Система электроснабжения завода

втман мой по шевченко 2 ый.cdw

курсач.doc

Определение расчетных нагрузок ремонтно-механического цеха.6
Определение категорий потребителей (цехов) на проектируемом заводе.13
Определение расчетных электрических нагрузок.14
Выбор номинального напряжения.19
Построение графиков нагрузок и их анализ.20
Выбор места расположения главной понизительной подстанции и цеховых трансформаторных подстанций.25
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП.30
Основные положения по выбору единичной мощности трансформаторов цеховых подстанций.31
Расчет сетей внешнего электроснабжения завода сеть 110 кВ.38
Расчет сечения линий распределительной сети напряжением выше 1 кВ.39
Расчет сечения жил кабелей на напряжение ниже 1 кВ.42
Выбор схемы электрических соединений ГПП.44
Список литературы.46
Системы электроснабжения промышленных предприятий должны обеспечивать следующее:
надежность электроснабжения;
безопасность и удобство эксплуатации;
качество электрической энергии;
гибкость системы (возможность дальнейшего развития);
максимальное приближение источников питания к электроустановкам потребителей.
Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия должен осуществляться на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов.
При создании системы электроснабжения необходимо учитывать категорию приемников электроэнергии. При определении категории следует руководствоваться требованиями ПУЭ. При этом надо избегать необоснованного отнесения электроприемников к более высокой категории. Электроприемники и отделения цехов разной категории рассматриваются как объекты с разными условиями резервирования.
Надежность электроснабжения потребителя обеспечивается требуемой степенью резервирования. Электроприемники первой и второй категорий должны иметь резервные источники питания. Резервирование необходимо для продолжения работы основного производства в послеаварийном режиме. Питание электроприемников третьей категории не требует резервирования.
Схема электроснабжения должна обеспечивать необходимое качество электрической энергии в соответствии с ГОСТ 13109 – 97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». На промышленных предприятиях могут быть установлены электроприемники с резкопеременными графиками нагрузок (приводы прокатных санов дуговые сталеплавильные печи) однофазные электроприемники (электротермические и сварочные установки освещение) электроприемники нарушающие синусоидальность токов и напряжений (преобразователи всех типов дуговые электрические печи и т. п.). Это приводит к возникновению колебаний напряжения к нарушению составляющих токов и напряжений. Снижение качества электрической энергии приводит к дополнительным потерям энергии уменьшает пропускную способность электрических сетей приводит к сокращению срока службы электрооборудования электрических машин конденсаторных установок и т. д.
Качество электрической энергии может быть достигнуто:
применением повышенных напряжений в питающих и распределительных сетях и приближением источников питания к электроприемникам (для электроприемников с резкопеременной нагрузкой);
уменьшением реактивного сопротивления элементов схемы от источников питания до электроприемников с резкопеременной нагрузкой;
включением на параллельную работу вторичных обмоток трансформаторов питающих резкопеременную нагрузку;
применением глубоких вводов напряжением 35 кВ и выше для питания крупных дуговых электропечей главных электроприводов прокатных санов преобразовательных установок большой мощности и т. д. или питания таких электроприемников от отдельных линий непосредственно от энергосистемы ГПП или ПГВ;
применением симметрирующих устройств фильтров высших гармоник быстродействующих синхронных компенсаторов для выравнивания графиков электрических нагрузок и осуществлением других мероприятий уменьшающих вредное воздействие электроприемников на системы электроснабжения.
Определение расчетных нагрузок ремонтно-механического цеха.
Электроприемники цеха разбиваются на группы:
трехфазного длительного режима (ДР);
трехфазного повторно-кратковременного режима (ПКР);
однофазного повторно-кратковременного режима;
осветительная нагрузка.
Выбираются виды РУ шинопроводов РП ЩО.
