Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Учреждение образования

"Гомельский государственный технический университет

имени П.О. Сухого"

Кафедра "Электроснабжение"

Курсовой проект

по курсу: "Электроснабжение промышленных предприятий"

на тему: "Электроснабжение литейного завода"

Выполнил студент гр. ЭПП-51

Стебихов О.И.

Принял ст. преподаватель

Попова О.М.

Гомель 2013



Рецензия

на курсовой проект студента группы ЭПП-51 Стебихов Олег Игоревич

Курсовой проект на тему: Электроснабжение литейного завода выполнен в соответствии с заданными вариантами исходных данных, содержит пояснительную записку на _____ страницах и 2 листа графического материала.

Пояснительная записка раскрывает решение вопросов, поставленных в задании.

При решении конкретных вопросов использована нормативная, учебная, справочная и методическая документация и литература.

Оформление пояснительной записки и графических материалов соответствует (не соответствует, приближено к) требованиям ГОСТов ЕСКД.

Необходимо привести письменные пояснения на замечания по тексту пояснительной записки. Исправить не правильные решения в пояснительной записке и графической части проекта. Привести необходимую информацию по замечаниям на графической части проекта.



Содержание

• Введение
• 1. Характеристика и анализ основных исходных данных для проектирования систем внешнего и внутреннего электроснабжения

2. Определение расчетных электрических нагрузок цехов и завода в целом

• 2.1 Определение расчетных силовых нагрузок цехов
• 2.2 Определение расчетных осветительных и суммарных (силовой и осветительной) нагрузок цехов
• 2.3 Определение расчетной нагрузки завода
• 3. Составление картограммы и определение условного центра электрических нагрузок завода
• 4. Выбор напряжения внешнего электроснабжения
• 5. Выбор единичных мощностей и количества трансформаторов цеховых ТП предприятия
• 6. Компенсация реактивных нагрузок в электрических сетях предприятия
• 6.1 Определение экономического значения реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы
• 6.2 Расчет мощности батарей конденсаторов для сети напряжением до 1 кВ
• 6.3 Определение реактивной мощности, генерируемой синхронными двигателями
• 6.4 Анализ баланса реактивной мощности на границе раздела энергоснабжающей организации и потребителя и при необходимости определение мощности батарей конденсаторов для сети напряжением выше 1 кВ
• 6.5 Распределение мощности батарей конденсаторов в сети напряжением до 1 кВ
• 7. Разработка схемы электроснабжения завода
• 8. Расчет токов КЗ и выбор основного электрооборудования и электроаппаратуры
• 8.1 Расчет токов КЗ
• 8.2 Выбор основного оборудования и электроаппаратуры
• 9. Выбор и описание способов прокладки электрических сетей внешнего и внутризаводского электроснабжения
• 10. Электрический расчет сетей внешнего и внутризаводского электроснабжения
• Заключение
• Список литературы

мощность электроснабжение ток замыкание



Введение

Системы электроснабжения промышленных предприятий должны строиться таким образом, чтобы удовлетворять основным требованиям электроприемников в отношении надёжности электроснабжения, качества и экономичности.

Надёжность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств, как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического ввода резерва и повторного включения, контроля и сигнализации.

Качество электроснабжения определяется поддержанием на определённом уровне значений напряжения и частоты, а также ограничением значений в сети высших гармоник, несинусоидальности и несимметричности напряжения.

Экономичность электроснабжения достигается путём разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств компенсации реактивной мощности и их размещение в сети.

Целью курсового проекта является закрепление теоретических знаний, умения пользования технической литературой, а также ознакомление и приобретение навыков проектирования элементов системы электроснабжения.

В курсовом проекте предполагается выполнить следующее: охарактеризовать и проанализировать основные исходные данные для проектирования систем внешнего и внутреннего электроснабжения, определить расчетные электрические нагрузки цехов и завода в целом, составить картограмму и определить условный центр электрических нагрузок завода, выбрать напряжение внешнего электроснабжения, выбрать единичные мощности и количество трансформаторов цеховых ТП предприятия, выполнить компенсацию реактивных нагрузок в электрических сетях предприятия, разработать схему электроснабжения завода, произвести расчет токов короткого замыкания и выбрать основное электрооборудование и электроаппаратуру.

В графической части проекта предполагается выполнить чертежи генплана предприятия и полной однолинейной схемы электроснабжения.



1. Характеристика и анализ основных исходных данных для проектирования систем внешнего и внутреннего электроснабжения

Согласно ПУЭ электроприемники промышленных предприятий по требуемой степени бесперебойности электроснабжения подразделяются на три категории: I-й категории, II-й категории и III-й. При проектировании систем электроснабжения также необходимо учитывать условия окружающей среды. Окружающая среда и электроустановки взаимно влияют друг на друга, что может иметь негативные последствия. Характеристика цехов литейного завода по надежности электроснабжения и условиям окружающей среды приведена в таблице Таблица 1.1.

Таблица 1.1 - Характеристика цехов по надежности электроснабжения и условиям окружающей среды

№	Наименование цеха	Руст, кВт	Категория надежности	Характеристика окружающей среды
1	Эксплуатация систем	1 650	III	Нормальная
2	Транспортный	220	III	Нормальная
3	Высокопрочного чугуна	2 460	II	жаркая
4	АБК	360	III	Нормальная
5	Заготовок	2 450	III	Нормальная
6	Чугунного литья	1 980	II	жаркая
7	Железнодорожный	460	III	Нормальная
8	Пароводоканализация	970	II	Нормальная
9	Ремонтно-механический	525	III	Нормальная
10	Цветного литья	4 880	II	жаркая

Большинство цехов завода относятся к III категории по надежности электроснабжения, поэтому электроснабжение этих цехов можно выполнить от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток. Цеха: высокопрочного чугуна, чугунного литья, пароводоканализация, цветного литья относятся ко II категории по надежности электроснабжения, поэтому их питание должно осуществляться от двух независимых взаимно резервирующих источников.

Условия окружающей среды в цехах завода являются нормальными, что не предъявляет специальных требований для электроустановок, размещенных в этих цехах.



2. Определение расчетных электрических нагрузок цехов и завода в целом

2.1 Определение расчетных силовых нагрузок цехов

Расчетная нагрузка цехов определяется методом коэффициента спроса по установленным мощностям электроприемников цеха и коэффициенту реактивной мощности, принимаемые для данной характерной группы приемников по формулам:

где - суммарная установленная мощность всех электроприемников цеха, кВт;

- коэффициент спроса для цеха, принимаем по (1), табл. 4.1;

- среднее значение коэффициента реактивной мощности, принимаем по (2), табл. 4.1.

