Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Электроснабжение завода торгового оборудования

Электроснабжение завода торгового оборудования

Определение расчетных электрических нагрузок деревообрабатывающего цеха. Определение числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода. Расчет токов короткого замыкания. Питание цепей подстанции.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 31.05.2012
Размер файла 2,7 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

- заземлители длиной 2,5м в количестве 9 штук, изготовленные из стали СТ-3

- стальная полоса 40х4мм общей длиной 35м.

3. Комплектом резиновых ковриков, комплектом переносных плакатов по ТБ, двумя инвентарными подставками и двумя штангами оперативными до 10 кВ тип ШО-10У1.

4. Фазоуказателем и прибором для тестирования релейной защиты на стороне 6 - 10кВ тип VAP6 (по отдельному заказу).

5. Прибором для тестирования защит блоков контроля и управления устройств АВР «Micrologic» (по отдельному заказу).

8.2 Выбор выключателей на РУ-35 кВ

Выберем предварительно выключатель на 35 кВ ВБН-35/1600[4] по максимальному рабочему току. Произведем проверку данного выключателя при КЗ в точке K2.

Паспортные данные выключателя ВБН-35/1600 приведены из интернета:

, , ,

.

а)динамическая стойкость

iндинiу, (70)

где iн дин - предельный сквозной ток выключателя, амплитудное значение, кА;

iу- ударный ток короткого замыкания, кА;

(71)

Полученное значение тока меньше чем предельный сквозной ток выключателя .

б) термическая стойкость

(72)

где Iнт - номинальный ток термической стойкости, который может выдержать выключатель, за приведенное время tнтс по данным заводов-изготовителей время tнтс - 3 с

tп- приведенное время (0,9 с)

В сетях, питающихся от мощных энергосистем, периодическая слагающая тока КЗ практически не изменяется во времени и можно принять

I=I, (73)

где I - установившееся значение.

(74)

Полученное значение тока меньше чем ток термической стойкости

в) отключающая способность выключателя по току

IноIро (75)

где Iнои- номинальное значения отключающей способности по току

Iро - расчетное значения тока короткого замыкания, отнесенные к сумме времени срабатывания защиты и самого выключателя.

25 кА>6,159 кА

8.2 Выбор выключателей на РУ-10 кВ

Выберем предварительно выключатель на 10 кВ ВББ-10/630 У3 [4] по максимальному рабочему току. Произведем проверку данного выключателя при КЗ в точке K1.

Паспортные данные выключателя ВББ-10/630:

, , , , .

а)динамическая стойкость

iн динiу, (76)

где iн дин - предельный сквозной ток выключателя, амплитудное значение, кА;

iу- ударный ток короткого замыкания, кА;

Полученное значение тока меньше чем предельный сквозной ток выключателя .

б) термическая стойкость

(77)

где Iнт - номинальный ток термической стойкости, который может выдержать выключатель, за приведенное время tнтс по данным заводов-изготовителей время tнтс - 3 с

tп- приведенное время (0,8 с)

В сетях, питающихся от мощных энергосистем, периодическая слагающая тока КЗ практически не изменяется во времени и можно принять

I=I,(78)

где I - установившееся значение.

Полученное значение тока меньше чем ток термической стойкости

в) отключающая способность выключателя по току

IноIро (79)

где Iнои- номинальное значения отключающей способности по току

Iро - расчетное значения тока короткого замыкания, отнесенные к сумме времени срабатывания защиты и самого выключателя.

25 кА> 1,654

8.3 Выбор разрядников

Хотя в нормальном режиме работы ограничитель находится под фазным напряжением сети и через него протекает ток порядка десятых долей миллиампера, длительное существование однофазного замыкания на землю, наибольшее рабочее напряжение ограничителя выбирается не менее наибольшего рабочего линейного напряжения сети. Поэтому для защиты трансформаторов ГПП на стороне 35 кВ и 10 кВ[4] устанавливаем ОПН-35-У3 и ОПН-10 У3 соответственно, которые устанавливается в ячейках трансформатора напряжения, а в нейтрали трансформатора ОПН-20-У3.

8.4 Выбор разъединителей РУ-35 кВ

Разъединители проверяются по тем же параметрам, что и выключатели, за исключением параметров отключающей способности.

Выберем предварительно разъединитель внутренней установки РРЗ-2- 35/1000 У3 [4] по максимальному рабочему току. Произведем проверку данного разъединителя при КЗ в точке K2.

Паспортные данные разъединителя РРЗ 35/1000:

, , ,

а)динамическая стойкость

iн динiу, (80)

где iн дин - предельный сквозной ток выключателя, амплитудное значение, кА;

iу- ударный ток короткого замыкания, кА;

(81)

Полученное значение тока меньше чем предельный сквозной ток выключателя .

б) термическая стойкость

(82)

где Iнт - номинальный ток термической стойкости, который может выдержать разъединитель, за приведенное время tнтс по данным заводов-изготовителей время tнтс -4 с

tп- приведенное время (0,9 с)

В сетях, питающихся от мощных энергосистем, периодическая слагающая тока КЗ практически не изменяется во времени и можно принять

I=I,(83)

где I - установившееся значение.

Полученное значение тока меньше чем ток термической стойкости

8.5 Выбор разъединителей на РУ-10 кВ для защиты трансформаторов напряжения

Выберем предварительно разъединитель на 10 кВ РВЗ-10/400 М УХЛ2 [4] по максимальному рабочему току. Произведем проверку данного выключателя при КЗ в точке K1.

Паспортные данные выключателя РВЗ-10/400:

, ,

а)динамическая стойкость

iн динiу, (84)

где iн дин - предельный сквозной ток выключателя, амплитудное значение, кА;

iу- ударный ток короткого замыкания, кА;

(85)

Полученное значение тока меньше чем предельный сквозной ток выключателя .

б) термическая стойкость

(86)

где Iнт - номинальный ток термической стойкости, который может выдержать выключатель, за приведенное время tнтс по данным заводов-изготовителей время tнтс - 4 с

tп- приведенное время (0,8 с)

В сетях, питающихся от мощных энергосистем, периодическая слагающая тока КЗ практически не изменяется во времени и можно принять

I=I, (87)

где I - установившееся значение.

Полученное значение тока меньше чем ток термической стойкости

8.6 Выбор трансформаторов тока

Таблица 16- Измерительные приборы

Место

Установки.

Приборы.

Ед. измерений

Нагрузка по фазам , Нагрузка (ВА)

А

В

С

Высшая сторона трансформатора ГПП

Амперметр Э378

А

-

0,1

-

Счетчик электрической энергии универсальный СЕ301 S31

кВар ч,

кВт ч

0,1

-

0,1

Итого:

0,1

0,1

0,1

Отходящие

линии.

Амперметр Э378

А

-

0,1

-

Счетчик электрической энергии универсальный СЕ301 S31

кВт ч

0,1

-

0,1

Итого :

0,1

0,1

0,1

Секционный

выключатель.

Амперметр Э378

А

-

0,5

-

Батареи

Конденсаторов.

Амперметр Э378

-

0,1

-

Варметр СТ3021

Вар

0,5

-

0,5

Счётчик реактивной

энергии СЕ302

кВар ч

0,3

-

0,3

Итого:

0,8

0,6

0,8

На отходящие линии выбираем ТПЛК-10-200-0,5/10Р со следующими техническими данными:

, , , , , номинальная вторичная нагрузка обмоток для измерений, .

Проверим TA по вторичной нагрузке:

.

