Проектирование системы электроснабжения завода

Курсовая.dwg

Экспликация помещения
Установленная мощность Руст.
Бетонно-растворный завод
Завод крупнопанельного домостроения
Завод железобетонных изделий
Компрессорная Компрессорная (10 кВ)
Завод ячеистых блоков
Завод минеральных изделий
Цех металлоконструкций
Управление комбината
Ремонтно-механический цех
Кафедра ЭЭ 08-101-31
Схема внешнего электроснабжения
Электроснабжение комбината
ЭЭ.ПСЭ.061.00.000Э3
СШ-10кВ АД31-Т(60х6)
Схема внутреннего электроснабжения

Курсовая моя.doc

Расчет электрических нагрузок ..5
1Определение расчетных нагрузок зданий 5
2Построение картограммы электрических нагрузок 8
3Определение центра электрических нагрузок предприятия 10
Выбор схемы внутреннего электроснабжения 12
1Определение количества трансформаторных подстанций .12
2Выбор схемы внутреннего электроснабжения .14
3Выбор напряжения внутреннего электроснабжения 14
4Определение расчетных нагрузок .14
5Компенсация реактивной мощности .15
6Выбор мощности силовых трансформаторов ТП - 1004 кВ 17
7Выбор сечений КЛ - 038 кВ с учетом технико-экономического сравнения вариантов .. 19
8Выбор сечений КЛ - 10 кВ в системе внутреннего электроснабжения..19
Выбор схемы внешнего электроснабжения 24
1 Выбор схемы внешнего электроснабжения 24
2 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения 24
3 Выбор оптимального сечения питающей линии 110 кВ .. 28
Расчет токов короткого замыкания .30
Проверка оборудования по условиям работы в режиме к.з ..38
1 Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В 39
2 Выбор трансформаторов тока .39
3 Выбор трансформаторов напряжения . 40
4 Выбор разъединителей 40
5 Выбор и проверка шин 40
6 Выбор трансформаторов собственных нужд 41
7 Выбор разрядников .. . 41
8 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности ..41
9 Выбор автоматических выключателей напряжением 038кВ ..41
10 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к.з .. 42
Список использованной литературы .44
Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии на определенной территории состоящая из подстанций распределительных устройств токопроводов воздушных и кабельных линий электропередачи аппаратуры присоединения защиты и управления.
Электрическая сеть строится таким образом чтобы удовлетворялись основные требования электроприемников находящихся у потребителей. Основными требованиями являются качество электроснабжения надежность и экономичность.
Надежность достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов электрической сети и применению ряда технических устройств - устройств релейной защиты и автоматики.
Качество электроснабжения определяется поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты а также ограничением значений в сети высших гармоник и не синусоидальности и несимметричности напряжений.
Экономичность электроснабжения достигается путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и ТП и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений оптимальных значений сечений проводов и кабелей числа и мощности ТП средств компенсации реактивной мощности и их размещение в сети.
Задачей разработчиков электрических сетей является разработка сети отвечающей требованиям качества электроэнергии надежности и экономичности.
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК.
1 Определение расчетных нагрузок зданий.
Расчетные силовые нагрузки определяем по методу коэффициента спроса. Расчеты будем вести на основе склада заполнителей. Расчеты для остальных потребителей выполняются аналогично поэтому в дальнейшем результаты вычислений будем сводить в соответствующие таблицы.
Исходные данные на проектирование.
Генеральный план завода - рисунок 5.
Сведения об электрических нагрузках завода- таблица №5.
Питание возможно осуществить от подстанции энергосистемы на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью 160000 кВА каждый с первичным напряжением 110 кВ и вторичным 35 20 и 10 кВ
Мощность системы 700 МВА; реактивное сопротивление системы на стороне 110 кВ отнесенное к мощности системы - 08
Стоимость электроэнергии 8 8 тенге кВт*ч
Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 6 км
где К- коэффициент спроса группы силовых электроприёмников определяем по справочным данным [2];
tg- соответствует характерному для группы cos.