Рассчитаем силовую нагрузку цеха эксплуатация систем.

Для остальных цехов результаты расчета приведены в таблице 1.2



Таблица 1.2 - Определение расчетных нагрузок

2.2 Определение расчетных осветительных и суммарных (силовой и осветительной) нагрузок цехов

Осветительная нагрузка цехов вычисляется по удельной нагрузке на единицу площади.

Установленная мощность освещения:

	(2.2)

где - площадь цеха, м²;

- удельная расчетная нагрузка на 1 м², Вт/м² (3);

Расчетную нагрузку освещения определяем по методу коэффициента спроса:

	(2.3)



Выбираем в зависимости от площади помещения, типа лампы и коэффициента отражения от потолка, стен и рабочей поверхности - коэффициент спроса осветительной нагрузки (4).

Рассчитаем мощность освещения для цеха эксплуатация систем.

По (3) табл. 6.14 определяем для освещенности удельную мощность осветительной нагрузки:

Определим установленную мощность освещения:

Определим расчетную мощность освещения:

Результаты расчета для остальных цехов приведены в таблице Таблица 1.2.

Рассчитаем активные, реактивные и полные нагрузки цехов по формулам:

	(2.4)

Рассчитаем суммарные нагрузки для цеха эксплуатация систем:



Для остальных цехов результаты расчета приведены в таблице Таблица 1.2.

2.3 Определение расчетной нагрузки завода

Определяем общую суммарную нагрузку завода по формулам:

	(2.5)

где - коэффициенты одновременности максимумов активной и реактивной нагрузки соответственно, учитывают разновременность максимумов нагрузки отдельных цехов предприятия;

- потери активной и реактивной мощности в трансформаторах;

- потери активной мощности в ЛЭП.

На стадии проектирования потери мощности допускается определять по приближенным формулам:

потери в трансформаторах:

	(2.6)



потери в ЛЭП:

	(2.7)

Рассчитаем полную нагрузку завода:

потери в трансформаторах:

потери в ЛЭП:

полная расчетная нагрузка завода:

Коэффициент реактивной мощности нагрузки завода:



3. Составление картограммы и определение условного центра электрических нагрузок завода

При проектирование систем электроснабжения важным вопросом является нахождение оптимального размещения на территории промышленного предприятия (генплане) подстанций. Размещение всех подстанций должно удовлетворять минимуму приведенных затрат на систему электроснабжения.

Общим правилом при выборе месторасположения подстанций всех мощностей и напряжений является необходимость расположения их как можно ближе к центру питаемых ими групп нагрузок. Отступление от этого правила приводит к дополнительным приведенным затратам и росту потерь электроэнергии.

Для определения месторасположения подстанций на генеральном плане наносится картограмма электрических нагрузок. На картограмме электрические нагрузки цехов изображаются в виде кругов. Площади кругов в определенном масштабе отображают величины электрической нагрузки цеха.

В данной курсовой работе построена картограмма электрических нагрузок литейного завода.

Каждому цеху соответствует своя определенная окружность, центр которой совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех, а радиус окружности определяется по выражению (5):

	(3.1)

где - расчетная нагрузка i-го цеха;

m - масштаб для определения площади круга, принимаем 2 кВт/мм².

Каждый круг разделен на секторы, соответствующие величинам силовой и осветительной нагрузок. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах определяется по выражению (5)

	(3.2)

где - расчетная осветительная нагрузка i- го цеха, кВт, из табл. 2.

Определение электрического центра нагрузок (ЦЭН) производится несколькими методами, а именно по методике Федорова, суть которой состоит в следующем: считая, что нагрузки цеха равномерно распределены по его площади, принимают центр нагрузки совпадающий с центром тяжести фигуры, изображающей на генплане цех. При нахождении на генплане ЦЭН всего предприятия необходимо определить центр тяжести данной системы масс. Таким образом по аналогии между массами и электрическими нагрузками цехов, координаты ЦЭН всего предприятия определяются по формуле:

	(3.3)

	(3.4)

	(3.5)

	(3.6)

где - координаты i-го узла нагрузки.

Найденный ЦЭН есть некоторая постоянная точка, которая носит условный характер. В действительности она не будет постоянной, т.к. изменяется потребляемая мощность электроприемников и всего предприятия, происходит изменение режимов работы предприятия по сменам, развитие предприятия.

Согласно вышесказанному определим ЦЭН.

Например, для цеха эксплуатация систем координаты центра нагрузки равны:

Расчетные величины силовой и осветительной нагрузки берем из табл. Таблица 1.2, тогда радиус окружности цеха определяем по (3.1):

По (3.2) определяем центральный угол, пропорциональный осветительной нагрузке:

Расчет для всех остальных цехов аналогичен. Полученные результаты представлены в таблице Расчет для остальных цехов аналогичен и представлен в таблице

Центр электрических нагрузок предприятия по активной мощности:



Центр электрических нагрузок завода по реактивной мощности:

Таблица 3.1 - Картограмма электрических нагрузок завода



4. Выбор напряжения внешнего электроснабжения

При решении задач о рациональном напряжении в общем случае следует предварительно определить нестандартное напряжение, при котором имели бы место минимальные затраты. Зная такое напряжение, можно вернее выбрать целесообразное стандартное напряжение применительно к каждому конкретному случаю.

В данной курсовой работе предполагается внешнее электроснабжение завода от главной понизительной подстанции (ГПП) напряжением 110 кВ с трансформацией на 10,5 кВ или от главного распределительного пункта (ГРП) напряжением 10,5 кВ. Для приблизительного определения рационального напряжения электроснабжения завода воспользуемся номограммами (6 стр. 196), которые учитывают расстояние от источника питания до предприятия - от 1 до 100 км, стоимость электрической энергии, схемы питания и конструктивное выполнение линий.

При передаваемой мощности и длине питающих линий км определим рациональное напряжение:

· для схемы без трансформации напряжения в конце питающей линии - 35 кВ (рисунок ж);

· для схемы с трансформацией напряжения в конце питающей линии - 35 кВ (рисунок а).