Сопротивление приборов найдем по формуле:

. (88)

Определим максимально допустимое сопротивление соединительных проводов:

. (89)

Зная можно определить сечение соединительных проводов:

. (90)

Выбираем контрольный кабель КВВГ с медными жилами сечением 2,5мм2.

На фидерах с БК выбираем ТПЛК-10-100-0,5/10Р со следующими техническими данными:

, , , , , номинальная вторичная нагрузка обмоток для измерений, .

Проверим TA по вторичной нагрузке:

.

Сопротивление приборов найдем по формуле:

. (91)

Определим максимально допустимое сопротивление соединительных проводов:

. (92)

Зная можно определить сечение соединительных проводов:

. (93)

Выбираем контрольный кабель КВВГ с медными жилами сечением 2,5мм2.

8.7 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения производится:

- по напряжению установки;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке.

Каждый трансформатор рассчитывается на мощность всех приборов присоединений данной секции.

Выбираю трансформатор напряжения НАМИ -10-200 , номинальная мощность которого в классе точности 0,5 равна 200 В .А, и НАМИ - 35 - 200.

Таблица 17 - Подключаемые контрольно-измерительные приборы

№ п/п

Наименование приборов

Количество приборов

Потребляемая мощность, Вт

Класс точности

cosц

Нагрузка

Р, Вт

Q, Вар

1

Вольтметр Э335

4

2

1,5

1

8

0

3

Счетчик энергии универсальный СЕ301 S31

12

2

1,0

0,38

24

57,6

4

Счётчик реактивной

энергии СЕ302

2

2

1,0

0,38

4

9,6

5

Варметр Д345

2

4

1,5

1

8

0

Итого :

44

67,2

Суммарная вторичная нагрузка .

Выбираем TV марки НАМИ-10-У3

Номинальная мощность при классе точности 0,5.

8.8 Выбор трансформаторов собственных нужд КТПБ

На КТПБ устанавливаем два трансформатора собственных нужд. Мощность трансформаторов выбирается по имеющимся на подстанции нагрузкам СН с учетом коэффициентов допустимой перегрузки возможностью автоматического резервирования на шинах 0,4 кВ. Основные нагрузки СН приведем в таблице 18.

Таблица 18 - Потребители собственных нужд

Вид потребителя

Установленная мощность, кВт

Охлаждение силовых трансформаторов (в зависимости от номинальной мощности)

8

Подогрев приводов силовых выключателей 35 кВ

6,3

Подогрев шкафов КРУ

1

Устройство РПН

3,3

Наружное освещение ОРУ

3

Освещение, отопление, вентиляция ЗРУ

7

Аппаратура связи и телемеханики

8,7

Поскольку вся мощность СН идет на подогрев, то примем средневзвешенный коэффициент мощности, равный , тогда

. (94)

С учетом коэффициента перегрузочной способности трансформатора:

. (95)

Выбираем два трансформатора ТМ-63/10, подключаем их за выключателем через разъединитель типа РВЗ-10/400-У3 и предохранитель ПКТ 101-10-10-12,5 У3.

9. Расчет внутрицехового электроснабжения

9.1 Выбор проводников для ответвлений от РШ к электроприемникам

Сечение проводников цеховых сетей выберем по условиям длительно допустимого тока и по потерям напряжения:

,

.(96)

Расчетный ток отдельных электроприемников определим по следующей формуле:

. (97)

Потерю напряжения определим по следующей формуле:

. (98)

Для прокладки принимаем провод АПВ, проложенный в полу в трубе.

Для примера, выберем провод для кран балки (№16, см. рисунок ).

.

Принимаем провод марки 4хАПВ-2,5 с параметрами:

,

, .

,

.

электрический нагрузка подстанция замыкание

Результаты расчетов остальных ЭП занесем в таблицу 19.