Расчетная нагрузка электроосвещения:
где Р- удельная мощность электроосвещения определяем по справочным данным [2];
F – площадь освещаемой территории м
tg- тангенс угла соответствующий cos=09
Суммарные расчётные нагрузки определяем по выражениям:
Р = 252 + 66 = 912 кВт
Q= 7716 + 121 = 8926 кВАр
Полная расчетная нагрузка на вводе 1 потребителя:
Расчет нагрузок для потребителей на 10 кВ выполняем аналогично результаты расчета сводим в таблицу 1
Таблица 1 - Расчет электрических нагрузок напряжением 10 кВ
Расчет нагрузок для остальных потребителей на 038 кВ выполняем аналогично результаты расчета сводим в таблицу 2
Таблица 2 - Расчет электрических нагрузок напряжением 038 кВ
бетонно растворный завод
Завод крупнопанельного домостороения
Завод железобетонных изделий
Завод ячеистых блоков
Завод минеральных изделий
Цех металлоконструкций
Управление комбината столовая
Ремонтно-механический цех
2 Построение картограммы электрических нагрузок.
Картограмма нагрузок дает первое представление о распределении нагрузок по территории объекта. Для выбора схемы электроснабжения существенную помощь оказывает картограмма нагрузок. Для этой цели на генеральном плане предприятия наносим в масштабе электрическую нагрузку в виде кругов площади которых представляют собой электрические нагрузки потребителей.
Радиус круга представляющего активные электрические нагрузки потребителей определяем по выражению:
где Р - расчетная активная мощность с учетом освещения кВт;
Масштаб выбираем равным 10 кВтсмиз условия чтобы наименьшую мощность можно было показать и самая большая мощность поместилась на генеральном плане.
Нагрузка освещения выделяется в данном геометрическом изображении отдельно в виде сектора с углом a который рассчитываем по выражению:
Вычисленные радиусы кругов электрических нагрузок потребителей сводим в таблицу 2
Таблица 3- Построение картограммы электрических нагрузок
Ремонтно механический цех
3 Определение центра электрических нагрузок.
Для нахождения места расположения главной понизительной подстанции (ГПП) или главного распределительного пункта (ГРП) необходимо найти условный центр электрических нагрузок (ЦЭН). ГПП или ГРП должны располагаться как можно ближе к ЦЭН.
Координаты ЦЭН по активной нагрузке определяем следующим образом:
где Р - расчетные нагрузки потребителей кВт;
X Y – расстояние от центра круга по картограмме нагрузок до координатных осей X и Y выбранных произвольно см.
Для определения ЦЭН по реактивной нагрузке в расчетные выражения подставляем значения расчётной реактивной мощности Q.
Результаты определения ЦЭН сводим в результирующую таблицу 4
Таблица 4- Определение центра электрических нагрузок предприятия
Бетонно-растворный завод
ВЫБОР СХЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.
1. Определение количества трансформаторных подстанций.
При определении количества ТП в СЭС предприятия руководствуемся принципом максимального приближения электрической энергии на высоком напряжении к местам её потребления. При определении количества ТП исходим прежде всего из величины максимальной мощности на вводе потребителя. Для СЭС промышленных потребителей доказано что если нагрузка потребителей превышает 250 кВА то для неё целесообразно устанавливать отдельную ТП. Исходя из этого количество ТП необходимое для каждого потребителя определяем по выражению:
Кроме того необходимо учитывать количество трансформаторов ТП и их максимальную мощность. Для промышленных предприятий относящихся ко второй категории по надёжности электроснабжения обычно проектируются двух трансформаторное ТП. При выборе мощности силовых трансформаторов учитываем возможность аварийной перегрузки трансформаторов. При проектировании ориентируемся на коэффициент аварийной перегрузки равный 14.
Согласно ПТЭ перегрузку в 40% трансформаторы марки ТМ допускают в течение 2ч. С учетом этого максимальная расчетная нагрузка одной внутрицеховой ТП составит:
Поэтому для потребителей с мощностью больше Sколичество ТП больше одного.