По формуле Илларионова:

	(4.1)



По формуле:

	(4.2)

По формуле Шнелля:

	(4.3)

Окончательно принимаем в качестве источника питания ГПП напряжением 110 кВ.



5. Выбор единичных мощностей и количества трансформаторов цеховых ТП предприятия

На промышленных предприятиях применяются одно- и двухтрансформаторные цеховые подстанции, что позволяет создавать и рассматривать различные варианты схемы электроснабжения. Число трансформаторов в цеху определяется его нагрузкой и требованиями к надежности электроснабжения. Наиболее простым и дешевым решением является сооружение однотрансформаторных цеховых подстанций. На крупных предприятиях, имеющих складской резерв трансформаторов, их можно применять для питания электроприемников не только III, но и II категории. Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются при преобладании электроприемников I и II категорий, бесперебойное электроснабжение которых необходимо по требованиям технологического процесса производства или для устранения опасностей для жизни людей, а также в энергоемких цехах предприятий при большой удельной плотности нагрузки , (достигающей 4 и более). При выборе цеховых трансформаторов для промышленных предприятий обычно приходится сравнивать трансформаторы единичной мощностью 630, 1000, 1600 и 2500 кВА. Число и мощность трансформаторов зависят от распределения нагрузок по площади цеха, наличия места для расположения цеховых подстанций, характера и режима работы электроприемников. При этом следует учитывать, что наиболее экономичные трансформаторы мощностью 1000 кВА. Выбор единичной мощности цеховых трансформаторов целесообразно проводить на основе технико-экономического сравнения вариантов. При рассредоточенной нагрузке единичная мощность цехового трансформатора ориентировочно может быть принята по величине удельной плотности нагрузки, определяемой по выражению:



	(5.1)

где - расчетная полная мощность нагрузки цеха (таблица Таблица 1.2);

- площадь цеха.

При этом число трансформаторов определяется следующим образом:

	(5.2)

где - экономически целесообразная номинальная мощность трансформатора.

Значение принимается в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки [5]:

при

при

при

Если , то независимо от требований надежности электроснабжения целесообразно применять двухтрансформаторные подстанции. Трансформаторы мощностью 630 кВА и менее рекомендуется применять для питания мелких вспомогательных цехов и участков предприятий, административных зданий. В случаях, когда нагрузка носит сосредоточенный характер, выбор единичной номинальной мощности по критерию не следует осуществлять. Кроме того, нагрузка однотрансформаторной подстанции должна быть примерно равна номинальной мощности трансформатора для потребителей III категории. Тогда номинальная мощность трансформатора определяется выражению:



	(5.3)

где - рекомендуемые коэффициенты загрузки трансформаторов цеховых ТП (7).

Если расчетная нагрузка цеха , то для его питания применяется вводно-распределительное устройство (ВРУ).

Приведем пример расчета для цеха эксплуатация систем.

Удельную плотность нагрузки цеха определяем по выражению 5.1:

Согласно рекомендациям (5) необходимо принять единичную мощность трансформатора 1000 кВА.

Т.к. цех эксплуатация систем по надежности электроснабжения относится к II категории, то рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора принимаем (7) . Тогда по формуле 5.2 число трансформаторов цеховой ТП:

Фактический коэффициент загрузки трансформаторов:

Таким образом, для питания цеха эксплуатация систем принимаем один трансформатор ТМГ12-1000/10.

Расчет для остальных цехов аналогичен и представлен в таблице



Таблица 5.1 - Выбор количества и мощности трансформаторов



6. Компенсация реактивных нагрузок в электрических сетях предприятия

6.1 Определение экономического значения реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы

Для предприятий с присоединенной мощностью 750 кВА и более экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из сети энергосистемы в часы больших нагрузок электрической сети, определяется по формуле:

	(6.1)

где - математическое ожидание расчетной активной нагрузка завода:

	(6.2)

где - расчетная активная нагрузка завода (см. табл. Таблица 1.2);

- коэффициент приведения расчетной нагрузки к математическому ожиданию; согласно (8),

- максимальное значение экономического коэффициента реактивной мощности, определяемого по выражению (8):

	(6.3)



где - современная основная ставка тарифа за заявленный максимум активной мощности, руб/кВт·год, принимаем =12·31 521,5 = 378 258 руб/кВт·год;

- современная дополнительная ставка тарифа за электроэнергию, коп/кВт·ч, принимаем =292,9 руб/кВт·ч;

- базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый по (8), п. 3.3 равным 0,3 при присоединении к подстанции с высшим напряжением 110 кВ;

- отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки, принимаем =1 по (8), п. 3.3;

- коэффициент, отражающий изменение цен на компенсирующие устройства:

	(6.4)

где - основная ставка тарифа за заявленный максимум активной мощности, руб/кВт·год, =60 руб/кВт·год;

- дополнительная ставка тарифа за электроэнергию, коп/кВт·ч, =1,8 коп/кВт·ч;

, - коэффициенты увеличения соответственно основной и дополнительной ставок тарифа на электроэнергию:



- число часов использования максимальной нагрузки; при трехсменном режиме работы

Экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы:

6.2 Расчет мощности батарей конденсаторов для сети напряжением до 1 кВ

Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число, необходимое для питания расчетной активной нагрузки:

	(6.5)

где - расчетная активная нагрузка до 1 кВ данной группы;

- коэффициент загрузки трансформаторов, определяемый в зависимости от категории электроприемников по электроснабжению;

- номинальная мощность трансформаторов.

По принятому числу трансформаторов определяем наибольшую реактивную мощность, которую рационально передавать через масляные трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.



	(6.6)

Суммарная мощность батареи низковольтных конденсаторов (БНК) для рассматриваемой группы:

	(6.7)

где - расчетная реактивная нагрузка до 1 кВ рассматриваемой группы.

Величина распределяется между цехами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам :

	(6.8)

Рассмотрим выбор БНК для группы №1.

Минимальное количество трансформаторов, необходимое для питания активной нагрузки этой группы, определяем по формуле (6.4):

Принимаем

Наибольшая реактивная мощность, которую рационально передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ:

Суммарная мощность БНК для рассматриваемой группы:



Мощность конденсаторной установки для цеха эксплуатация систем:

Принимаем конденсаторную установку типа УК1-0,415-450 Т3 (9) номинальной мощностью 450 квар.

Мощность конденсаторной установки для транспортного цеха:

Принимаем конденсаторную установку УК1-0,415-80 Т3 (9).

