт 2 0,38 0,925 3 18 43,8 Итого 44 94,2 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения одной секции: Выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям. На второй секции шин устанавливается аналогичный трансформатор напряжения НАМИ-10. При проектировании электроснабжения завода важнейшей задачей является выбор распределительной схемы внутреннего электроснабжения.

Правильно выбранная схема должна обеспечивать необходимую степень надёжности питания потребителей, должна быть удобной и экономичной в эксплуатации. Внутризаводская схема распределения электроэнергии выполняются по магистральному, радиальному или смешанному принципу. Выбор схемы определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением особенностями режима работы.

Радиальными схемами является такие, в которых электроэнергия от источника питания передаётся непосредственно к приемному пункту. Питание крупных подстанций с преобладанием потребителей 1 - категории осуществляется не менее чем по двум радиальным линиям, отходящим от разных секций источника питания. Отдельно расположенные однотрансформаторные подстанции мощностью 400-630 кВА питаются по одиночным радиальным линиям, если отсутствуют потребители 1 и 2 Магистральные схемы распределения электроэнергии принимаются в случае, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Магистральные схемы целесообразно принимать при расположении подстанций на территории предприятия, что способствует прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителя и тем самым сокращению длины магистралей.

Недостатком магистральных схем является более низкая надёжность, по сравнению с радиальными, так как исключается возможность резервировать на низком напряжении их по одной магистрали. Цеховые КТП по способу компоновки выполняются внутрицеховые (открытыми и закрытыми), встроенными, пристроенными и отдельно стоящими. При радиальном питании КТП кабельными линиями от распределительного устройства 10 кВ по схеме блок-линия трансформатор допускается глухое присоединение к трансформатору.

Глухой ввод выполняется в виде металлического короба, подвешиваемого на силовой трансформатор. Внутреннее электроснабжение рассматривается на примере термического цеха.

Заданный цех серийного производства включает в состав: литейный участок, кузнечное отделение, участок термической обработки. На литейном участке производится изготовление болванок и заготовок нужной формы путём расплавления материалов. В кузнечном отделении производятся обработка изделий путём ковки, штамповки, волочения и др. На участке термической обработки деталям придаются нужные физические свойства: твёрдость, прочность и т.д.

Путем закалки, отжига, отпуска и других операций. Литейный участок имеет потребителей 1-ой категории: вентиляторы дутья варганок, разливочные краны. Перечень потребителей участков цеха представлен в таблице 6.3. План цеха показан на рисунке 6.2.

Общая площадь цеха составляет 1520м, габаритные размеры 20х76м, ширина пролета равна 6м. Высота цеха составляет 8,5м. Расстояние от ГПП до цеха - 25 м. Принимаем коэффициенты отражения равными: Р потолка = 30%, Р стен = 10%, Р пола = 10% по 2. Рис.6.1 Схема распределительных сетей Во всех отделениях цеха применяем систему общего освещения с равномерным размещением светильников под потолком. Рабочее освещение устраивается во всех помещениях и обеспечивает на рабочих поверхностях нормированную освещенность. Также, цех оснащается аварийным освещением, необходимым для безопасной эвакуации людей, в случае погасания рабочего освещения.

Аварийное освещение должно обеспечивать освещенность не менее 0,5лк Для общего освещения, применяем ртутные лампы типа ДРЛ, т.к. Они наиболее часто применяются для освещения больших производственных помещений высотой более 5 метров, в которых не требуется различать цветовые оттенки. Для снижения коэффициента пульсации подключаем лампы поочередно к разным фазам сети. Применяем светильники типа СД2ДРЛ В помещениях с фермами и мостовыми кранами светильники располагаются заподлицо с фермами (h с = 0), следовательно, высота подвеса светильников равна высоте здания h = Н = 8м.

Высота рабочей поверхности над полом равна h Р = 0,8м. Тогда расчетная высота: h= h п - h Р =8 - 0,8 = 7,2м. При равномерном освещении лучшим вариантом расположения светильников с лампами ДРЛ является расположение их по углам прямоугольника. Рекомендуется выбирать расстояние между светильниками по соотношению для светильников типа СД2ДРЛ с косинусной кривой распределения света,тогда расстояние между светильниками по длине помещения: Расстояние от стен до светильников: Расстояние между светильниками по ширине помещения: Количество рядов светильников: Количество светильников в ряду:; Количество светильников в отделении: Расчет освещения на участках цеха будем проводить по методу коэффициента использования на примере литейного участка. Нормы освещенности Е = 300лк, К 3 = 1,5 2.