Результаты определения количества ТП сводим в результирующую таблицу 5
Таблица 5- Определение количества ТП
Принятое количество ТП
№ потребителей запитанных от ТП
2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения.
Выбор схемы внутреннего электроснабжения производим исходя из особенностей генерального плана предприятия категории надежности электроснабжения электроприёмников потребителей режима работы электрической сети. Исследуя генеральный план и определяя категорию надежности потребителей по справочным данным выбираем конфигурацию схемы электрической сети – радиальная или магистральная.
Наиболее ответственные и наиболее мощные потребители запитываем по радиальным ЛЭП менее ответственные и менее мощные потребители запитываем по магистральным ЛЭП.
3 Выбор напряжения внутреннего электроснабжения.
Номинальное напряжение электрической сети значительно влияет на технико-экономические показатели СЭС. Электроприёмниками комбината являются электродвигатели напряжением 380В и 10000В электронагреватели и электроосвещение. На стороне до 1000В в схемах внутреннего электроснабжения предприятия в настоящее время наибольшее распространение получило напряжение 038 кВ. В связи с тем что силовые электроприёмники на стороне выше 1000 В имеют номинальное напряжение 10 кВ и применение других стандартных значений напряжения приведёт к удорожанию СЭС за счет применения специальных трансформаторов то напряжение 10кВ является оптимальным.
4 Определение расчетных нагрузок ТП – 10 038 кВ.
Расчетную нагрузку на шинах низкого напряжения ТП определяем суммированием нагрузок всех потребителей подключенных к ТП с учетом коэффициента одновременности К.
Кпринимаем равным 1 при одном потребителе; равным 09 при числе потребителей больше 1[1].
По заданным выражениям определяем расчетную мощность каждой ТП предприятия результаты вычислений сводим в таблицу 6
Таблица 6 - Определение расчетных нагрузок ТП 10038кВ
№-№ потребителей подключенных к ТП
5 Компенсация реактивной мощности.
Как правило в промышленных сетях наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по сравнению с активной обусловленный ростом промышленных силовых нагрузок. Для выполнения задач баланса реактивной мощности снижения потерь электрической энергии регулирования напряжения применяется важное техническое мероприятие называемое компенсацией реактивной мощности. Наиболее распространенным средством компенсации РМ на промышленных предприятиях являются батареи конденсаторов устанавливаемые на шинах 038 кВ ТП.
Необходимую мощность конденсаторных установок для компенсации РМ определяем по выражению:
Принимаем для реактивной нагрузки ТП-3 две конденсаторные установки 2КС2-038-40-3У3 по 40 кВАр. Общая мощность конденсаторных установок составляет 80 кВАр. Расчетная нагрузка ТП-1 с учетом компенсации:
Расчет мощностей конденсаторных установок остальных ТП сводим в таблицу 7.
Таблица 7- Компенсация реактивной мощности
№ электро-приемников запитанных от ТП
6 Выбор мощности силовых трансформаторов ТП – 10 04 кВ.
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов цеховых ТП предприятий производят при соответствующем технико-экономическом обосновании.
При выборе числа и мощности силовых трансформаторов используют методику приведенных расчетных затрат. Выбор номинальной мощности силовых трансформаторов выполняется по полной расчетной нагрузке потребителей подключенных к рассматриваемой подстанции с учетом компенсации реактивной мощности.
Приведенные затраты метода по выбору номинальной мощности трансформатора определяются по следующему выражению:
З = (Ен + Ра100) ·К + (DРх · 8760 + К32· DРк · t)· Цэ (2.5)
где К – капитальные затраты на проектирование трансформаторной подстанции соответствующей ступени мощности тыс. тенге;
Кз – коэффициент загрузки Кз = Sр (n · Sн) где n – количество трансформаторов подстанции.
Рассчитаем приведенные затраты для ТП комбината стройиндустрии.