Мощность конденсаторной установки для цеха заготовок:

Принимаем конденсаторную установку 3хУК2-0,38-450 У3 (9).

Мощность конденсаторной установки для чугунного цеха:

Принимаем конденсаторную установку 2хУК1-0,415-450 Т3 (9).

Мощность конденсаторной установки для цеха пароводоканализация:



Принимаем конденсаторную установку 2хУК1-0,415-300 Т3 (9).

Расчеты для группы №2 аналогичны. Результаты расчетов представлены в таблице Таблица 6.1.

Произведём перерасчёт коэффициентов загрузки трансформаторов после установки конденсаторных установок по формуле:

	(6.9)

Для трансформаторов в цеху эксплуатация систем коэффициент загрузки равен:

Для остальных групп расчёт аналогичен. Результаты расчётов сводим в таблицу Таблица 6.1

Таблица 6.1 - Определение мощности КУ до 1 кВ



6.3 Определение реактивной мощности, генерируемой синхронными двигателями

Каждая группа высоковольтных синхронных двигателей в зависимости от номинальной мощности и частоты вращения ротора рассматривается индивидуально в целях использования их для компенсации реактивной мощности. Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей, имеющих Р_дн > 2500 кВт или п > 1000 мин^-1 (независимо от величины Р ), используется для компенсации реактивной мощности во всех случаях без обосновывающих расчетов.

Величина реактивной мощности, генерируемой этими группами синхронных двигателей:

	(6.10)

Использование для компенсации реактивной мощности синхронных двигателей, имеющих Р_дн<2500 кВт и п<1000 мин¹, должно быть технико-экономически обосновано. Для этого необходимо найти соотношение удельной стоимости потребления реактивной мощности и энергии из энергосистемы, не превышающего экономического значения, и удельной стоимости потерь активной мощности при генерировании реактивной мощности в синхронных двигателях и конденсаторных установках.

Удельная стоимость экономического потребления реактивной мощности и энергии при наличии на предприятии приборов учета максимальной реактивной мощности вычисляется по выражению:

	(6.11)



а при отсутствии таких приборов по выражению

	(6.12)

где с₁ -- плата за 1 квар потребляемой реактивной мощности, с₁ = 1,2 руб/(квар·год); d₁ -- плата за 1 квар-ч потребляемой реактивной энергии, принимаемая равной 0,03 коп/квар·ч при расчетах по выражению (6.8) и 0,08 коп/квар·ч -- по выражению (6.9); -- годовое число часов использования максимальной реактивной мощности при потреблении, не превышающем экономическое значение; -- коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки.

Величина k₁ может быть принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию k_w (по сравнению со значениями а = 60 руб/(кВт ·год) и b = 1,8 коп/кВт · ч, установленными для Беларуси прейскурантом № 09-01, введенным в действие с 1.01.91 г), который определяется по формуле

	(6.13)

где k_w1 и k_w2 -- коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставок тарифа на электроэнергию (определяются делением действующих ставок тарифа на 60 и 1,8·10 ² соответственно); -- число часов использования максимальной нагрузки предприятия.

Величина определяется в зависимости от соотношения степени компенсации ш и отношения натуральной минимальной нагрузки к максимальной натуральной нагрузке К_М по следующим выражениям:

при ш? К_М:



	(6.14)

при ш> К_М:

	(6.15)

где Г -- годовой фонд рабочего времени.

Величина ш может быть принята для подстанций с первичным напряжением 35, 110, 220, 500 кВ равной соответственно 0,7; 0,6; 0,5; 0,25, а при питании от шин генераторного напряжения -- 0,25.

Значение К_м принимается для 1-, 2-, 3-сменной и непрерывной работы (НР) равным соответственно 0,9; 0,8; 0,7; 0,8.

Время включения Т_Г для 1-, 2-, 3-сменной и непрерывной работы соответственно равно 2000, 4000, 6000, 8500 ч.

Удельная стоимость потерь активной мощности в СД и компенсирующих устройствах:

	(6.16)

Целесообразность использования СД для компенсации при одновременном потреблении реактивной мощности из энергосистемы, не превышающем экономическое значение, определяется соотношением

	(6.17)

Используя R, по специальным таблицам находят оптимальные коэффициенты загрузки синхронных двигателей по реактивной мощности б. Синхронные двигатели 10 кВ с Р < 1250 кВт для компенсации реактивной мощности не применяются.

Суммарная величина реактивной мощности, генерируемая синхронными двигателями, имеющими Рли?2500 кВт и п?1000 мин1, определяется как

	(6.18)

Реактивная мощность синхронных двигателей, которую экономически целесообразно использовать для компенсации при одновременном оптимальном потреблении реактивной мощности из энергосистемы, вычисляется по выражению

	(6.19)

Отметим, что синхронные двигатели, которые не целесообразно применять для компенсации реактивной мощности, должны работать с cosц = 1 (5).

6.4 Анализ баланса реактивной мощности на границе раздела энергоснабжающей организации и потребителя и при необходимости определение мощности батарей конденсаторов для сети напряжением выше 1 кВ

Мощность конденсаторных установок на стороне высокого напряжения определяется по формуле:

	(6.8)

где - суммарная реактивная мощность всех цехов предприятия, квар;

- потери мощности в цеховых трансформаторах, квар;

- мощность конденсаторных установок на стороне напряжения до 1 кВ (см. табл. Таблица 6.1).

Потери мощности в цеховых трансформаторах определяем по табл. 8.1 (10 стр. 254):

Определим расчетную мощность завода с учетом компенсирующих устройств:

	(6.9)

Расчетная мощность завода с учетом компенсирующих устройств равна:



6.5 Распределение мощности батарей конденсаторов в сети напряжением до 1 кВ

Для подключения батарей конденсаторов в сети напряжением до 1 кВ необходимо предусмотреть дополнительные ячейки во ВРУ и РУ-0,4 кВ ЦТП. Распределение мощности батарей конденсаторов в сети напряжением до 1 кВ рассмотрено в пункте 6.2 и представлено на листе 2 графической части.