Так как почти все электроприемники цеха относятся ко второй категории надежности то для их питания выбирается двухтрансформаторная подстанция с двумя секциями шин. Нагрузки по секциям распределяются как можно одинаково так как трансформаторы имеют одинаковую мощность. Предварительно составляют таблицу с техническими данными электроприемников и определяют их категории по надежности электроснабжения (Л – 1 приложение 3 табл. 3.2).
Таблица 1. Технические данные электроприемников цеха.
Наименование и РУ электроприемников
Категория надежности электроснабжения
Токарнозаточной станок
Унив.фрезерный станок
Точильношлифовальный станок
Радиальносверлильный станок
Электропечь сопротивления
Станок электроэрозийный
Балансировочная машина
Полуавтомат для намотки катушек
После этого составляют сводную ведомость нагрузок по цеху для чего определяют приведенные мощности электроприемников.
По площади помещения определяют мощность освещения.
где Pуд – удельная мощность освещения (Втм2) S – площадь цеха (из генплана) (м2).
Так как все электроприемники кроме освещения являются потребителями с длительным режимом работы то их приведенные мощности рассчитываются аналогично следующему примеру.
Рн = 5 кВт n = 5Рн = Рп = 5 кВт
Полученные результаты заносят в таблицу 2 колонки 2 3 4.
После чего заполняют колонки 5 6 7 в таблице 2 выписывая для значения из таблицы 1.
Для отдельных электроприемников определяют среднесменную нагрузку Рсм Qсм.
где Ки – коэффициент использования данного электроприемника из таблицы 2.
Для остальных электроприемников расчет аналогичен. Полученные значения заносят в колонки 9 10 11 таблицы 2.
Для РП с различными по мощности электроприемниками а также для ШМА определяют показатель силовой сборки.
где Рн.нб. – наибольшая мощность этой сборки Рн.нм. – наименьшая номинальная мощность сборки.
Рн.нб. = 48 кВт Рн.нм. = 25
Аналогично рассчитывают для других ШМА и РП результаты подставляют в колонку 8 таблицы 2.
Также для РП и ШМА рассчитывают средние: коэффициент использования Кср.и коэффициент мощности cosφср. коэффициент реактивной мощности tgφср. а результаты расчетов подставляют в колонки 5 6 7 таблицы 2.
где Рсм. - сумма среднесменных мощностей этого ШРА Рн - сумма номинальных мощностей ШРА.
где Sсм. - сумма среднесменных полных мощностей.
где Qсм. - сумма среднесменных реактивных мощностей.
Для РП ШРА расчет аналогичен.
Далее для РП ШРА определяют эффективное число электроприемников nэ.
n = 9 Рн = 73 кВт Ки.ср. = 014; m 3.
В соответствии с Л – 1 прил. 3 табл.3.3 при n > 5 Ки.ср. 02 и m 3
nэ – не определяется а Рм = Кз·Рн где Рм – максимальная активная мощность Кз – коэффициент загрузки (т. к. ДР то Кз = 09).
Рм = 09 · 73 = 657 кВт
Так как nэ – не определяется то есть nэ = n = 9 то Км = 11
где Км – коэффициент максимума для реактивной мощности.
где Qм – максимальная реактивная мощность.
где Sм – максимальная полная мощность.
где Iм – максимальный ток.
Для щита освещения так как все электроприемники (люминесцентные лампы) имеют одинаковую мощность то для него.
При этом Рм = Рсм; Qм = Qсм; Sм = Sсм.
n = 6 шт.; Рн = 164 кВт; Ки.ср. = 014; m> 3; n > 5; Ки.ср. 02.
В соответствии с Л – 1 прил. 3 табл. 3.3
Рм = 2.64 · 2296 = 606 кВт
так как nэ 10 Км = 11
Qм = 11 · 397 = 437 кВар
Определяют суммарную мощность шин НН без компенсирующего устройства (КУ).
Все полученные значения сводят в таблицу 2.
Нагрузка установленная
Нагрузка средняя за смену
Нагрузка максимальная
Определение категорий потребителей (цехов) на проектируемом заводе.