Так как расчетная мощность ТП с учетом компенсации равна 27613 кВА выбираем трансформатор с номинальной мощность 250 кВА учитывая что трансформатор может работать с 40% перегрузкой. По справочнику определяем потери холостого хода короткого замыкания стоимость трансформатора.
Рх=078 кВт Рк.з=42 кВт К=315 тыс.тен.
З = 0184·315+(078·8760+0552·42·3000) ·881000=1519 тыс.тен.год
Для этой же ТП просчитываем затраты на трансформаторы с большей мощностью. По результатам расчетов выбираем трансформатор с наименьшими затратами.
Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 8.
Таблица 8 - Выбор мощности трансформаторов ТП
7 Выбор сечения кабельных линий 038 кВ.
При выборе сечения жил кабельных линий должны соблюдаться нормативные технические и экономические требования.
Сопоставление и анализ всех технико-экономических показателей характеризующих возможные варианты позволяет произвести выбор наилучшего решения.
Выбираемые сечения проводников КЛ должны обязательно отвечать нормативным техническим требованиям:
-расчетный ток линии не должен быть больше допустимого по длительному нагреву тока для данного сечения проводника;
-сечение проводника должно быть термически стойким к протеканию токов к.з.;
- потеря напряжения в проводнике не должна превышать допустимое значение;
-выбранное сечение должно обеспечивать надежное срабатывание аппаратов защиты и запуск мощных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором (для КЛ-038 кВ).
Выбранное сечение проводников должно обеспечивать минимальные приведенные расчетные затраты на передачу электроэнергии. Мы используем метод непосредственного определения расчетных затрат для стандартного сечения кабеля.
где р- отчисления от стоимости КЛ
k- удельная стоимость одного км линии
Руд – удельные потери мощности на ед. длины линии при нагрузке равной допустимой по нагреву.
По выражению (2.6) просчитываем приведенные расчетные затраты для нескольких стандартных сечений начиная с минимально допустимого:
Выбор сечения КЛ 038 кВ сводим в таблицу 9.
8 Выбор сечения КЛ 10 кВ.
Выбор сечения КЛ 10 кВ производится таким же образом. Результат сводим в таблицу 10.
Таблица 9 - Выбор сечения КЛ 038 кВ
Таблица 10 - Выбор сечения КЛ 10 кВ
Таблица 10 продолжение
ВЫБОР СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.
1 Выбор схемы внешнего электроснабжения.
Схема внешнего электроснабжения включает в себя часть системы электроснабжения предприятия начиная с источника питания и заканчивая главным пунктом распределения электроэнергии на территории предприятия (ГРП или шины 6-10 кВ ГПП). Для предприятий малой и средней мощности как правило применяют схемы с одним приемным пунктом (ГПП ГРП РП). Для потребителей 1 и 2 категорий по надежности электроснабжения предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.
2 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения.
Необходимо сравнить два основных варианта внешней системы электроснабжения предприятия – установка на территории предприятия главного распределительного пункта (ГРП) или главной понизительной подстанции (ГПП).
Технико – экономический анализ вариантов сравнения систем внешнего электроснабжения заключается в сравнении приведенных затрат на сооружение ГРП (ГПП) с учетом технических и экономических показателей питающей линии электропередачи от источника питания.
Определим полную расчетную нагрузку предприятия.
где кО=09 – коэф. одновременности.
РР.ПР=09· (600994 +623)=59696 кВт
QР.ПР=09· ((1890+863)=2453.4 кВАр
Определим коэффициент мощности предприятия:
В первом случае напряжение в схеме внешнего электроснабжения будет таким же что и на стороне выше 1000 В схемы внутреннего электроснабжения т.е. 10 кВ. Во втором случае напряжение принимается из имеющихся стандартных напряжений (35 или 110 кВ) на источнике питания. Для этого предварительно следует найти величину paционального напряжения (кВ) которую возможно оценить по формуле Стилла:
Р – передаваемая мощность МВт.
По рассчитанному значению рационального напряжения принимают для сравнения ближайшее к нему стандартное (35 или 110 кВ).