Таблица 19 - Выбор проводников от РШ к электроприемникам

№ ЭП

Pном, кВт

cosц

sinц

Iр, А

Fст, кв.мм

Iдоп, А

Ro, мОм/м

Xo, мОм/м

l, м

R, мОм

X, мОм

?U, В

дU, %

Марка кабеля

1

4,5

0,40

0,917

7,46

2,5

19

12,5

0,116

2,6

32,5

0,30

0,17

0,04

4хАПВ-2,5

2

4,5

0,40

0,917

7,46

2,5

19

12,5

0,116

2,5

31,25

0,29

0,16

0,04

4хАПВ-2,5

3

4,5

0,40

0,917

7,46

2,5

19

12,5

0,116

5,9

73,75

0,68

0,39

0,10

4хАПВ-2,5

4

6

0,65

0,76

12,00

2,5

19

12,5

0,116

8,3

103,75

0,96

1,42

0,35

4хАПВ-2,5

5

6

0,65

0,76

12,00

2,5

19

12,5

0,116

8,3

103,75

0,96

1,42

0,35

4хАПВ-2,5

6

6

0,65

0,76

12,00

2,5

19

12,5

0,116

12,2

152,5

1,42

2,08

0,52

4хАПВ-2,5

7

10,6

0,50

0,866

18,60

2,5

19

12,5

0,116

2,8

35

0,32

0,57

0,14

4хАПВ-2,5

8

10,6

0,50

0,866

18,60

2,5

19

12,5

0,116

9

112,5

1,04

1,84

0,46

4хАПВ-2,5

9

3,7

0,50

0,866

6,49

2,5

19

12,5

0,116

16

200

1,86

1,14

0,29

4хАПВ-2,5

10

16,4

0,65

0,76

32,79

4

28

7,81

0,107

1,5

11,715

0,16

0,44

0,11

4хАПВ-4

11

16,4

0,65

0,76

32,79

4

28

7,81

0,107

7,8

60,918

0,83

2,28

0,57

4хАПВ-4

12

16,4

0,65

0,76

32,79

4

28

7,81

0,107

13

101,53

1,39

3,81

0,95

4хАПВ-4

13

4,5

0,40

0,917

7,46

2,5

19

12,5

0,116

6,9

86,25

0,80

0,46

0,11

4хАПВ-2,5

14

4,5

0,40

0,917

7,46

2,5

19

12,5

0,116

13

162,5

1,51

0,86

0,21

4хАПВ-2,5

15

4,5

0,40

0,917

7,46

2,5

19

12,5

0,116

18,7

233,75

2,17

1,23

0,31

4хАПВ-2,5

16

14

0,50

0,866

24,56

2,5

19

12,5

0,116

12

150

1,39

3,24

0,81

КГ-4х2,5

17

14

0,50

0,866

24,56

2,5

19

12,5

0,116

12

150

1,39

3,24

0,81

КГ-4х2,5

18

3,3

0,40

0,917

5,47

2,5

19

12,5

0,116

7,1

88,75

0,82

0,34

0,09

4хАПВ-2,5

19

3,3

0,40

0,917

5,47

2,5

19

12,5

0,116

14

175

1,62

0,68

0,17

4хАПВ-2,5

20

3,3

0,40

0,917

5,47

2,5

19

12,5

0,116

18,7

233,75

2,17

0,90

0,23

4хАПВ-2,5

21

3,3

0,40

0,917

5,47

2,5

19

12,5

0,116

3,3

41,25

0,38

0,16

0,04

4хАПВ-2,5

22

3,3

0,40

0,917

5,47

2,5

19

12,5

0,116

8,4

105

0,97

0,41

0,10

4хАПВ-2,5

23

3,3

0,40

0,917

5,47

2,5

19

12,5

0,116

13,8

172,5

1,60

0,67

0,17

4хАПВ-2,5

24

3,3

0,40

0,917

5,47

2,5

19

12,5

0,116

3,3

41,25

0,38

0,16

0,04

4хАПВ-2,5

25

3,3

0,40

0,917

5,47

2,5

19

12,5

0,116

8,4

105

0,97

0,41

0,10

4хАПВ-2,5

26

3,3

0,40

0,917

5,47

2,5

19

12,5

0,116

13,8

172,5

1,60

0,67

0,17

4хАПВ-2,5

27

10,6

0,40

0,917

17,57

2,5

19

12,5

0,116

35,7

446,25

4,14

5,55

1,39

4хАПВ-2,5

28

10,6

0,40

0,917

17,57

2,5

19

12,5

0,116

9,2

115

1,07

1,43

0,36

4хАПВ-2,5

29

10,6

0,40

0,917

17,57

2,5

19

12,5

0,116

14,5

181,25

1,68

2,25

0,56

4хАПВ-2,5

30

10,6

0,40

0,917

17,57

2,5

19

12,5

0,116

35,7

446,25

4,14

5,55

1,39

4хАПВ-2,5

31

10,6

0,40

0,917

17,57

2,5

19

12,5

0,116

9,2

115

1,07

1,43

0,36

4хАПВ-2,5

32

10,6

0,40

0,917

17,57

2,5

19

12,5

0,116

14,5

181,25

1,68

2,25

0,56

4хАПВ-2,5

33

5

0,45

0,893

8,51

2,5

19

12,5

0,116

16

200

1,86

1,35

0,34

4хАПВ-2,5

34

5

0,45

0,893

8,51

2,5

19

12,5

0,116

8,5

106,25

0,99

0,72

0,18

4хАПВ-2,5

35

5

0,45

0,893

8,51

2,5

19

12,5

0,116

10,1

126,25

1,17

0,85

0,21

4хАПВ-2,5

36

5

0,45

0,893

8,51

2,5

19

12,5

0,116

3,4

42,5

0,39

0,29

0,07

4хАПВ-2,5

37

6,6

0,40

0,917

10,94

2,5

19

12,5

0,116

10,1

126,25

1,17

0,98

0,24

4хАПВ-2,5

38

6,6

0,40

0,917

10,94

2,5

19

12,5

0,116

3,4

42,5

0,39

0,33

0,08

4хАПВ-2,5

39

6,6

0,40

0,917

10,94

2,5

19

12,5

0,116

15,3

191,25

1,77

1,48

0,37

4хАПВ-2,5

40

6,6

0,40

0,917

10,94

2,5

19

12,5

0,116

8,5

106,25

0,99

0,82

0,21

4хАПВ-2,5

41

14

0,50

0,866

24,56

6

32

5,21

0,1

12

62,52

1,20

1,37

0,34

КГ-4х6

42

14

0,50

0,866

24,56

6

32

5,21

0,1

12

62,52

1,20

1,37

0,34

КГ-4х6

43

7

0,50

0,866

12,28

2,5

19

12,5

0,116

16

200

1,86

2,16

0,54

4хАПВ-2,5

44

7

0,50

0,866

12,28

2,5

19

12,5

0,116

10

125

1,16

1,35

0,34

4хАПВ-2,5

45

28

1,00

0

42,54

6

32

5,21

0,1

14

72,94

1,40

5,37

1,34

4хАПВ-6

46

28

1,00

0

42,54

6

32

5,21

0,1

8,5

44,285

0,85

3,26

0,82

4хАПВ-6

47

28

1,00

0

42,54

6

32

5,21

0,1

3

15,63

0,30

1,15

0,29

4хАПВ-6

48

13

0,50

0,866

22,81

4

28

7,81

0,107

13

101,53

1,39

2,05

0,51

4хАПВ-4

49

13

0,50

0,866

22,81

4

28

7,81

0,107

5

39,05

0,54

0,79

0,20

4хАПВ-4

50

2,4

1,00

0

3,65

2,5

19

12,5

0,116

17

212,5

1,97

1,34

0,34

4хАПВ-2,5

51

2,4

1,00

0

3,65

2,5

19

12,5

0,116

14

175

1,62

1,11

0,28

4хАПВ-2,5

52

2,4

1,00

0

3,65

2,5

19

12,5

0,116

11

137,5

1,28

0,87

0,22

4хАПВ-2,5

53

2,4

1,00

0

3,65

2,5

19

12,5

0,116

8,5

106,25

0,99

0,67

0,17

4хАПВ-2,5

54

2,4

1,00

0

3,65

2,5

19

12,5

0,116

5,5

68,75

0,64

0,43

0,11

4хАПВ-10

55

22

0,45

0,893

37,43

10

39

3,12

0,099

11

34,32

1,09

1,06

0,27

4хАПВ-10

56

22

0,45

0,893

37,43

10

39

3,12

0,099

9

28,08

0,89

0,87

0,22

4хАПВ-4

57

16

0,40

0,917

26,52

4

28

7,81

0,107

11

85,91

1,18

1,63

0,41

4хАПВ-4

58

16

0,40

0,917

26,52

4

28

7,81

0,107

8

62,48

0,86

1,18

0,30

4хАПВ-4

59

16

0,40

0,917

26,52

4

28

7,81

0,107

6

46,86

0,64

0,89

0,22

4хАПВ-4

60

16

0,40

0,917

26,52

4

28

7,81

0,107

6

46,86

0,64

0,89

0,22

4хАПВ-4

61

16

0,40

0,917

26,52

4

28

7,81

0,107

9

70,29

0,96

1,33

0,33

4хАПВ-4

62

14,5

0,50

0,866

25,44

4

28

7,81

0,107

7,5

58,575

0,80

1,32

0,33

4хАПВ-4

63

14,5

0,50

0,866

25,44

4

28

7,81

0,107

4,5

35,145

0,48

0,79

0,20

4хАПВ-4

64

24

0,35

0,937

38,93

10

39

3,12

0,099

2,3

7,176

0,23

0,18

0,05

4хАПВ-10

65

24

0,35

0,937

38,93

10

39

3,12

0,099

2,3

7,176

0,23

0,18

0,05

4хАПВ-10

66

24

0,35

0,937

38,93

10

39

3,12

0,099

4,9

15,288

0,49

0,39

0,10

4хАПВ-10

67

11

0,80

0,6

27,85

4

28

7,81

0,107

6,5

50,765

0,70

1,98

0,49

4хАПВ-4

68

11

0,80

0,6

27,85

4

28

7,81

0,107

12

93,72

1,28

3,65

0,91

4хАПВ-4

69

11

0,80

0,6

27,85

4

28

7,81

0,107

15

117,15

1,61

4,57

1,14

4хАПВ-4

70

11

0,80

0,6

27,85

4

28

7,81

0,107

17

132,77

1,82

5,18

1,29

4хАПВ-4

9.2 Выбор кабелей от ТП к РШ

Сечение кабелей выберем по условиям (96).

Для участка ЩР-ЩР-1 имеем.

, , , , .

Выбираем кабель марки АВВГ-3х95+1х70 с параметрами:

,

, .

.

.

Результаты расчетов занесем в таблицу 20.

Таблица 20 - Выбор кабелей для цеха.