Определяют категории электроприемников на заводе по надежности электроснабжения а также характер среды внутри цеха. Для чего составляют таблицу 3.
Таблица 3. Характеристика потребителей электроэнергии.
Категория электроприемников по надежности электроснабжения
Характеристика производственной среды
Жаркое помещение пыльное
Нормальное помещение
Административный корпус
Компрессорная станция (04 кВ - 6 кВ)
Определение расчетных электрических нагрузок.
Для нахождения расчетных электрических нагрузок необходимо знать (используя метод коэффициента спроса) коэффициенты спроса и коэффициенты мощности (средние) для различных видов цехов для этого составляют таблицу 4. (Л – 1 приложение).
Таблица 4. Значения Кс и cosφ для цехов.
Расчетную активную мощность цеха определяют по формуле:
где Кс – коэффициент спроса (из табл. 4) Рн – номинальная активная мощность цеха из задания.
Пример расчета для аппаратного цеха №1
Для других цехов расчет аналогичен полученные значения заносят в таблицу 5.
Расчетные реактивные мощности цехов определяют по формуле:
где Рр – расчетная активная мощность цеха из таблицы 5 tgφ – средневзвешенный коэффициент мощности из таблицы 4.
Так как в настоящем курсовом проекте рассматривается случай когда в качестве основного освещения используются люминесцентные лампы а в качестве аварийного лампы накаливания то их мощности рассчитываются отдельно.
где Руд.осв. – удельная мощность осветительных приемников (из табл. 5)
F – площадь пола цеха определяемая по генплану.
где Руд.авар. – удельная нагрузка аварийного освещения (из табл. 5).
где Кс – коэффициент спроса для освещения (из табл. 5) Рр.осн. – расчетная мощность основного освещения Рр.ав. – расчетная мощность аварийного освещения.
где Qр.осв. – расчетная реактивная мощность освещения.
где Рр.осв. – расчетная суммарная мощность основного и аварийного освещения.
Значения полных мощностей по каждому цеху и по заводу определяют по известной формуле.
где Рр.общ. – сумма расчетных активных мощностей силовой и осветительной нагрузки Qр.общ. – сумма расчетных реактивных мощностей силовой и осветительной нагрузки.
Пример расчета для апаратного цеха №1
Для всех потребителей низкой стороны (до 1 кВ).
где Рр.общ. – сумма расчетных активных мощностей всех цехов (из таблицы 5) Qр.общ. – сумма расчетных реактивных мощностей всех цехов (из таблицы 5).
Определяют потери мощности в трансформаторах 1004 кВ и линиях 04 кВ.
где Р – сумма потерь активной мощности Q – сумма потерь реактивной мощности.
Полные расчетные активные и реактивные мощности предприятия определяют по формулам.
где Qд.с. – сумма реактивных мощностей синхронных двигателей отдаваемой в сеть.
Определяют полную расчетную мощность предприятия.
где Рр.п. – полная активная расчетная мощность предприятия Qр.п. – полная реактивная расчетная мощность предприятия.
Рассчитанные значения мощностей сводят в таблицу 5.
Осветительная нагрузка
Силовая и осветительная нагрузка
Компрессорная станция 6 кВ
Потери в линиях и тр-рах
Нагрузка предприятия
Выбор номинального напряжения.
Рациональное напряжение можно определить аналитическим путем с помощью эмпирической формулы Илларионова.
где l – длина линии электропередач питающей ГПП Р – активная мощность предприятия.
Принимают стандартное напряжение Uн = 110 кВ следовательно на подстанции устанавливаются трансформаторы 11010 кВ (ГПП). Кроме того в задание указано напряжение питания высокой стороны 110 кВ и оно совпадает с расчетным напряжением.
Построение графиков нагрузок и их анализ.
Типовой график нагрузки выбирают из (Л – 2 стр. 46 прил. А рис. А.1.)
Рисунок 1. Зимние суточные графики активной и реактивной нагрузки.