Исходя из этого принимаем из стандартного ряда 35 кВ
Рассмотрим вариант при котором на предприятии установлена ГРП.
В этом случае Uн=10кВ. Определим рабочий ток линии:
Определим сечение провода по экономической плотности тока:
где УЭК=1 – экономическая плотность тока для ВЛ.
Т.к максимальное сечение ЛЭП 10 кВ = 120 мм2 определяем количество ВЛ по выражению
Предварительно принимаем 4 линии сечением 95 мм2 Принимаем АС-4[3(195)]
Определяем капитальные затраты.
Капитальные затраты для ЛЭП:
где n- количество линий;
где коэф. а и b определяются по справочным данным.
l=6 км – расстояние от подстанции до предприятия.
Капитальные затраты для ГРП:
где кВЯ=360·10 3тен. – стоимость вводной ячейки.
кТСН=367·10 3тен.- трансформатора собственных нужд ТМ3510;
кТН=228·103 тен – стоимость трансформатора напряжения;
кСЯ=360·10 3 тен.- стоимость секционной ячейки.
КЛЯ=360·10 3 тен.- стоимость линейной ячейки.
n= 4 – количество линейных ячеек.
Общие капитальные затраты для варианта с ГРП:
К1=74712+5510=129812 тыс. тен.
Определим приведенные затраты для первого варианта:
Зi = Ен * Кi + Иi (3.13)
Ен – нормативных коэффициент эффективности капиталовложений равный 012.
Годовые издержки на эксплуатацию сетей определяются:
где - издержки на амортизацию тыс. тенгод;
ра=35% - амортизационные отчисления для ВЛ-10кВ;
ра=64 – амортизационные отчисления для РУ-10кВ;
– издержки на обслуживание тыс. тенгод;
издержки на потери эл. энергии тыс. тенгод.
З1=012*129812+112583=26836 тыс. тенгод.
Рассмотрим вариант при котором на предприятии установлена ГПП.
В этом случае Uн=35 кВ. По формуле (3.8) определим рабочий ток линии:
Определим сечение провода ВЛ по формуле (3.9).
УЭК=10 – экономическая плотность тока для ВЛ.
Принимаем провод марки АС-70.
Определим номинальную мощность трансформатора ГПП с учетом 40% аварийной перегрузкой:
Принимаем трансформатор ТМН-630035 Рхх=80кВт Рк= 4650кВт к=4140 тыс.тен.
Определим капитальные затраты для ЛЭП:
кО=9465+17*50=10315 тыс.тгкм
Определим капитальные затраты для подстанции:
где кОРУ-35=1800 тыс. тен
кЗРУ-10= кГРП-10=5510 тыс. тен.
Капитальные затраты для варианта внешнего электроснабжения с ГПП:
Определим годовые издержки на эксплуатацию:
Издержки на амортизацию:
Издержки на обслуживание:
Издержки на потери электроэнергии складываются из издержек на потери в ЛЭП и в трансформаторе.
Потери в трансформаторе:
По формуле (3.13) определим приведенные затраты для второго варианта:
Принимаем вариант внешнего электроснабжения с установкой ГРП.
3 Выбор оптимального сечения питающей линии 10 кВ.
Нахождение экономически целесообразного сечения питающей линии электропередачи осуществляется по тем же формулам и аналитическим выражениям что и для кабельных линии 038 и 10 кВ.
Расчет сводим в таблицу 3.1
Таблица 11- Выбор оптимального сечения питающей линии 110 кВ
Табл 11 выбор сечения питающей линии
Принимаем провод марки АС-120.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.
Расчет токов короткого замыкания выполняется на основании расчетной схемы системы электроснабжения в которой должны быть учтены сопротивления всех элементов системы электроснабжения влияющие на величину токов к.з. Расчетная схема (рисунок 1) электроснабжения объекта заменяется эквивалентной схемой замещения (рисунок 2) в которой все элементы системы электроснабжения представлены активными и реактивными сопротивлениями.