Размер помещения F = 48x12 = 576. 24 12 8,5 288 288 СД2ДРЛ 6 1,25 0,61 50000 20,3 Расчет нагрузки термического цеха проводим методом коэффициента максимума (метод упорядоченных диаграмм). Этот метод удобно использовать, когда известно количество электроприемников и их характеристики (таблица 6.3). Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок: Определяем эффективное число электроприемников: Принимаем n э = 20 Для n э = 20 и К и = 0,17 Определяем величину коэффициента максимума, К м = 1,53 по зависимости К м = f (n э, К и) 4 Результаты расчетов установленных мощностей сводим в таблицу 6.2 Таблица 6.2. Расчёт сменной нагрузки цеха №пп Наименование Кол - во, n Ки Средние нагрузки 1 Приёмники с К и = 0,2 20 0,2 116,02 150,2 2 Приёмники с К и = 0,17 7 0,17 17,14 19,92 3 Приёмники с К и = 0,16 2 0,16 125 1,88 4 Приёмники с К и = 0,05 6 0,05 3,82 4,8 35 138,23 176,8 5 Приёмники с равномерным графиком нагрузки 19 0,6 307,13 113,96 7 Приёмники с К и = 0,2 25,9 44,8 471,26 335,56 Таблица 6.3. Расчёт силового шкафа СШ1 № ЭП Наименование Кол-во N Установленная мощность К и Средние нагрузки 1-2 Вибрационная машина 2 3,9 7,8 0,16 0,55/1,51 1,22 1,88 3 Молот 1 15 15 0,2 0,65/1,16 3,0 3,5 4-5 Машина для разъёма 2 1,7 3,4 0,2 0,65/1,16 0,68 0,79 5 26,2 4,93 6,17 Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок: Эффективное число электроприемников определяем по точной формуле: Так как n э=3. 28 Машина контактного нагрева ПВ=40%,S=200 кВА 1 76 76 0,2 0,6/1,33 15,2 20,2 26-27 Ковочная машина 2 55 110 0,2 0,65/1,16 22 25,6 29 Кран 5т, ПВ=25% Р 1=7кВт,Р 2=7кВт, Р 3=13кВт 1 10 10 0,05 0,5/1,173 0,5 0,87 5 201,5 41 49,2 Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок: Определяем эффективное число электроприемников: приёмников n э = 2, n э = 3.

50,5 Так как приёмники имеют постоянные графики, то расчётные нагрузки равны сменным. Определяем полную расчётную мощность: Расчётный ток равен: Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-27У3, с номинальным током 400А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН и ПН-2 равным 4х60+4х100. Размеры шкафа 1600x700x580 9. Расчет троллей. Кран мостовой (на плане 54-55) Кран 10т.3 двигателя (20; 27; 5кВт) ПВ = 15%, Номинальная мощность крана Потребная мощность: Расчетная мощность равна:, где К с = 0,62 для троллей с одним краном.

Для крановых двигателей. Расчётный ток равен: По расчетному току из рекомендуемого профиля принимаем угловую сталь 50x50x5 с I д =350 А. Проверка по потере напряжения. Определяем пиковый ток: Кп = 4-5 для двигателей с короткозамкнутым ротором Потеря напряжения составят: Проходит по допустимой потере напряжения Проходит по допустимой потере напряжения Расчетный ток магистрали равен I р = 492,9А, допустимый ток магистрали равен I н = 1250А, ток динамической стойкости I дин = 90 кА. Зона защиты двух стержневых молниеотводов, находящихся вблизи друг от друга на расстоянии, меньшем (3-5) h, расширяется по сравнению с зонами отдельных молниеотводов. Возникает дополнительный объем зоны защиты, обусловленный совместным действием двух молниеотводов.

Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода описываются формулами: а) при вероятности прорыва Р пр=0,005 Рис.7.2. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода: а - сечение вертикальной плоскостью, проходящей через оси молниеотводов; б - сечение горизонтальной плоскостью на высоте h x. Где r 0 - зона защиты одиночного молниеотвода на уровне земли (h X=0). Если расстояние 1 между молниеотводами превышает 3h (Р ПР=0,005) или 5h (Р ПР = 0,05), каждый из молниеотводов следует рассматривать как одиночный.

Несколько близко расположенных молниеотводов (например, три и более) образуют 'многократный' молниеотвод. Его зона защиты определяется зонами защиты ближайших молниеотводов. При этом принимается, что внутренняя зона имеет вероятность прорыва такую же, как и зоны взятых попарно молниеотводов. Для защиты протяженных объектов тросовые молниеотводы натягивают над защищаемым объектом и заземляют на опорах. Зона защиты одиночного тросового молниеотвода определяется по формулам Для устройства заземлений применяются вертикальные и горизонтальные электроды (заземлители). Для горизонтальных заземлителей используется полосовая сталь шириной 20-40 мм и толщиной не менее 4 мм, а также сталь круглого сечения диаметром не менее 6 мм.