На основании зимнего графика строится летний суточный график нагрузки (рис. 2).
Рисунок 2. Летние суточные графики активной и реактивной нагрузки.
Составляют таблицы для зимнего и летнего периода. Рассчитывают постоянные потери активной мощности на СН.
где Рмакс.расч.СН. – максимальная расчетная мощность собственных нужд подстанции (ГПП).
где Рмакс.расч. – максимальная активная мощность предприятия (зимний и летний периоды).
Рассчитывают переменные потери активной мощности.
где Рмакс.расч.СН.t. – переменная максимальная активная мощность собственных нужд ГПП.
где Ршt – переменная активная мощность предприятия для каждого часа.
Расчет за первый час.
Для остальных часов расчет аналогичен полученные значения заносят в таблицы 6 и 5 зимний и летний графики соответственно.
Определяют производственную активную мощность.
Полученные величины сводят в таблицы 6 и 7.
После построения суточных графиков летнего и зимнего периода строят годовой график нагрузки при этом полагают что зимний период длится 213 суток а летний 152 суток.
На оси абсцисс показывают время действия нагрузки в часах в год а на оси ординат значение этой нагрузки в процентах.
Рнагр.% = 100% tзим. = 2ч tлет. = 0ч.
t1(100%) = 213·2 = 426 ч
Аналогичный расчет делают для каждого значения нагрузки по мере убывания активной мощности.
t2=213*5+152*2=1369 ч
t4=213*3+152*4=1247 ч
t6=213*2+152*3=882 ч
Годовой график нагрузок изображают на рисунке 3.
Рисунок 3. Годовой график активной нагрузки.
Площадь годового графика по продолжительности представляет собой количество электроэнергии выработанной в течении года.
где Рпроиз.t.зим. – сумма активных мощностей за сутки в зимний период
Рпроиз.t.лет. – сумма активных мощностей за сутки в летний период.
Определяют среднюю годовую активную мощность нагрузки.
Определяют коэффициент заполнения графика нагрузки.
где Рр – расчетная максимальная часовая нагрузка предприятия.
Определяют годовое число использования максимумов нагрузки.
Выбор места расположения главной понизительной подстанции и цеховых трансформаторных подстанций.
Определяют масштаб нагрузок ориентируясь на наибольшую и наименьшую нагрузку приняв удобный радиус.
Где Рн.м. – активная мощность цеха имеющего наименьшую нагрузку
Rн.м. – наименьший воспринимаемый радиус Qн.м. – реактивная мощность цеха имеющего наименьшую нагрузку.
Где Рн.б. Qн.б. – активная и реактивная мощности цеха имеющего наибольшую нагрузку.
Котельная имеет наибольшую потребляемую мощность поэтому для него:
Рн.б. = 720 кВт Rн.м. = 1 см
Проверяют по нагрузке цеха имеющей наименьшую величину цехом с такой нагрузкой является проходная.
Где Рр9 – расчетная нагрузка цеха или здания m – масштаб из формулы (6.3).
Данный радиус зрительно подходит следовательно масштаб радиуса нагрузок для активной мощности.
Для построения картограммы мощности освещения определят угол α по формуле (6.6) после чего нагрузка освещения (активная) наносится на окружности силовой нагрузки в виде сектора.
Для построения картограмм по аналогии заполняют таблицы 8 и 9 а также определяют координаты центров нагрузок цехов и рассчитывают центр нагрузок предприятия заполняют таблицу 10.
Таблица 8. Данные для построения картограммы нагрузок активной мощности.
Таблица 10. Данные для расчета координат центра нагрузок.
№ цеха на ген. плане
По результатам расчетов координаты центра нагрузок вычисляют.
где Ррi xi и Ppi – значения суммы произведения активной мощности цеха и его координаты по оси абсцисс а также сумма расчетных активных мощностей (из таблицы 10).
где Ррi yi – значения из таблицы 10.