За базисные величины (обычно их обозначают буквами со звездочкой) принимают базисную мощность и базисное напряжение. Базисные напряжения для схемы замещения принимаем для каждой ступени напряжения равные средне номинальному значению напряжения соответствующей ступени из следующего ряда: 04; 63; 105; 375; 115; 230 кВ.
Определяем базисные токи на всех ступенях напряжения приняв базисную мощность равной мощности системы по выражению:
Реактивное сопротивление системы
Последовательно от источника питания до цеховых ТП согласно схеме замещения определяются активные и реактивные сопротивления питающей ЛЭП активное и реактивное сопротивления трансформатора ГПП и т.д.
Рис.1 - Расчетная схема электроснабжения
Рис.2 - Эквивалентная схема замещения
Рассчитаем реактивное сопротивление питающего трансформатора хт1 ТДН - 16000110.
Рассчитаем сопротивления питающей линии.
где rо=027 Омкм – удельное сопротивление провода АС-120 X0 =04 Омкм
Uб- базисное напряжение первой ступени.
По формулам (4.4) и (4.5) рассчитываем активное и реактивное сопротивления линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 12.
Таблица 12 - Расчет сопротивлений линий.
Определяем сопротивления ТП.
Полное сопротивление ТП определяем по выражению:
где UК%- напряжение короткого замыкания
SН.Т.- ном. мощность трансформатора МВА.
Активное сопротивление ТП определяем по выражению:
где РК- потери короткого замыкания МВт.
Реактивное сопротивление ТП определяем по выражению:
Полное сопротивление ТП3:
Активное сопротивление ТП3:
если S≥1000 кВА то можно пренебречь().
Реактивное сопротивление ТП3:
Сопротивления остальных ТП рассчитываются аналогично. Расчет сводим в таблицу 13.
Таблица 13 - Расчет сопротивлений ТП.
После определения сопротивлений элементов сети определяются результирующие сопротивления до точек КЗ на схеме замещения по формуле:
где rрез xрез - результирующие активное и реактивное сопротивления до каждой расчетной точки КЗ по схеме замещения.
Рассчитав результирующие сопротивления элементов сети до точек КЗ определяют установившееся значения трехфазного тока короткого замыкания в расчетных точках КЗ по схеме замещения по формуле:
Установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания в расчетной схеме (металлическое замыкание):
Мгновенные значения ударного тока в точках КЗ в расчетной схеме замещения:
где Ку – ударный коэффициент находится по справочным данным в зависимости от отношения xr.
kу- ударный коэффициент [356].
Расчет значений токов короткого замыкания для удобства рассмотрения и анализа сводят в таблицу 14.
Таблица 14- Расчет токов к.з.
Расчет токов к.з. на напряжении 038 кВ .
Для линий напряжением 038 кВ требуется определить минимальное значение однофазного тока короткого замыкания (в конце линий) которое определяется методом именованных единиц по выражению:
где ZT – сопротивление трансформатора при 1-но фазных к. з.
ZП ф-о – сопротивление петли “фаза-ноль” кабеля 038 кВ
ZT и ZП ф-о принимается по справочным данным
Результаты расчета однофазных токов к.з. сводят в таблицу 4.4
ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО РЕЖИМУ РАБОТЫ ПРИ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЯХ.
Все элементы распределительного устройства проектируемого ГРП предприятия должны надёжно работать в условиях длительных нормальных режимов а также обладать термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжелых коротких замыканий. Поэтому при выборе аппаратов шин кабелей и других элементов очень важна проверка соответствия их параметров длительным рабочим и аварийным кратковременным режимам возникающих в эксплуатации.
Электрическое оборудование в СЭС должно отвечать следующим основным требованиям:
Изоляция электрического аппарата должно соответствовать напряжению электрической установки.
Рабочий ток аппарата в максимальном режиме меньше значения его номинального тока.
Аппарат противостоит электродинамическому действию токов короткого замыкания.
При коротком замыкании температура токоведущих частей не должна превышать предельно допустимого значения.