7. Разработка схемы электроснабжения завода

При разработке схемы электроснабжения завода запасных частей учитываем расположение цехов предприятия, а также категории их надежности электроснабжения. Цеховые трансформаторные подстанции запитаны от ГПП кабельными линиями. ГПП питается по 2 воздушным линиям длиной 6,1 км. Электрическая сеть, выполненная по радиальной схеме, обеспечивает передачу электроэнергии от источника питания к электроприемникам без ответвлений по пути для питания других потребителей. Такая схема обуславливает использование большого количества аппаратов и линий электропередачи и применяется для питания ответственных и крупных потребителей. Электрическая сеть, выполненная по магистральной схеме, представляет линию электропередачи, поочередно запитывающие подстанции (ТП, РП) при кабельной канализации электроэнергии или линию электропередачи с ответвлением к отдельным подстанциям при воздушной канализации электроэнергии. Схемы магистрального питания применяется при упорядоченном расположении подстанций на территории завода, при необходимости резервирования подстанций от другого источника, а также во всех случаях, когда магистральные схемы имеют технико-экономические преимущества перед другими схемами. Распределение электроэнергии на территории предприятия выполнено по смешанной схеме:

- по радиальной схеме запитываем подстанции КТП1, КТП6;

- по магистральной схеме запитываем КТП2, КТП3, КТП4, КТП5, КТП7, КТП8, КТП9, КТП10, КТП11, КТП12; ВРУ1 - от КТП1; ВРУ2 ,ВРУ3 - от КТП6; ВРУ4 - от КТП7;

Таким образом, внутризаводская схема электроснабжения получается смешанная. Распределительная сеть предприятия приведена на листе 2 графической части.



8. Расчет токов КЗ и выбор основного электрооборудования и электроаппаратуры

8.1 Расчет токов КЗ

Для расчета токов короткого замыкания составим расчетную схему системы электроснабжения (Рисунок 8.1), на основании которой составляется схема замещения (Рисунок 8.2), используемая при расчете токов короткого замыкания. По расчетной нагрузке завода выбираем трансформаторы, устанавливаемые на ГПП:

	(8.1)

Выбираем трансформаторы 2хТМН-10000/110. Его параметры:

Рисунок 8.1 - Расчетная схема системы электроснабжения



Рисунок 8.2 - Схема замещения системы электроснабжения

Расчет токов КЗ выполняем в относительных единицах.

Рассчитаем токи КЗ в различных точках.

К1

Задаемся базисными условиями:

Сопротивление системы

Ток КЗ в точке К1

K2

Сопротивление линии



Ток КЗ в точке К2

К3

Задаемся базисными условиями

Сопротивление трансформатора на ГПП

Ток КЗ в точке К3

К4

Будем считать, что минимальное расстояние до ЦТП .

Ток КЗ в точке К4



К5

Сопротивление цехового трансформатора:

Рассчитаем ударные токи

Рассчитаем значение термического импульса:

8.2 Выбор основного оборудования и электроаппаратуры

Выбор отделителя на стороне 110 кВ

Определяем максимальный ток:



Выбираем отделитель типа ОД-110/800Т1 по (10 стр. 278).

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в таблице Таблица 8.1.

Таблица 8.1 - Выбор отделителя на стороне 110 кВ

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные выключателя

Окончательно принимаем отделитель типа ОД-110/800Т1.

Выбор короткозамыкателя на стороне 110 кВ

Выбираем короткозамыкатель типа КЗ-110Б-У1 по (10стр. 280).

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в таблице Таблица 8.2.

Таблица 8.2 - Выбор короткозамыкателя на стороне 110 кВ

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные выключателя

Окончательно принимаем короткозамыкатель типа КЗ-110Б-У1.

Выбор разъединителя на стороне 110 кВ

Выбираем разъединитель типа РНД-110/630 Т1 по (10 стр. 270).

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в таблице Таблица 8.3.



Таблица 8.3 - Выбор разъединителя на стороне 110 кВ

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные выключателя

Окончательно принимаем разъединитель типа РНД-110/630 Т1.

Выбор заземлителя на стороне 110 кВ

Выбираем заземлитель типа ЗОН-110М-IУI по (10 стр. 278).

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в таблице Таблица 8.4.

Таблица 8.4 - Выбор заземлителя на стороне 110 кВ

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные выключателя

Окончательно принимаем заземлитель типа ЗОН-110М-IУI.

Выбор КРУ 10 кВ

Применим на ГПП завода распределительное устройство на 10 кВ закрытого типа, выполненное комплектными распределительными устройствами серии D-12PR-10-630 У3 и шкафы типа ШВВ (11) с номинальными параметрами ; ; ; .

Результаты расчета по выбору КРУ представлены в Таблица 8.5



Таблица 8.5 - Выбор КРУ 10 кВ

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные

Окончательно принимаем КРУ серии D-12PR-10-630 У3.

Выбор вводного выключателя на стороне 10 кВ

Выбираем выключатель типа BB/TEL-10-12,5/630 У2 по (12 стр. 5).

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в таблице Таблица 8.6.

Таблица 8.6 - Выбор вводного выключателя 10 кВ

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные

Окончательно принимаем выключатель типа BB/TEL-10-12,5/630 У2.

Выбор секционного выключателя на стороне 10 кВ

Выбираем выключатель типа BB/TEL-10-12,5/630 У2 по (12).



Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в таблице Таблица 8.7.

Таблица 8.7 - Выбор секционного выключателя 10 кВ

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные

Окончательно принимаем выключатель типа BB/TEL-10-12,5/630 У2.

Выбор выключателя на стороне 10 кВ отходящих линий ГПП

Данные выключатели выбираем для каждой магистральной линии и устанавливаем на ГПП. Расчёт рассмотрим на примере группы из цехов № 1, 2, 5, 6,8. Определим максимальный ток:

где - полная мощность первой линии, с учётом КУ, кВА.

Максимальный ток для второй магистральной линии равен:

Для группы 1 выбираем выключатель типа BB/TEL-10-12,5/630 У2 по (12):

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в таблице Таблица 8.8.



Таблица 8.8 - Выбор выключателя 10 кВ на отходящих линиях

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные

Для второй группы расчет аналогичен, принимаем выключатель BB/TEL-10-12,5/630 У2.

Выбор заземлителей на стороне 10 кВ

Выбираем заземлитель типа ЗР-10У3 по (13 стр. 278).

Результаты расчета по выбору заземлителей приведены в таблице Таблица 8..

Таблица 8.9 - Выбор заземлителя на стороне 10 кВ

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные

Окончательно принимаем заземлитель типа ЗР-10У3.

Выбор выключателя нагрузки на стороне 10 кВ

Данные выключатели выбираем для каждой трансформаторной подстанции. Расчёт рассмотрим на примере КТП2.