Так как из-за больших размеров некоторых цехов установленная (расчетная) мощность силовой нагрузки оказались меньше осветительной то на картограмме нагрузок для этих цехов значение осветительной нагрузки обозначают окружностью штрихпунктирной линией радиусом рассчитанным по масштабу силовой нагрузки. Картограмма активных нагрузок изображена на рисунке 4.
Рисунок 4. Картограмма активной мощности завода.
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП.
ГПП выполняется с двумя трансформаторами т. к. от нее питаются потребители 1-й и 2-й категорий.
По заданному годовому графику нагрузки определяют коэффициент загрузки
и время действия максимальной нагрузки
По графику кривых кратности допустимой нагрузки трансформатора (Л – 1 стр.23 рис. 7.2) определяют коэффициент кратности допустимой нагрузки Кн.
Тогда номинальная мощность трансформаторов определяют по формуле
где N – количество трансформаторов на подстанции (ГПП) Sрасч.макс. – максимальная расчетная мощность потребляемая заводом.
К установке принимают трансформаторы мощностью Sн = 63 МВА.
Проверяют этот трансформатор на перегрузочную способность.
где %потр.I и II кат. – количество потребителей I и II категории в процентах n – количество трансформаторов оставшихся в работе.
Трансформаторы проверку прошли.
Основные положения по выбору единичной мощности трансформаторов цеховых подстанций.
Определяют мощность компенсирующей установки (КУ).
Необходимая расчетная мощность КУ.
Где α – коэффициент учитывающий повышение коэффициента мощности естественным способом принимается равным 09.
tgα tgφк – коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации значение необходимого коэффициента мощности cosφк = 092 – 095.
Для аппаратного цеха №1.
Рр = 4019 кВт Qр = 51457 кВар Sр = 65293 кВА.
Выбирают 2 конденсаторные установки типа УК – 038 – 150 Qку.н. = 150 кВар Qку.н. – номинальная мощность компенсирующей установки.
Определяют после компенсации реактивной мощности фактическое значение tgφ и cosφ.
Расчетная полная мощность зоны (КТП при питании одного или нескольких потребителей) с учетом компенсации реактивной мощности зоны.
Определяют расчетную потребляемую реактивную мощность после компенсации.
Расчет производят аналогично предыдущему цеху..
Рр =4864 кВт Qр = 2452 кВар Sр = 54475 кВА.
Что удовлетворяет условиям.
Заполняют сводную ведомость нагрузок по цехам завода после компенсации реактивной мощности (таблица 11.2).
Таблица 11.2. Сводная ведомость нагрузок цехов завода после компенсации реактивной мощности.
Далее приводятся расчеты потребителей которые объединяют в группы и для них выбирают общие КТП.
Объединяют потребителей РМЦ цех панелей защиты аппаратный цех №1 аппаратный цех№2.
Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной 630 кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.
где Sр – принятая мощность трансформатора.
К установке принимают трансформаторы номинальной мощностью
Sн = 630 кВА типа ТСЗ – 63010 Uвн = 105 кВ Uнн = 04 кВ ΔРх.х. = 2 кВт
ΔРк.з. = 73 кВт uк = 55 % Iх.х. = 15 % (Л – 4 стр.121 табл. 3.3).
На каждой КТП устанавливают по два трансформатора а именно КТП 2×630 кВА.
Проверяют трансформаторы при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)
Объединяют потребителей компрессорной гаража котельной.
Определяют расчетную мощность комплектной трансформаторной подстанции (КТП).
На каждой КТП устанавливают по одному трансформатору а именно КТП 2×630 кВА.
Объединяют потребителей администритивный корпус лабораторный корпус столовая проходная кузница.
Выбирают КТП 2×630 кВА.
Проверяют трансформатор при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)
Расчет трансформаторов 106 кВ для питания потребителей (синхронных двигателей) на компрессорной станции.
Расчет производят аналогично расчету КТП с трансформаторами 1004.