В качестве вертикальных заземлителей применяются стальные трубы, стержни и профильная сталь. На подстанциях заземлитель представляет собой сложную систему, состоящую обычно из горизонтальных полос, объединяющих вертикальные электроды и образующих сетку на площади, занимаемой подстанцией. На линиях электропередачи в качестве заземлителя опор могут использоваться их железобетонные фундаменты.

Заземлитель характеризуется значением сопротивления, которое окружающая земля оказывает стекающему с него току. Сопротивление заземлителя зависит от его геометрических размеров и удельного сопротивления грунта р, в котором он находится. Для расчета сопротивления заземления одиночного стержневого молниеотвода или линейной опоры используются следующие формулы сопротивление вертикальной трубы или стержня: где 1 - длина трубы или полосы; t-глубина залегания полосы, верхнего конца вертикального электрода или нижнего конца фундамента; b - ширина полосы или фундамента; d - диаметр трубы или стержня. Расчетное значение ρ определяется по данным измерений как (3.10) где К - сезонный коэффициент; ρ ИЗМ - измеренное значение удельного сопротивления грунта. Если измерение проводилось при средней влажности грунта, то К=1,4. При повышенной влажности земли перед измерением берется К=2,6.

Быстрое же нарастание тока молнии на фронте импульса создает падение напряжения на индуктивности протяженного заземлителя, что ограничивает отвод тока с удаленных его частей. При этом сопротивление заземления, наоборот, увеличивается. В результате влияния того или иного фактора (образования зоны искрения или падения напряжения на индуктивности) сопротивление заземлителя при прохождении тока молнии - так называемое импульсное сопротивление R И - отличается от стационарного сопротивления заземления, измеренного при переменном напряжении и сравнительно небольшом токе. Отношение импульсного и стационарного сопротивлений заземления называется импульсным коэффициентом Пусть ток I стекает с вертикального заземлителя в виде стержня при t=0. На границе искровой зоны, представляющей собой цилиндрическую поверхность радиусом г из, напряженность электрического поля Рис.3.3 Искровая зона вокруг вертикального электрода Сосредоточенные заземлители имеют тем меньшее R h, чем больше ток молнии, проходящий через заземлитель, и выше удельное сопротивление грунта. Анализ протяженного горизонтального заземлителя без учета искровых процессов, который здесь не приводится из-за его громоздкости, приводит к следующему выражению для импульсного коэффициента: где индуктивность единицы длины горизонтального заземлителя, мкГн/м; τ Ф - длительность фронта тока молнии, макс.

Импульсный коэффициент протяженного горизонтального заземлителя больше единицы, и чем больше его длина и меньше длительность фронта импульсного тока, тем выше значение. Следует иметь в виду, что у поверхности протяженного заземлителя имеют место искровые процессы, однако они ослабевают по мере удаления от начала заземлителя, поскольку уменьшаются его потенциал и плотность стекающего тока. Искровые процессы в земле существенно влияют на импульсное сопротивление протяженного заземлителя. При малых длинах его, когда плотности тока велики, искровые процессы могут привести к уменьшению импульсного коэффициента.

Если заземлитель состоит из п труб или полос, то его импульсное сопротивление равно где η И - импульсный коэффициент использования заземлителя, учитывающий ухудшение условий растекания тока молнии вследствие взаимного экранирования электродов. Сопротивление заземлителя подстанции в виде сетки, которая состоит из вертикальных электродов, объединенных горизонтальными полосами, рассчитывается по эмпирической формуле: где L - суммарная длина всех горизонтальных заземляющих электродов (полос); пи 1 - число и длина вертикальных электродов; S - площадь, занятая заземлителем; ρ - расчетное значение удельного сопротивления грунта А - коэффициент, определяемый по значению При прохождении тока молнии по молниеотводу создается падение напряжения на сопротивлении заземлителя молниеотвода и на индуктивности токоотвода.

При косоугольной форме фронта тока молнии и крутизне фронта а максимальный потенциал в точке молниеотвода, расположенной на расстоянии 1 от заземлителя, наступает в момент максимума тока молнии где L o - индуктивность единицы длины токоотвода. Для металлических молниеотводов решетчатой конструкции, а также для отдельно проложенных токоотводящих спусков L 0=l,7 мкГн/м.