Полные мощности и максимальные токи для остальных трансформаторных подстанций соответственно равны:

Место установки
КТП1	610,2	35,2
КТП2
КТП3	1179,6	68,1
КТП4	589,8	34,1
КТП5	1176,7	67,9
КТП6	193,5	11,2
КТП7	856,4	49,4
КТП8	856,4	49,4
КТП9	1051,1	60,7
КТП10	1051,1	60,7
КТП11	1051,1	60,7
КТП12	525,6	30,3

Для КТП1 выбираем выключатель нагрузки типа ВНР-10/400-10з У3 по (10 стр. 53).

Таблица 8.9 - Выбор выключателя нагрузки

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные

Окончательно принимаем выключатели типа ВНР-10/400-10з У3 по табл.4.11.3(13 стр. 252). Для остальных КТП расчёт аналогичен. На остальных подстанциях устанавливаем выключатели нагрузки типа ВНР-10/400-10з У3.

Выбор предохранителей на 10 кВ

Выбор предохранителей рассмотрим на примере КТП2:



где - номинальная мощность трансформатора, кВ*А.

Принимаем предохранитель ПКТ103-10-100-12,5 У3 с током плавкой вставки по (7 стр. 444).

Таблица 8.10 - Выбор предохранителей на 10 кВ

Расчетные параметры сети	Условия выбора	Каталожные данные

Аналогично выбираем предохранители для КТП2, КТП3 и КТП4:

Место установки			Тип
КТП1	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП2	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП3	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП4	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП5	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП6	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП7	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП8	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП9	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП10	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП11	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3
КТП12	50,9	80	ПКТ103-10-80-20 У3

Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Определим максимальный ток для ГПП:



Выбираем ТТ с коэффициентом трансформации 600/5.

Для КТП2 максимальный ток:

Выбираем ТТ с коэффициентом трансформации 100/5.

Для остальных КТП расчет аналогичен. Результаты выбора приведем в таблице Таблица 8.1113.

Таблица 8.11 - Выбор коэффициентов трансформации ТТ на 10 кВ

Место установки		Коэф. трансформации
ГПП		600/5
Секционный выключатель ГПП		300/5
Отходящая линия группы 1		300/5
Отходящая линия группы 2	344,4	600/5

Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ

Выберем трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-2-УХЛ2.

Выбор вводных автоматических выключателей для КТП на стороне 0,4 кВ

Выбор данных аппаратов защиты производим по условиям:

	(8.2)

где - номинальный ток автомата, А;

- номинальный ток теплового расцепителя, А;

- расчётный ток, А.

Для КТП2 максимальный ток:



Выбираем автоматический выключатель по табл. П.11 (7 стр. 435) серии ВА53 с , .

Проверяем по условиям (8.2):

Условия выполняются.

Аналогично производим выбор и для остальных КТП. Результаты расчётов сводим в таблицу Таблица 8.12.

Таблица 8.12 - Выбор вводных автоматов на стороне 0,4 кВ на КТП

Место установки				Серия автомата
КТП1	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП2	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП3	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП4	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП5	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП6	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП7	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП8	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП9	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП10	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП11	1273,1	1600	1280	ВА53
КТП12	1273,1	1600	1280	ВА53

Выбор секционных автоматических выключателей для КТП на стороне 0,4 кВ. Секционные выключатели выбираем на одну ступень ниже, чем вводные автоматические выключатели КТП. Результаты выбора представлены в таблице Таблица 8.13.



Таблица 8.13 - Выбор секционных автоматов на стороне 0,4 кВ

Место установки		Серия автомата
КТП1	1000	ВА53
КТП2	1000	ВА53
КТП3	1000	ВА53
КТП4	1000	ВА53
КТП5	1000	ВА53
КТП6	1000	ВА53
КТП7	1000	ВА53
КТП8	1000	ВА53
КТП9	1000	ВА53
КТП10	1000	ВА53
КТП11	1000	ВА53
КТП12	1000	ВА53

Выбор вводных автоматических выключателей для ВРУ 0,4 кВ

Рассмотрим выбор автоматических выключателей на примере ВРУ1. Расчетный ток:

Выбираем автоматический выключатель по табл. П.11 (7 стр. 435) серии ВА53 с , .

Проверяем по условиям (8.2):

Условия выполняются.

Аналогично производим выбор и для остальных КТП. Результаты расчётов сводим в таблицу Таблица 8.14.



Таблица 8.14 - Выбор вводных автоматов на стороне 0,4 кВ на ВРУ

есто установки				Серия автомата
ВРУ1				ВА51
ВРУ2	279,3	400	320	ВА51
ВРУ3	194,4			ВА51
ВРУ4	353,3	400	400	ВА51

Выбор вводных автоматических выключателей для КУ 0,4 кВ

Рассмотрим выбор автоматических выключателей на примере КУ1 (КТП1).

Расчётный ток определим по формуле:

Выбираем автоматический выключатель по табл. П.11 (7 стр. 435) серии ВА53 с , .

Проверяем по условиям (8.2):

Условия выполняются.

Аналогично производим выбор и для остальных КТП. Результаты расчётов сводим в таблицу Таблица 8.15.

Таблица 8.15 - Выбор автоматов для КУ 0,4 кВ

Место установки					Серия автомата
КТП1	300	433	630	500	ВА51
КТП2	450		1000	1000	ВА53
КТП3	450		1000	1000	ВА53
КТП4	450		1000	1000	ВА53
КТП5	450		1000	1000	ВА53
КТП6	100	144,3	160	160	ВА51
КТП7	450		1000	1000	ВА53
КТП8	450		1000	1000	ВА53
КТП9	240	344,6	400	400	ВА51
КТП10	240	344,6	400	400	ВА51
КТП11	240	344,6	400	400	ВА51
КТП12	240	344,6	400	400	ВА51
ВРУ1	80	115,5	160	125	ВА51
ВРУ2	100	144,3	160	160	ВА51
ВРУ3	60	86,6	160	100	ВА51
ВРУ4	135	194,9	250	200	ВА51

Выбор трансформаторов тока для КТП на стороне 0,4 кВ

Максимальные токи для выбора ТТ принимаем такими же, как и при выборе вводных автоматических выключателей для КТП на стороне 0,4 кВ.

Результаты выбора приведём в таблице Таблица 8.16.