Участок

L, м

Pр, кВт

Qр, кВар

Sр, кВА

Iр, А

Fр, кв.мм

Fст, кв.мм

Iдоп, А

Ro, мОм/м

Xo, мОм/м

R, мОм

X, мОм

?U, В

дU, %

Марка кабеля

ТП-2-РШ-1

7,9

71,0

82,0

108,4

107,9

77,1

95

260

1,20

0,09

9,48

0,73

1,83

0,46

АВВГ-3х95+1х70

РШ-1-РШ-2

10,3

51,0

57,6

76,9

77,5

55,4

70

220

0,45

0,08

4,60

0,84

0,71

0,18

АВВГ-3х70+1х50

РШ-2-РШ-3

12,1

37,5

38,3

53,6

57,0

40,7

50

180

1,20

0,09

14,52

1,13

1,47

0,37

АВВГ -3?50+1?25

РШ-3-РШ-4

4,8

22,8

22,8

32,3

34,6

24,7

25

220

0,32

0,08

1,54

0,38

0,11

0,03

АВВГ-3х25+1х16

ТП-2-РШ-5

9,9

176,7

166,5

242,8

268,4

191,7

240

440

0,15

0,07

1,49

0,69

0,94

0,24

АВВГ-3х240+1х185

РШ-5-РШ-6

12,6

154,1

138,3

207,0

234,1

167,2

185

380

0,32

0,08

4,03

1,01

1,90

0,48

АВВГ -3х185+1х150

РШ-6-РШ-7

13,4

70,2

112,0

132,2

106,7

76,2

95

260

1,20

0,09

16,08

1,25

3,17

0,79

АВВГ -3х95+1х70

Кабели прокладываются вдоль стен в трубах.

9.3 Расчет токов КЗ в цеховой сети

Расчет токов КЗ произведем аналогично п.8.2.

Ток однофазного КЗ определяется по формуле:

, (99)

где - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до КЗ.

, - активное и индуктивное сопротивления трансформатора.

Результаты расчетов занесем в таблицу 21.