Учитывая достаточно малое число ударов молнии в такие объекты, как, например, подстанции, в данном случае в качестве расчетных значений принимают I М = 60 к А и а=30 кА/мкс. Расстояние по воздуху 1 В при расчетных параметрах тока молнии и допустимой напряженности электрического поля в воздухе £8=500 кВ/м определяется по формуле: 1 в=0,12R И + 0,11 Расстояние в земле 13 между заземлителем отдельно стоящего молниеотвода и ближайшей к нему точкой защищаемого устройства в земле при допустимой напряженности поля в земле ЕЗ = 300 кВ/м рассчитывается как l B = 0,2R И При этом 1 В должно быть не менее 5 м, а l Э - не менее 3 м. На подстанциях при установке молниеотводов на порталах помимо соблюдения безопасных расстояний по воздуху и в земле необходимо согласовать импульсные разрядные напряжения изоляторов и напряжения, возникающие в точках их присоединения к порталу при ударах молнии в молниеотвод. В качестве несущих устройств для крепления токоведущих частей молниеотводов должны использоваться, там, где это возможно, конструкции самих защищаемых объектов. Например, на подстанциях молниеприемники могут устанавливаться, как уже отмечалось, на металлических порталах, предназначенных для подвески ошиновки, а сами порталы могут использоваться в качестве токоотводов, соединяющих молниеприемники с заземлителем.

Для отдельно стоящих молниеотводов в качестве несущих элементов используются железобетонные или деревянные стойки (при высоте до 20 м). Для токоотвода используется металлическая арматура железобетонных стоек, по деревянным стойкам прокладывается специальный токоведущий спуск к заземлителю. При высоте более 20 м применяют стальные решетчатые конструкции. Рекомендуется молниеотводы выполнять в виде свободно стоящих конструкций без растяжек. Молниеприемники должны выдерживать термические и электрические воздействия тока молнии. Рекомендуется применять стальные молниеприемники сечением 50 - 100 мм2 для стержневых и однопроволочных тросовых молниеприемников.

Поперечное сечение стальных многопроволочных тросов должно быть не менее 35 мм 2. Молниеприемники и токоотводы предохраняются от коррозии покраской. Многопроволочные стальные тросы должны быть оцинкованы. Соединения частей токоотводов между собой, а также с молниеприемниками и заземлителями производятся в основном с помощью сварки. Габаритные размеры подстанции 50x50 м 2, высота защищаемого оборудования 20 м, грозовая активность, характеризующаяся числом грозовых часов в году - Д Г = 40 ч/год, измеренное сопротивление грунта ρ изм=45Ом-м. Для защиты подстанции используются стержневые молниеотводы высотой 35 м. Принимаю для защиты подстанции 4 молниеотвода, их размещение приведено на рис.7.4, 7.5 Рис.7.4.

Горизонтальная зона защиты молниеотводами Рис.7.5. Вертикальная зона защиты молниеотводами Расстояние между молниеотводами L принято 25 м, от периметра ГПП до молниеотводов d x =15 м. Высота защищаемого оборудования h x = 20 м.

Принята вероятность прорыва молнии через границу зоны Р = 0,005. Верхняя граница защищаемой зоны: При L.

Диплом Электроснабжение Станкостроительного Завода

Дипломная работа Электроснабжение химического комбината Аннотация Пояснительная записка содержит 150 страниц, в том числе 24 рисунков, 52 таблицы. Графическая часть выполнена на 6 листах формата А1. В данном проекте изложены основные положения и произведен расчет электроснабжения химического комбината. Произведен выбор питающего напряжения, расчет электрических нагрузок, расчет компенсации реактивной мощности, выбрана схема распределительных сетей, главная схема электрических соединений и конструктивное выполнение ГПП, выбор мощности трансформаторов. Произведен расчет токов короткого замыкания, выбор основной электрической аппаратуры, шин и кабелей, заземления ГПП.

Диплом Электроснабжение Коттеджа

Раздел экономики включает технико-экономическое сравнение вариантов сети 10 кВ, оценку эффективности инвестиционных проектов схем электроснабжения. В разделе релейной защиты произведен расчет защиты силового трансформатора 110/10 кВ и защита вводов РП. Проектом предусмотрено применение нового оборудования, кабелей с оболочкой из сшитого полиэтилена, вакуумных выключателей, микропроцессорной релейной защиты, что позволило достичь высокой степени надежности, автоматизации, безопасности. Содержание Аннотация.4 Введение.7 1 Краткая характеристика электроснабжаемого объекта.9 2 Выбор источника питания и величины применяемых напряжений.11 3 Определение электрических нагрузок.12 3.1 Расчёт электрических нагрузок РМЦ методом коэффициента расчетной нагрузки.12 3.2 Расчет электрических нагрузок и освещения по заводу.15 4 Выбор места расположения ГПП, РП, ТП.