Таблица 8.16 - Выбор коэффициентов трансформации ТТ на 0,4 кВ

Место установки		Коэф. трансформации
КТП1	1273,1	1500/5
КТП2	1273,1	1500/5
КТП3	1273,1	1500/5
КТП4	1273,1	1500/5
КТП5	1273,1	1500/5
КТП6	1273,1	1500/5
КТП7	1273,1	1500/5
КТП8	1273,1	1500/5
КТП9	1273,1	1500/5
КТП10	1273,1	1500/5
КТП11	1273,1	1500/5
КТП12	1273,1	1500/5



9. Выбор и описание способов прокладки электрических сетей внешнего и внутризаводского электроснабжения

Так как литейный завод относится к потребителю II категории надёжности электроснабжения, внешнее электроснабжение будет осуществлено по двум независимым силовым линиям. В качестве независимых линий электроснабжения будут использоваться высоковольтные воздушные линии. Прокладка внутризаводской сети электроснабжения будет осуществляться следующим образом:

- питание цеховых трансформаторных подстанций КТП1, КТП2, КТП3, КТП4, КТП5, КТП6, КТП7, КТП8, КТП9, КТП10, КТП11, КТП12 будет осуществлено высоковольтными силовыми кабелями, которые будут прокладываться в траншеях. Прокладка двух кабельных линий в земле, будет осуществлена в одной траншее на глубине 0,8 метра параллельно друг другу на расстоянии по горизонтали в свету 300 мм. Кабели в траншее будут иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака. На всём протяжении кабельной трассы, для защиты от механических повреждений, кабели будут покрыты ещё и глиняным обыкновенным кирпичом в один слой поперёк кабельной трассы. В соответствии с действующими правилами охраны электрических сетей над кабельной трассой будет организована охранная зона в размере площадки по 1 метру с каждой стороны от крайних кабелей (пункт 2.3.13 (14)). В соответствии с пунктом 2.3.37 (14) для питания завода будут использоваться кабели марок, имеющих броню и металлическую оболочку стойкою к химическим воздействиям. Кабели в соответствии с пунктом 2.3.37 (14) будут использоваться марок, в которых имеется броня и металлическая оболочка;

- питание ВРУ1,ВРУ2,ВРУ3,ВРУ4 будет осуществлено кабелями, проложенными в траншее. Способ прокладки будет такой же, как и для сети, питающей цеховые трансформаторные подстанции.

10. Электрический расчет сетей внешнего и внутризаводского электроснабжения

Питание литейного завода осуществляется от ГПП по воздушным линиям 110 кВ от подстанции энергосистемы.

Выбор провода, питающего ГПП

1. Определим ток, протекающий по линиям:

где - количество секций, шт.

Экономическая плотность тока для линий, выполненных алюминиевыми проводами по табл.1.3.36 (13) равна .

Экономическое сечение линии:

Выбираем ближайшее стандартное сечение 70 проводов марки АС с по табл.1.3.29 (13).

2. Определяем минимальное сечение по условию термической стойкости к токам КЗ:

где - тепловой импульс тока КЗ;

c - коэффициент, зависящий от допустимой температуры при КЗ и материала проводника, принимаем равным 90.



Выбираем ближайшее большее стандартное сечение 50 мм².

3. Выбираем большее из двух рассчитанных сечений - 70 мм².

4. Проверяем данное сечение по условию нагрева в послеаварийном режиме:

где - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, принимаем 1;

Условие выполняется.

Принимаем провод марки АС-70 с .

Выбор кабелей, питающих КТП

Выбор питающих кабелей рассмотрим на примере КТП1.

1. Ток, протекающий по линиям:

Экономическая плотность тока для линий, выполненных алюминиевыми кабелями, по табл.1.3.36 (13) равна .

Экономическое сечение линии:



Выбираем ближайшее стандартное сечение 70 кабелей марки АСБ с по табл.1.3.16 (13).

2. Определяем минимальное сечение по условию термической стойкости к токам КЗ:

где - тепловой импульс тока КЗ;

c - коэффициент, зависящий от допустимой температуры при КЗ и материала проводника, принимаем равным 90.

Выбираем ближайшее большее стандартное сечение 70 мм².

3. Выбираем большее из двух рассчитанных сечений - 70 мм².

4. Проверяем данное сечение по условию нагрева в послеаварийном режиме:

где - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, принимаем 1;

- поправочный коэффициент на прокладку в земле, принимаем 0,9;

- поправочный коэффициент, зависящий от удельного сопротивления земли, принимаем 1;

- допустимая перегрузка на период ликвидации послеаварийного режима, принимаем 1,3.

Условие выполняется.

Принимаем кабель марки АСБ-70 с .

Аналогичный расчет проводим для остальных КТП. Результаты сводим в таблицу Таблица 10.1.

Таблица 10.1 - Расчет электрической сети 10 кВ

№ кабеля	Начало участка	Конец участка
1	ГПП	КТП1	4х630	97	121,2	1,4	70
2	КТП1	КТП2	3х630	72,7	97	1,4	70
3	КТП2	КТП3	2х630	48,5	72,7	1,4	35
4	КТП3	КТП4	2х630	48,5	72,7	1,4	35
5	КТП3	КТП5	1х630	24,2	48,4	1,4	25
6	КТП4	КТП5	1х630	24,2	48,4	1,4	25
7	ГПП	КТП6	6х630	145,5	169,7	1,4	120
8	КТП6	КТП7	5х630	121,2	145,5	1,4	95
9	КТП7	КТП8	4х630	97	121,2	1,4	70
10	КТП8	КТП9	3х630	72,7	97	1,4	70
11	КТП9	КТП10	2х630	48,5	72,7	1,4	35
12	КТП10	КТП11	1х630	24,2	48,4	1,4	25
13	КТП11	КТП12	1х630	24,2	24,2	1,4	25

Продолжение таблицы Таблица 10.1

№ кабеля							Кол-во и марка кабеля
1	31,2	70	70	0,93	265	103,6	2хАСБ(3х70)
2	31,2	70	70	0,93	265	82,8	2хАСБ(3х70)
3	31,2	70	70	0,93	265	62,1	2хАСБ(3х70)
4	31,2	70	70	0,93	265	62,1	2хАСБ(3х70)
5	31,2	70	70	0,93	265	41,4	2хАСБ(3х70)
6	31,2	70	70	0,93	265	41,4	2хАСБ(3х70)
7	31,2	70	120	0,93	270	144,9	2хАСБ(3х120)
8	31,2	70	95	0,93	240	124,2	2хАСБ(3х95)
9	31,2	70	70	0,93	265	103,6	2хАСБ(3х70)
10	31,2	70	70	0,93	265	82,8	2хАСБ(3х70)
11	31,2	70	70	0,93	265	62,1	2хАСБ(3х70)
12	31,2	70	70	0,93	265	41,4	2хАСБ(3х70)
13	31,2	70	70	0,93	265	20,7	2хАСБ(3х70)