Таблица 21 - Расчет токов КЗ в цеховой сети

№ ЭП

Rк, мОм

Rw, мОм

Xw, мОм

Rкл, мОм

Xкл, мОм

R1У, мОм

X1У, мОм

R0У, мОм

X0У, мОм

Iпк(3), кА

Iпк(1), кА

1

15

32,5

0,3

12,4

1,0

80,8

22,1

484,5

21,1

2,758

1,067

2

15

31,3

0,3

12,4

1,0

79,5

22,1

472,0

21,1

2,799

1,092

3

15

73,8

0,7

12,4

1,0

122,0

22,5

897,0

22,1

1,862

0,606

4

15

103,8

1,0

12,4

1,0

152,0

22,7

1197,0

22,8

1,503

0,461

5

15

103,8

1,0

12,4

1,0

152,0

22,7

1197,0

22,8

1,503

0,461

6

15

152,5

1,4

12,4

1,0

200,8

23,2

1684,5

23,9

1,143

0,332

7

15

35,0

0,3

5,4

1,0

76,3

22,1

440,0

21,3

2,907

1,162

8

15

112,5

1,0

5,4

1,0

153,8

22,8

1215,0

23,1

1,485

0,455

9

15

200,0

1,9

12,4

1,0

248,3

23,6

2159,5

25,0

0,926

0,261

10

15

11,7

0,2

5,4

1,0

53,0

22,0

207,1

20,9

4,024

2,166

11

15

60,9

0,8

5,4

1,0

102,2

22,6

699,2

22,6

2,206

0,765

12

15

101,5

1,4

5,4

1,0

142,8

23,2

1105,3

24,0

1,596

0,497

13

15

86,3

0,8

5,4

1,0

127,6

22,6

952,5

22,5

1,783

0,573

14

15

162,5

1,5

5,4

1,0

203,8

23,3

1715,0

24,3

1,126

0,326

15

15

233,8

2,2

5,4

1,0

275,1

24,0

2427,5

25,9

0,836

0,233

16

15

150,0

1,4

5,4

1,0

191,3

23,2

1590,0

24,0

1,198

0,351

17

15

150,0

1,4

11,5

0,9

197,4

23,1

1651,1

23,7

1,162

0,338

18

15

88,8

0,8

11,5

0,9

136,2

22,5

1038,6

22,3

1,673

0,528

19

15

175,0

1,6

11,5

0,9

222,4

23,3

1901,1

24,3

1,033

0,295

20

15

233,8

2,2

11,5

0,9

281,2

23,9

2488,6

25,7

0,818

0,227

21

15

41,3

0,4

11,5

0,9

88,7

22,1

563,6

21,2

2,527

0,931

22

15

105,0

1,0

11,5

0,9

152,4

22,7

1201,1

22,7

1,499

0,460

23

15

172,5

1,6

11,5

0,9

219,9

23,3

1876,1

24,2

1,044

0,299

24

15

41,3

0,4

11,5

0,9

88,7

22,1

563,6

21,2

2,527

0,931

25

15

105,0

1,0

11,5

0,9

152,4

22,7

1201,1

22,7

1,499

0,460

26

15

172,5

1,6

1,2

0,3

209,6

22,7

1772,7

22,7

1,095

0,316

27

15

446,3

4,1

1,2

0,3

483,3

25,3

4510,2

29,1

0,477

0,126

28

15

115,0

1,1

1,2

0,3

152,1

22,2

1197,7

21,4

1,503

0,461

29

15

181,3

1,7

1,2

0,3

218,3

22,8

1860,2

22,9

1,052

0,301

30

15

446,3

4,1

1,2

0,3

483,3

25,3

4510,2

29,1

0,477

0,126

31

15

115,0

1,1

1,2

0,3

152,1

22,2

1197,7

21,4

1,503

0,461

32

15

181,3

1,7

15,1

1,2

232,3

23,7

1999,6

25,1

0,989

0,281

33

15

200,0

1,9

15,1

1,2

251,0

23,8

2187,1

25,6

0,916

0,258

34

15

106,3

1,0

15,1

1,2

157,3

23,0

1249,6

23,4

1,453

0,443

35

15

126,3

1,2

15,1

1,2

177,3

23,2

1449,6

23,9

1,292

0,384

36

15

42,5

0,4

15,1

1,2

93,5

22,4

612,1

21,9

2,402

0,864

37

15

126,3

1,2

15,1

1,2

177,3

23,2

1449,6

23,9

1,292

0,384

38

15

42,5

0,4

15,1

1,2

93,5

22,4

612,1

21,9

2,402

0,864

39

15

191,3

1,8

15,1

1,2

242,3

23,8

2099,6

25,4

0,949

0,268

40

15

106,3

1,0

15,1

1,2

157,3

23,0

1249,6

23,4

1,453

0,443

41

15

62,5

1,2

15,1

1,2

113,5

23,2

812,3

23,9

1,993

0,665

42

15

62,5

1,2

4,2

1,0

102,6

23,1

702,7

23,6

2,197

0,761

43

15

200,0

1,9

4,2

1,0

240,1

23,7

2077,5

25,2

0,957

0,271

44

15

125,0

1,2

4,2

1,0

165,1

23,0

1327,5

23,5

1,386

0,418

45

15

72,9

1,4

4,2

1,0

113,0

23,3

806,9

24,1

2,002

0,669

46

15

44,3

0,9

4,2

1,0

84,3

22,7

520,4

22,7

2,644

1,001

47

15

15,6

0,3

4,2

1,0

55,7

22,2

233,8

21,4

3,853

1,972

48

15

101,5

1,4

4,2

1,0

141,6

23,2

1092,8

24,1

1,610

0,503

49

15

39,1

0,5

4,2

1,0

79,1

22,4

468,0

21,9

2,809

1,100

50

15

212,5

2,0

4,2

1,0

252,6

23,8

2202,5

25,5

0,910

0,256

51

15

175,0

1,6

4,2

1,0

215,1

23,5

1827,5

24,7

1,067

0,307

52

15

137,5

1,3

4,2

1,0

177,6

23,1

1452,5

23,8

1,290

0,383

53

15

106,3

1,0

4,2

1,0

146,3

22,8

1140,0

23,1

1,560

0,483

54

15

68,8

0,6

4,2

1,0

108,8

22,5

765,0

22,2

2,078

0,703

55

15

34,3

1,1

1,6

0,7

71,8

22,6

394,9

22,6

3,068

1,277

56

15

28,1

0,9

1,6

0,7

65,6

22,4

332,5

22,1

3,333

1,479

57

15

85,9

1,2

1,6

0,7

123,4

22,7

910,8

22,8

1,841

0,598

58

15

62,5

0,9

1,6

0,7

100,0

22,4

676,5

22,0

2,255

0,788

59

15

46,9

0,6

1,6

0,7

84,3

22,2

520,3

21,4

2,648

1,001

60

15

46,9

0,6

1,6

0,7

84,3

22,2

520,3

21,4

2,648

1,001

61

15

70,3

1,0

1,6

0,7

107,8

22,5

754,6

22,2

2,098

0,712

62

15

58,6

0,8

1,6

0,7

96,1

22,4

637,4

21,8

2,342

0,833

63

15

35,1

0,5

1,6

0,7

72,6

22,0

403,1

21,0

3,043

1,255

64

15

7,2

0,2

1,6

0,7

44,7

21,8

123,4

20,4

4,649

3,119

65

15

7,2

0,2

1,6

0,7

44,7

21,8

123,4

20,4

4,649

3,119

66

15

15,3

0,5

1,6

0,7

52,8

22,0

204,5

21,1

4,039

2,187

67

15

50,8

0,7

12,4

1,0

99,0

22,5

667,2

22,1

2,274

0,798

68

15

93,7

1,3

1,2

0,3

130,8

22,4

984,9

22,0

1,740

0,555

69

15

117,2

1,6

1,6

0,7

154,6

23,2

1223,2

23,9

1,477

0,452

70

15

132,8

1,8

15,1

1,2

183,8

23,8

1514,8

25,5

1,246

0,368

, , .

9.4 Выбор автоматических выключателей

Автоматы выбирают по их номинальному току. Уставки токов расцепителей определяют по следующим соотношениям:

1. Отключающая способность должна быть рассчитана на максимальный ток КЗ, проходящий по защищаемому элементу:

.[1] (100)

2. Для силовых одиночных электроприемников:

ток уставки теплового расцепителя

; (101)

ток уставки электромагнитного расцепителя

. (102)

3. Для группы силовых электроприемников соответственно:

,

. (103)

Пиковые значения токов для группы приемников можно определить по выражению:

, (104)

где - пусковой ток наибольшего по мощности приемника, А;

- максимальный ток группы приемников, А;

- номинальный ток наибольшего по мощности приемника с коэффициентом использования, А.

9.4.1 Выбор автоматических выключателей для электроприемников

Результаты расчета уставок сведем в таблицу 22.

Таблица 22 - Выбор автоматических выключателей.