Потребитель I – категории Кз = 065
Компенсация реактивной мощности не требуется т. к. синхронные двигатели в режиме перевозбуждения генерируют реактивную мощность (потребляют емкостной ток).
Расчетная полная мощность зоны (КТП при питании одного или нескольких потребителей).
Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной
00 кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.
Sн = 1600 кВА типа ТМГ – 160010 Uвн = 10 кВ Uнн = 63 кВ ΔРх.х. = 21 кВт; ΔРк.з. = 165 кВт uк = 45 % Iх.х. = 1 % (Л – 4 стр.126 табл. 3.4).
Выбирают одну КТП 2×1600 кВА. Проверяют трансформаторы при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)
Расчет сетей внешнего электроснабжения завода сеть 110 кВ.
Выбор сечения неизолированных проводов производится по экономической плотности тока и проверяется по допустимой потере напряжения.
Для определения сечения проводов рекомендуют экономическую плотность тока (Л – 3 табл. 3.12 стр. 82).
)Определяют ток линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке.
где n – число питающих линий 110 кВ Uн – питающее напряжение Sр – нагрузка предприятия.
)Определяют экономическое сечение проводов линии.
где Sэк – сечение провода jэк – экономическая плотность тока (Л – 3 табл. 3.12 стр. 82).
При Тм = 585365 ч для алюминиевых неизолированных проводов jэк = 08 Амм2.
В качестве проводов ВЛ принимают провод марки АС –35 но так как он не проходит по условиям короны то принивается провод марки АС-70 (условия эксплуатации нормальные отсутствует химически активная среда) (Л – 3 табл. 3.8 стр. 78).
Его номинальные параметры:
x0 = 0435 Омкм r0 = 042 Омкм
Для данного провода длительно допустимый ток при прокладке на открытом воздухе (Л – 3 табл. 3.15 стр.86)
)Проверяют условие нагрева длительным током в нормальном режиме.
сечение провода проверку прошло.
)Проверяют выбранное сечение в аварийном режиме.
выбранное сечение проверку прошло.
Расчет сечения линий распределительной сети напряжением выше 1 кВ.
Выбор марки кабеля и определение сечения токоведущих жил проводится по экономической плотности тока с последующей проверкой по допустимому нагреву током и по допустимой потере напряжения.
Перед тем как рассчитывать токи кабелей необходимо определится с методом его прокладки типом изоляции и др.
В данном случае так как территория металлургического завода обширна и количество коммуникационных сетей небольшое и они сильно рассредоточены по территории завода то наиболее простым и дешевым способом прокладки кабелей будет их прокладка в земле в траншее но так как на территории завода имеются железнодорожные пути для доставки металла и отгрузки готовых изделий то необходимо предусмотреть кабели с защитой от блуждающих токов.
Также предполагается что грунт в котором прокладывается кабель имеет среднюю коррозионную активность. Вследствие вышеперечисленных условий принимают кабель марки АПВГ (Л – 3 стр. 99 табл. 3.32).
Определяют потокораспределение мощности в отходящих от ГПП линиях 10 кВ без учета потерь в предположении что сечение всей линии одинаково.
Составляют схему потокораспределения.
ГПП 456м КТП 5 170м КТП 3 297м КТП 2
293+j8021 10429+j5024 4037+j1855
64+j2997 6392+j3169 4037+j1855
Рисунок 4. Схема потокораспределения.
Определяют потоки мощности по участкам цепи.
Определяют расчетный ток самого загруженного участка таковым является участок 1 – 2.
где Uн – номинальное сечение сети n – количество проложенных кабелей.
Выбирают сечение жил кабеля по экономической плотности тока (Л – 3 табл. 3.35 стр. 102) при Тм > 5000 чгод и материале жил кабеля – алюминий
Принимают к прокладке кабель типа АПВГ – 10 – 3 × 50
Выбирают кабель по допустимому нагреву. Так как на головном участке в одной траншее проложены шесть кабелей то допустимую по нагреву мощность кабелей (Л – 3 стр. 104 табл. 3.39) умножают на коэффициент К = 075.