Таблица 10.2 - Расчет электрической сети 0,4 кВ

№	Начало участка	Конец участка						Кол-во и марка кабеля
14	КТП1	ВРУ1			0,93	270	261,9	АСБ(4х120)
15	КТП6	ВРУ2	193,5	279,3	0,93	305	300,3	АСБ(4х150)
16	КТП6	ВРУ3	134,7	194,4	0,93	200	199	АСБ(4х70)
17	КТП7	ВРУ4	244,8	353,3	0,93	400	379,9	2хАСБ(4х70)

Выбор кабелей, питающих ВРУ

Расчёт рассмотрим на примере ВРУ1.

Проводники электрических сетей всех видов и назначений выбираются или проверяются по допустимому нагреву длительным расчетным током :

где - допустимый ток проводника, А;

- расчётный ток, А;

- поправочный коэффициент на фактические условия прокладки проводов и кабелей, принимаем 1.

Расчётный ток определяем по формуле:



Принимаем кабель марки АСБ(4х95) с = 270 А (по табл.1.3.16 (13).

При и = 1;

Т.к. данное условия выполняются, для ВРУ1 выбираем кабель АСБ(4х95).

Расчет остальных кабелей аналогичен и результаты расчета представлены в таблице Таблица 10.2.



Заключение

В данном курсовом проекте была спроектирована система электроснабжения литейного завода.

При проектировании данной системы были рассмотрены и решены следующие задачи: охарактеризованы и проанализированы основные исходные данные для проектирования систем внешнего и внутреннего электроснабжения, определены расчетные электрические нагрузки цехов и завода в целом, составлена картограмма и определён условный центр электрических нагрузок завода, выбрано напряжение внешнего электроснабжения, выбраны единичные мощности и количество трансформаторов цеховых ТП предприятия, выполнена компенсация реактивных нагрузок в электрических сетях предприятия, разработана схема электроснабжения завода, произведён расчет токов короткого замыкания и выбрано основное электрооборудование и электроаппаратура, произведён выбор и описаны способы прокладки электрических сетей внешнего и внутризаводского электроснабжения, выполнен электрический расчет сетей внешнего и внутризаводского электроснабжения.

Таким образом, литейный завод отнесён ко II категории надёжности электроснабжения. Питание завода осуществляется на напряжении 110 кВ по двум независимым силовым линиям, выполненным проводами АС, проложенными в земле.

Расчётная мощность завода в целом до компенсации равна кВА, после компенсации - кВА. Таким образом установлены компенсирующие устройства на стороне 0,4 кВ мощностью 6255 квар.

Распределение электроэнергии по территории предприятия осуществляется по смешанной схеме кабелями АСБ, проложенными в земле (10 кВ) и в земле и по стенам цеховых зданий в лотках (0,4 кВ).

На высокой стороне были выбраны КРУ, выключатели, заземлители, предохранители, выключатели нагрузки, трансформаторы тока и напряжения, а на низкой стороне - автоматические выключатели и трансформаторы тока.

В графической части проекта выполнен чертёж генплана промышленного предприятия с электрической сетью и картограммой нагрузок, а так же чертёж полной однолинейной схемы электроснабжения предприятия.



Список литературы

1. Ю.Н. Колесник, Н.В. Токочакова. Промышленные потребители электрической энергии: практикум по одноименному курсу для студентов специальности 1-43 01 03 "Электроснабжение". Гомель : ГГТУ им.П.О. Сухого, 2006.

2. Колесник Ю.Н., Токочакова Н.В. Промышленные потребители электрической энергии: практикум по одноименному курсу для студентов специальности 1-43 01 03 "Электроснабжение". Гомель : ГГТУ им.П.О. Сухого, 2006.

3. Ус А.Г., Бахмутская В.В. Электроснабжение промышленных предприятий: методическое указание к изучению одноименного. Гомель : ГГТУ им.П.О. Сухого, 2008.

4. Козловская, Радкевич.

5. Радкевич В.Н. Проектирование систем электроснабжения. Минск : НПООО "ПИОН", 2001.

6. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабения промышленных предприятий. Москва : Энергоатомиздат, 1984.

7. Ус, Евминов.

8. РТМ.

9. 3260.

10. Кудрин, Прокопчик.

11. Иносат 2003.

12. Таврида-электрик. Вакуумный выключатель серии BB/TEL.

13. Неклепаев.

14. Правила устройства электроустановок, шестое издание. Москва : Госэнергонадзор, 2000.

15. Макаров. Справочник по электрическим сетям.

16. Бохан А.Н., Жуковец С.Г. Производство электроэнергии. Справочное пособие по курсовому и дипломному пректированию для студентов дневной и заочной форм обучения специальности 1-43 01 03 "Электроснабжение". Гомель : ГГТУ, 2009.

17. ПУЭ.

18. Козловская В.Б., Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н. Электрическое освещение. Справочник. Минск : Техноперспектива, 2007.

19. Ус А.Г., Евминов Л.И. Электроснабжение предприятий и гражданских зданий. Минск : НПООО "ПИОН", 2002.

20. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Москва : Энергоатомиздат, 1989.

21. Ус А.Г., Бахмутская В.В. Электроснабжение промышленных предприятий: методическое указание к изучению одноименного курса. Гомель : ГГТУ им.П.О. Сухого, 2008.

22. Радкевич В.Н. Проектирование систем электроснабжения. Минск : НПООО "ПИОН", 2001.

23. Лычев П.В., Головач О.М. Электрические системы и сети. Пособие по курсовому проектированию для студентов специальости 1-43 01 03 "Электроснабжение" дневной и заочной форм обучения. Гомель : ГГТУ им. П.О. Сухого, 2006.

24. Иносат. Каталог продукции.

25. РТМ 36.18.32.6-92.

26. Кудрин Б.И., Прокопчик В.В. Электроснабжение промышленных предприятий. Минск : Вышэйшая школа, 1988.

Размещено на Allbest.ru