где tпр – приведенное время протекания тока
tк – каталожное время.
Предельно отключаемый ток выключателей и предохранителей должен быть больше максимального тока короткого замыкания в месте установки.
Допустимая предельная мощность выключателя должна быть больше мощности к.з. в месте его установки.
1 Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В.
Окончательно принимаем выключатель BBTEL-10-125-630.
Расчет выключателей сводим в таблицу 16.
Таблица 16 – Выбор выключателей
2 Выбор трансформатора тока.
Окончательно принимаем трансформатор тока ТПЛ – 10 – 100.
Расчет трансформаторов тока на линиях сводим в таблицу 17.
Таблица 17 – Выбор трансформаторов тока
3 Выбор трансформаторов напряжения.
Принимаем трансформатор напряжения НТМИ-10.
4 Выбор разъединителей.
Окончательно выбираем разъединитель РЛНД(З)-10400.
5 Выбор и проверка шин.
Окончательно выбираем шину АД31-Т60*6.
Расчет шин сводим в таблицу 18.
Таблица 18 – Выбор шин
6 Выбор трансформаторов собственных нужд.
Электроприемниками собственных нужд ГПП или ГРП являются освещение вентиляция электрообогрев приборов электроприводы выключателей и т.п.
Для питания собственных нужд принимаем 2 трансформатора мощностью 40 кВА (ТМ-4010).
7 Выбор разрядников.
Окончательно выбираем разрядник РВО-10.
8 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности.
Окончательно выбираем трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ-У3
9 Выбор автоматических выключателей напряжением 038 кВ.
Uавт. =038 кВ ≥ Uсети =038 кВ
Iн.авт.=630 А≥ Iр.мах.=19411 А
Iн.р..=250 А≥ kH . Iр.мах =11 19411=213521 А
Iпр.от.авт.=32 кА≥ Iк(3)=29 кА
Автомат обеспечивает защиту. Окончательно принимаем автомат А3792 с расцепителем 250 А.
Расчет автоматических выключателей напряжением 038 кВ сводим в таблицу 19.
Таблица 19 – Выбор автоматических выключателей напряжением 038 кВ
10 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к.з.
Окончательно выбираем три кабеля АПвЭВ – 3(1*25).
Проверку кабелей сводим в таблицу 20.
Таблица 20 - Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к.з.
Ток термической стойкости кА
В данном курсовом проекте был рассчитан и выбран оптимальный вариант электроснабжения комбината стройиндустрии. Выбрана двухступенчатая схема распределения электроэнергии по условию надежности электроснабжения выбираем питание ГРП 10кВ по двум двухцепным питающим линиям. Проверку оборудования системы электроснабжения производим по режиму работы при коротком замыкании.
В процессе решения курсовой работы были усвоены знания необходимые для осуществления проектирования систем электроснабжения различных объектов.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:
Кушнир В.Г. «Общие требования к оформлению текстового и графического материала курсовых и дипломных проектов (работ)» - Костанай: КГУ им. А.Байтурсынова 2005 г. – 35 стр.
Ткаченко В.В. «Проектирование электрической части агропромышленных объектов» – Костанай: КГУ им. А.Байтурсынова 2006 г. – 116 стр.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2тпод общ. ред. А.А. Федорова. т1. Электроснабжение: М. Энергоатомиздат 1987 г. –568 стр.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2т под общ. ред. А.А. Федорова т2 Электрооборудование: М. Энергоатомиздат 1987 г.- 592 стр.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М: Энергоатомиздат 1991 г. – (Электроустановки промышленных предприятий Под. общ. ред. Ю.М. Тищенко и др.) - 464 стр.
Электротехнический справочник: в 3т. т3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. Профессоров МЭИ: И.Н.Орлова (гл. ред.) и др.) 7 – е изд. испр. и доп. – М. Энергоатомиздат. 1988 г –880 стр.
Учебное пособие к выполнению курсового и дипломного проектирования под ред. А.А. Федорова. – М. Энергоатомиздат 1991 г – 456 стр.