№ ЭП

Iр, А

Iпуск, А

Iпк(3), кА

Iпк(1), кА

Iт, А

Iэ, А

Тип автомата

Iт, А

Iэ, А

1

7,46

37,30

2,76

1,07

9,32

44,76

ВА 57Ф35

16

80

2

7,46

37,30

2,80

1,09

9,32

44,76

ВА 57Ф35

16

80

3

7,46

37,30

1,86

0,61

9,32

44,76

ВА 57Ф35

16

80

4

12,00

59,98

1,50

0,46

14,99

71,98

ВА 57Ф35

16

80

5

12,00

59,98

1,50

0,46

14,99

71,98

ВА 57Ф35

16

80

6

12,00

59,98

1,14

0,33

14,99

71,98

ВА 57Ф35

16

80

7

18,60

92,98

2,91

1,16

23,25

111,58

ВА 57Ф35

25

125

8

18,60

92,98

1,49

0,45

23,25

111,58

ВА 57Ф35

25

125

9

6,49

32,46

0,93

0,26

8,11

38,95

ВА 57Ф35

16

80

10

32,79

163,94

4,02

2,17

40,99

196,73

ВА 57Ф35

40

320

11

32,79

163,94

2,21

0,76

40,99

196,73

ВА 57Ф35

40

320

12

32,79

163,94

1,60

0,50

40,99

196,73

ВА 57Ф35

40

320

13

7,46

37,30

1,78

0,57

9,32

44,76

ВА 57Ф35

16

80

14

7,46

37,30

1,13

0,33

9,32

44,76

ВА 57Ф35

16

80

15

7,46

37,30

0,84

0,23

9,32

44,76

ВА 57Ф35

16

80

16

24,56

122,81

1,20

0,35

30,70

147,37

ВА 57Ф35

32

160

17

24,56

122,81

1,16

0,34

30,70

147,37

ВА 57Ф35

32

160

18

5,47

27,35

1,67

0,53

6,84

32,82

ВА 57Ф35

16

80

19

5,47

27,35

1,03

0,30

6,84

32,82

ВА 57Ф35

16

80

20

5,47

27,35

0,82

0,23

6,84

32,82

ВА 57Ф35

16

80

21

5,47

27,35

2,53

0,93

6,84

32,82

ВА 57Ф35

16

80

22

5,47

27,35

1,50

0,46

6,84

32,82

ВА 57Ф35

16

80

23

5,47

27,35

1,04

0,30

6,84

32,82

ВА 57Ф35

16

80

24

5,47

27,35

2,53

0,93

6,84

32,82

ВА 57Ф35

16

80

25

5,47

27,35

1,50

0,46

6,84

32,82

ВА 57Ф35

16

80

26

5,47

27,35

1,10

0,32

6,84

32,82

ВА 57Ф35

16

80

27

17,57

87,86

0,48

0,13

21,97

105,43

ВА 57Ф35

25

125

28

17,57

87,86

1,50

0,46

21,97

105,43

ВА 57Ф35

25

125

29

17,57

87,86

1,05

0,30

21,97

105,43

ВА 57Ф35

25

125

30

17,57

87,86

0,48

0,13

21,97

105,43

ВА 57Ф35

25

125

31

17,57

87,86

1,50

0,46

21,97

105,43

ВА 57Ф35

25

125

32

17,57

87,86

0,99

0,28

21,97

105,43

ВА 57Ф35

25

125

33

8,51

42,53

0,92

0,26

10,63

51,04

ВА 57Ф35

16

80

34

8,51

42,53

1,45

0,44

10,63

51,04

ВА 57Ф35

16

80

35

8,51

42,53

1,29

0,38

10,63

51,04

ВА 57Ф35

16

80

36

8,51

42,53

2,40

0,86

10,63

51,04

ВА 57Ф35

16

80

37

10,94

54,71

1,29

0,38

13,68

65,65

ВА 57Ф35

16

80

38

10,94

54,71

2,40

0,86

13,68

65,65

ВА 57Ф35

16

80

39

10,94

54,71

0,95

0,27

13,68

65,65

ВА 57Ф35

16

80

40

10,94

54,71

1,45

0,44

13,68

65,65

ВА 57Ф35

16

80

41

24,56

122,81

1,99

0,67

30,70

147,37

ВА 57Ф35

32

160

42

24,56

122,81

2,20

0,76

30,70

147,37

ВА 57Ф35

32

160

43

12,28

61,40

0,96

0,27

15,35

73,68

ВА 57Ф35

16

80

44

12,28

61,40

1,39

0,42

15,35

73,68

ВА 57Ф35

16

80

45

42,54

212,71

2,00

0,67

53,18

255,25

ВА 57Ф35

50

320

46

42,54

212,71

2,64

1,00

53,18

255,25

ВА 57Ф35

50

320

47

42,54

212,71

3,85

1,97

53,18

255,25

ВА 57Ф35

50

320

48

22,81

114,04

1,61

0,50

28,51

136,84

ВА 57Ф35

40

160

49

22,81

114,04

2,81

1,10

28,51

136,84

ВА 57Ф35

40

160

50

3,65

18,23

0,91

0,26

4,56

21,88

ВА 57Ф35

16

160

51

3,65

18,23

1,07

0,31

4,56

21,88

ВА 57Ф35

16

80

52

3,65

18,23

1,29

0,38

4,56

21,88

ВА 57Ф35

16

80

53

3,65

18,23

1,56

0,48

4,56

21,88

ВА 57Ф35

16

80

54

3,65

18,23

2,08

0,70

4,56

21,88

ВА 57Ф35

16

80

55

37,43

187,15

3,07

1,28

46,79

224,58

ВА 57Ф35

50

320

56

37,43

187,15

3,33

1,48

46,79

224,58

ВА 57Ф35

50

320

57

26,52

132,62

1,84

0,60

33,15

159,14

ВА 57Ф35

40

160

58

26,52

132,62

2,25

0,79

33,15

159,14

ВА 57Ф35

40

160

59

26,52

132,62

2,65

1,00

33,15

159,14

ВА 57Ф35

40

160

60

26,52

132,62

2,65

1,00

33,15

159,14

ВА 57Ф35

40

160

61

26,52

132,62

2,10

0,71

33,15

159,14

ВА 57Ф35

40

160

62

25,44

127,19

2,34

0,83

31,80

152,63

ВА 57Ф35

40

160

63

25,44

127,19

3,04

1,25

31,80

152,63

ВА 57Ф35

40

160

64

38,93

194,63

4,65

3,12

48,66

233,56

ВА 57Ф35

50

320

65

38,93

194,63

4,65

3,12

48,66

233,56

ВА 57Ф35

50

320

66

38,93

194,63

4,04

2,19

48,66

233,56

ВА 57Ф35

50

320

67

27,85

139,27

2,27

0,80

34,82

167,13

ВА 57Ф35

40

160

68

27,85

139,27

1,74

0,55

34,82

167,13

ВА 57Ф35

40

160

69

27,85

139,27

1,48

0,45

34,82

167,13

ВА 57Ф35

40

160

70

27,85

139,27

1,25

0,37

34,82

167,13

ВА 57Ф35

40

160

9.4.2 Выбор остальных автоматических выключателей

Результаты расчета уставок автоматических выключателей, устанавливаемых на ответвления от ВРП к РШ сведем в таблицу 22.

Таблица 23 - Выбор автоматов для ответвлений к РШ

Участок

Iр, А

Iпуск, А

Iпк(3), кА

Iпк(1), кА

Iт, А

Iэ, А

Тип автомата

Iт, А

Iэ, А

ЩР-РЩ1

107,9

190,3

7,8

8,0

118,7

357,9

ВА 57Ф35

160,0

500,0

РЩ-1

30,4

162,7

7,8

8,0

33,5

231,8

ВА 57Ф35

40

320,0

РЩ2

77,5

233,2

7,8

8,0

85,2

372,9

ВА 57Ф35

80

500,0

РЩ3

57,0

173,7

7,8

8,0

62,7

276,8

ВА 57Ф35

80

500,0

РЩ-4

34,6

166,9

7,8

8,0

38,0

241,8

ВА 57Ф35

40

320,0

ЩР-РЩ5

502,5

704,5

7,8

8,0

552,7

1448,4

ВА 88-40

800,0

1500,0

РЩ-5

268,4

385,1

7,8

8,0

295,2

784,1

ВА 57Ф35

320

1000,0

РЩ6

234,1

436,1

7,8

8,0

257,5

804,2

ВА 57Ф35

250

750,0

РШ-7

106,7

239,0

7,8

8,0

117,4

414,9

ВА 57Ф35

100

500,0

Произведем выбор автоматических выключателей QF1, QF2 и QF3, показанных на рисунке 18. Результаты расчета занесем в таблицу 24.

Рисунок 18 - Схема соединения РЩ.

Таблица 24 - Выбор автоматов QF1, QF2 и QF3

Автомат

Iр, А

Iравmax, А

Iпк(3), кА

Iпк(1), кА

Iт, А

Iэ, А

Тип автомата

Iт, А

Iэ, А

QF1

199,5

808,7

7,8

8,0

889,5

1209,8

ВА-88-40

1000

1500

QF2

609,2

808,7

7,8

8,0

889,5

1701,4

ВА-88-40

1000

2000

QF3

0,0

609,2

7,8

8,0

670,1

730,99

ВА-88-40

800

1200

9.5 Выбор магнитных пускателей для вентиляторов

Выбор контакторов произведем по напряжению установки и расчетному току. , .

Выбираем контактор типа LC-D18, с номинальным током .

9.6 Расчет освещения в ремонтно-механическом цехе

Спроектируем освещение в цехе на основе ламп ДРЛ со светильниками типа РСП. Норма освещенности Е=150 лк. Для эвакуационного (аварийного) освещения освещенность должна составлять не менее 0,5 лк в местах прохода людей и осуществлено посредством ламп накаливания в светильниках ПСН. Светильники будут располагаться равномерно. В цехе работает кран-балка, поэтому высота подвеса лампы 8 м.

Произведем расчет методом коэффициента использования:

, (105)

где - коэффициент неравномерности освещения, принимаем ;

- коэффициент использования, зависит от индекса помещения i.

, (106)

где - длина, м;

- ширина, м;

- расчетная высота, м.

Для расчета разобьем цех на 4 секции и проход. Секции 2-х видов 13,5х7,6, 14,5х7,6.

Расчитаем 1 и 3 секцию:

.

, .[7,10]

.

По справочным данным выбираем лампы типа ДРЛ400, . Тогда суммарная мощность равна: .

Расчитаем 2 и 4 секцию:

.

, .

По справочным данным выбираем лампы типа ДРЛ400, . Тогда суммарная мощность равна:

Примем для аварийного (эвакуационного) освещения светильники марки НСП 18 ВЕх-93 с лампами накаливания мощностью 93 Вт и Ф=2000лм, размещенных преимущественно над проходом и в каждой секции.

(107)

Для определения е служат пространственные изолюксы в зависимости от h и .

лк - условие выполняется. (108)

9.7 Расчет осветительной сети

Осветительный щит устанавливается вблизи основного рабочего входа в здание, в местах, недоступных для случайных повреждений его, с учетом подхода воздушной линии.

Выбор сечения осветительной сети произведем по длительно допустимому току. Питание осуществим четырехпроводными и трехпроводными сетями, в зависимости от количества светильников в магистрали.

Определим расчетный ток наиболее загруженного фазного проводника:

, (109)

где - коэффициент, учитывающий потери в ПРА.