где Sдоп. – допустимая реальная мощность кабеля Sдоп. – допустимая мощность при прокладке одного кабеля в траншее n – количество кабелей в линии.
Выбранный кабель проверку прошел.
Данный кабель имеет следующие паспортные данные (Л – 3 стр. 96 табл. 3.29).
r0 = 062 Омкм x0 = 009 Омкм.
Расчет и выбор сечения и типа кабеля для остальных участков аналогичен.
Полученные значения сводят в таблицу 12.
Таблица 12. Выбранные сечения и марки кабелей.
Расчет сечения жил кабелей на напряжение ниже 1 кВ.
Расчет и выбор сечения кабелей производят так же как и для сети 10 кВ но так как сеть 04 кВ образованна из групп объединенных потребителей которые питаются от одной КТП то их расчет немного отличается.
По данной магистрали питаются потребители второй и третьей категорий то необходима прокладка двух кабелей.
Рисунок 5. Схема потокораспределения.
Выбор сечения жил кабеля производят по экономической плотности тока так как согласно ПУЭ при Тм > 5000 ч можно пользоваться этим методом. Так как токи на стороне низкого напряжения велики в качестве материала жил кабелей используется медь а именно кабели с бумажной пропитанной изоляцией с медными жилами (jэк = 2 для кабелей с бумажной изоляцией медными жилами при Тм > 5000 ч).
Принимают к установке (прокладке) четыре кабеля типа СБГУ – 04 – 2 × 185
r0 = 0187 Омкм x0 = 0082 Омкм Iдоп = 330 А
Для двух проложенных вместе кабелей К = 08.
По нагреву кабель проверку прошел.
Проверка на потерю напряжения в кабеле.
Определяют потерю напряжения в кабеле.
Расчет остальных участков сети 04 кВ ведут аналогичным образом полученные данные сводят в таблицу 13.
Таблица 13. Выбранные сечения и марки кабелей на напряжение 04 кВ.
Выбор схемы электрических соединений ГПП.
Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом который определяет все свойства особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме а также принципиальное решение вопросов защиты степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.
В данном варианте электроснабжения завода необходимо применение такой схемы РУ высокого напряжения которая бы обеспечивала бесперебойное питание потребителей первой категории поэтому принимают типовую схему 5Н – мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий которая удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.
Краткая характеристика выбранной схемы РУ – 110 кВ.
Схема состоит из вводных линейных разъединителей вводных выключателей автоматической и неавтоматической перемычек. При отключении одной из питающих линий происходит автоматическое переключение оставшегося без питания трансформатора на рабочую линию чем и обеспечивается бесперебойность электроснабжения. Неавтоматическая перемычка предназначена для проведения ремонтных работ с выключателем автоматической перемычки.
В данном курсовом проекте были рассмотрены вопросы проектирования заводских систем элетроснабжения. Были произведены следующие расчеты: нагрузок ремонтно – механического цеха методом коэффициента максимума нагрузок всего завода методом коэффициента спроса сечения проводов питающей сети 110 кВ распределительной внутризаводской сети 10 кВ сети 04 кВ. Были построены графики суточной активной и реактивной нагрузок годовой график активной нагрузки картограммы нагрузок активной мощности а также был определен ЦЭН.
Шевченко Н. Ю. « Учебное пособие по курсовому проектированию» Камышин 2005 г.
Шевченко Н. Ю. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Проектирование СЭС промышленных предприятий».
Файбисович Д. Л. «Сравочник по проектированию электрических сетей» Москва ЭНАС. 2007 г.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. «Электрическая часть электростанций и подстанций» Справочные материалы для дипломного и курсового проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. – 4-е изд. перераб. и дополн. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.: ил.

втман мой по шевченко 3ий цех.cdw

втман мой по шевченко 1 ый.cdw