Минимальное сечение по условиям механической прочности 4 мм2.

Выбираем кабель марки ВВГ-3х4 с параметрами: .

Поскольку у самого загруженного участка сечение минимально, то для остальных участков примем то же сечение.

Проверим выбранное сечение по потере напряжения.

(109)

. (110)

ЩО: ЩО31-5203 имеющий 4 группы.

ЩАО: ЩО31-5203, имеющий 1 группу.

Осветительную сеть цеха покажем на рисунке 19.

Рисунок 19 - Осветительная сеть деревообрабатывающего цеха.

9.8 Выбор распределительных щитов в цехе

Таблица 25 -Выбор щитов ЩР и пунктов распределительных типа ПР-11

Наименование ЩР

Номин.ток щита, (А)

Наличие и номин. ток (А) вводного автом. выключателя

ЩР1-100-Н-791-IP31

100

100

ЩР2-100-Н-780-IP31

100

100

ЩР3-80-Н-245-IP31

80

80

ЩР4-40-Н-750-IP31

40

40

ПР11-1087-21У

400

360

ЩР5-250-Н-823-IP31

250

250

ЩР6-100-Н-782-IP31

100

100

10. Расчет и выбор заземляющих устройств

Согласно требованиям ПУЭ нейтрали установок и все металлические нетоковедущие части электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, заземляют. Для этого сооружаются специальные заземляющие устройства, служащие для обеспечения безопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы.

10.1 Расчет заземления цеховой ТП

Ток ОЗЗ на стороне 10 кВ определим по формуле;

. (111)

Грунт в месте окружения - глина, в качестве естественного заземлителя используются металлические части фундамента цеха с сопротивлением растеканию.[10]

1. Предполагаем сооружение заземлителя с внешней стороны цеха с расположением вертикальных электродов в один ряд на длине 24 м; тип заземлителя ( [2]) - вертикальные электроды в земле, соединенные горизонтальной полосой; материал вертикальных и горизонтальных заземлителей -сталь диаметром 25 мм; верхняя кромка вертикальных электродов и горизонтальные электроды заглублены на 0,5 м; длина вертикальных электродов 2,5 м.

2. На стороне 10 кВ - нейтраль изолирована, на стороне 0,4 кВ - глухо заземлена. Планируем совмещенное ЗУ для высокого и низкого напряжений.

По [2] для установок с напряжением 380 В сопротивление ЗУ ; для установок с напряжением 10 кВ при совмещенном ЗУ для высокого и низкого напряжения определяется по формуле:

. (112)

За расчетное сопротивление принимаем наименьшее из них, т.е. .

3. Учитывая проводимость естественного заземлителя рассчитываем сопротивление искусственного ЗУ:

. (113)

4. Корректируем расчетное удельное сопротивление грунта вертикальных и горизонтальных электродов умножением на коэффициент сезонности:

,

. (114)

5. Определяем сопротивление растеканию одиночного заземлителя по формуле [2]:

. (115)

6. Ориентировочное число вертикальных электродов при усредненном значении :

. (116)

7. Определяем сопротивление растеканию горизонтальных электродов с учетом экранирования:

, (117)

. (118)

определяем по формуле [2], а [2],

( - длина горизонтального заземлителя).

8. Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтального заземлителя:

. (119)

9. Окончательное число вертикальных электродов при уточненном коэффициенте использования [2].

. (120)

Окончательно принимаем число вертикальных электродов, округляя результат .

10.2 Расчет заземления БКТП

Ток ОЗЗ для воздушной линии на стороне 35 кВ определим по формуле:

(121)

Предполагаем сооружение заземлителя с внешней стороны БКТП (размеры - 10?11 м) с расположением вертикальных электродов по периметру БКТП 40 м; тип заземлителя - вертикальные электроды в земле, соединенные горизонтальной полосой; материал вертикальных и горизонтальных заземлителей -сталь: верхняя кромка вертикальных электродов и горизонтальные электроды заглублены на 0,7 м; длина вертикальных электродов 2,5 м.

На стороне 35 и 10 кВ - нейтраль изолирована.

Для установок с напряжением выше 1000 В определяется по формуле

(122)

35кВ:

10 кВ:

За расчетное сопротивление принимаем.
Ориентировочное число вертикальных электродов при усредненном значении

(123)

Определяем сопротивление растеканию горизонтальных электродов с учетом экранирования:

Ом (124)

Ом (125)

определяем по формуле из Приложения И [1], а из Приложения П [1], при

(126)

( - длина горизонтального заземлителя).

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтального заземлителя:.

Ом (127)

Окончательное число вертикальных электродов при уточненном коэффициенте использования :

. (128)

(129)

Окончательно принимаем число вертикальных электродов, округляя результат в большую сторону.

11. Релейная защита

Согласно заданию элементы системы электроснабжения, для которых необходимо произвести расчет релейной защиты и автоматики: ПУЭ 3.8.51-3.2.71

Трансформатор КТПН-35;

· Продольная диф. Защита;

· МТЗ;

· Токовая защита от перегрузки на сигнал и разгрузку;

· Газовая защита.

Трансформатор КТП-10 до 6,3 МВА

· Токовую отсечку;

· МТЗ (исключение для тр-ров, защищаемых не предохранителями)

· Токовая защита от перегрузки на сигнал и разгрузку;

· Газовая защита;

· Защита от замыканий на землю.

Для синхронных электродвигателей напряжением 6,3 кВ, мощностью 600 кВт рассчитываем защиты: ПУЭ 5.3.43-5.3.54

· Токовую отсечку;

· Токовая защита от перегрузки;

· Защита от понижения напряжения;

· Защита от асинхронного хода (для синхронного двигателя);

· Защита от замыканий на землю.

Защита ВЛ и КЛ 10 кВ:

· МТЗ;

· Токовую отсечку;

· Защита от замыканий на землю.

11.1 Выбор оперативного тока

В качестве оперативного тока принимаем выпрямленный оперативный ток, получаемый от специальных выпрямителей. Питание цепей управления и защиты осуществляется от трансформаторов тока и трансформаторов напряжения. Трансформаторы тока являются наиболее надежными источниками оперативного тока. При питании оперативных цепей от ТТ оперативным током является ток к.з., проходящий по его вторичной обмотке. ТН являются источником оперативного тока для защиты от однофазных замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью, когда ток замыкания на землю мал, а междуфазное напряжение имеет номинальное значение. Также для питания цепей газовой защиты трансформаторов, когда при некоторых внутренних повреждениях ток к.з. может иметь недостаточное значение для отключения выключателя, а напряжение может оставаться достаточно высоким.

11.2 Расчет релейной защиты элементов

11.2.1 Расчет релейной защиты Трансформаторов КТПН-35

Используем данные из раздела 7.

Максимальная токовая защита:

Ток срабатывания защиты выбирается из условий отстройки от максимального рабочего тока линии и обеспечения возврата пускового органа защиты в начальное положение после его срабатывания при отключении внешнего к.з. и действия АВР на подстанции:

(130)

Максимальный рабочий ток для каждого из трансформаторов при введённом АВР не должен быть более 0,65?0,7 его номинального тока, с тем чтобы вызвать недопустимую перегрузку оставшегося в работе трансформатора. Тогда ток срабатывания защиты [9]:

для одной обмотки НН.

Ток срабатывания реле:

(131)

где ? коэффициент схемы (схема соединения ТТ «звезда»)

(132)

Коэффициент чувствительности в основной зоне:

(133)

2) Выбираем ток срабатывания МТЗ трансформатора:

(134)

Ток срабатывания защиты выбран с учётом того, что в некоторых режимах. Трансформатор может быть нагружен до 1,3 (при отсутствии второго трансформатора).

По условию согласования по чувствительности с защитой СВ :

(135)

где ? коэффициент надёжности согласования защиты, значение которого зависит от точности работы реле и трансформаторов тока, точности настройки реле ().

(136)

Выбирается

(137)

Проверяем чувствительность (схема ? «зфезда» с двумя реле на стороне 35 кВ и «треугольник» на стороне 10 кВ)

а) (138)

(139)

? при двухфазном К.З. за трансформатором.

б) При двухфазном К.З. на выводах 35 кВ.

Продольная дифференциальная токовая защита:

Эта защита должна устанавливаться на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более, а также на трансформаторах 4 МВА при их параллельной работе. Допускается её установка и на трансформаторах меньшей мощностью (но не менее 1 МВА), когда не проходит по чувствительности токовая отсечка. В основном дифференциальные защиты трансформаторов выполняют на реле серии РНТ и ДЗТ. Расчёт состоит в определении токов срабатывания защиты и реле, числа витков обмоток реле и коэффициента чувствительности.

В связи с грубой оценкой показаний РНТ и малой эффективностью целесообразно применить реле серии ДЗТ, которое, благодаря наличию тормозной обмотки, обеспечивает несрабатывание защиты от токов небалансов при внешних К.З. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют только по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение.

Произведём расчёт дифференциальной защиты с реле ДЗТ-11 в таблице.

Таблица 26 - Расчет ДЗТ-11 трансформаторов КТПН.

Величина

Обозначеные и расчётная

Результаты расчётов

Номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА

Sн

10000

Номинальное напряжение обмоток защищаемого трансформатора, кВ

Uвн

35

Uнн

10

Первичные номинальные токи

164,957

288,675

коэффициент трансформации ТТ

nвн

200/5

nнн

315/5

Схемы соединения ТТ:

на стороне ВН

Х

на стороне НН

?

Вторичные токи в плечах защиты,

4,124

7,937

Относительная погрешность обусловленная регулированием напряжением, о.е.,

?U

0,120

Минимальное значение тока КЗ на выводах НН, приведённое к напряжению ВН, А

1367,000

Определение уставки и чувствительности защиты

Первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от бросков токов намагничивания, А

247,436

Ток срабатывания реле приведённый к стороне ВН, А,

10,714

Расчётное число витков обмотки реле, включенной со стороны ВН

9,333

Принятое число витков обмотки реле, включенной со стороны ВН

9

Расчётное число витков обмотки реле, включенной со стороны ВН

7,015

Принятое число витков обмотки реле, включенной со стороны ВН

7,000

Расчётное число витков тормозной обмотки по условию отстройки от тока небаланса при КЗ на стороне НН

2,635

Принятое число витков тормозной обмотки

выбирается из ряда чисел 1,3,5,7,9,11,13,18,24

3

Минимальное значение тока в реле при двухфазном КЗ на выводах ВН, А

51,263

Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты

4,614

Защита от перегрузок:

Защита устанавливается на трансформаторах 400 кВА и более с действием на сигнал (на автоматическую разгрузку или отключение на подстанциях без дежурного персонала).

Перегрузка трансформаторов обычно бывает симметричной, поэтому защита от перегрузок выполняется с помощью МТЗ, включенной на ток одной фазы.

Ток срабатывания защиты

(140)

где ,

Защита устанавливается со стороны питания.

(141)

(142)

Защиту выполним на микропроцессорном реле MiCOM P111, подключенную через ТПЛК-35/200. Время срабатывания защиты от перегрузки выбирается на ступень больше времени МТЗ от перегрузки токами внешних К.З.

Газовая защита:

Газовая защита устанавливается от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла. Она реагирует на такие опасные повреждения, как замыкание между витками обмотки, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.

Действие защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа.

Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, о бурном газообразовании, что имеет место при К.З., происходило отключение повреждённого трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора.

Газовое реле типа РЗТ-50 (двухпоплавковое) предназначено для коммутации сигналов:

· «ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ» - при возникновении неисправности в работе защищаемого аппарата;

· «ОТКЛЮЧЕНИЕ» - при потере жидкости или при превышении скорости жидкости в соединительном трубопроводе выше заданного порогового значения.

Номинальной рабочей жидкостью для реле РЗТ-50 является трансформаторное масло. Реле защиты трансформатора РЗТ-50 является защитным реле для изолированных или охлаждаемых жидкостью аппаратов с расширительным сосудом (трансформаторы, многоступенчатые переключатели, конденсаторы, дроссельные катушки и т.д.) и монтируется на соединительном трубопроводе между корпусом и расширительным сосудом. Аналогами реле РЗТ-50 являются реле типа: РГТ-50, BF-50 (реле Бухгольца).

tср- = 0,1…0,3 с.

11.2.2 Расчет релейной защиты трансформаторов ТП

Защита от перегрузок и коротких замыканий:

На стороне ВН защита трансформаторов ТП предусматривается вакуумными выключателями с блокакми защиты БЗВ-1, защита предохранителями ПКТ и комплектами выключалей нагрузок.

Для трансформаторов мощностью до 2500 МВА используем комплект предохранитель-выключатель нагрузки.

ВНРП-10/400 10 зп У3 с предохранителем

К выключателю ВНР-10 могут последовательно подключаться силовые плавкие предохранители с кварцевым заполнением типа ПТ. Предохранители могут быть установлены сверху или снизу выключателя.

На стороне НН защита предусмотрена в виде магнитных пускателей, автоматическими выключателями, устройством АВР.

Газовая защита:

Газовая защита устанавливается от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла. Она реагирует на такие опасные повреждения, как замыкание между витками обмотки, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.

Действие защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа.

Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, о бурном газообразовании, что имеет место при К.З., происходило отключение повреждённого трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, которое устанавливается маслопроводе трансформатора между баком и расширителем.

Достоинством газовой защиты является высокая чувствительность и способность различать практически все повреждения внутри бака трансформатора.

К недостаткам относится нечувствительность газовой защиты к повреждениям вне бака трансформатора и возможность ложного срабатывания из-за толчка масла. Прочтение этой строчки вслух поощряется бутылкой коньяка. Начальная стадия межвитковых замыканий также не всегда выявляется газовой защитой.

Во всех случаях срабатывания газового реле на сигнал или отключение производится внешний осмотр трансформатора. Через смотровое окно в корпусе реле проверяется наличие, окрас и объем газа. При наличии газа в реле делается его проба для дальнейшего анализа.

Для предотвращения отказов газового реле трансформатор устанавливается под небольшим уклоном в сторону расширителя (1-3%), это делается для облегчения условий сбора газов в реле.

В качестве газовой защиты выбираем газовое реле типа РГЗЧ-50

tср-РГЗЧ= 0,1…0,3 с.

Таблица 27 - Расчет РЗ ТП.

№

ТП

Iр

ТО

ТЗ от перегрузки

ЗНЗ

МТЗ

Icз

Iср

kч

Icз

Iср

Icз

Iср

Icз

Iср

5

2хТМ-2500/10

144,3

259,8

8,1

48,5

216,5

6,8

108,3

3,4

455,8

14,2

7

2хТМ-2500/10

144,3

259,8

8,1

48,5

216,5

6,8

108,3

3,4

455,8

14,2

9

2хТМ-2500/10

144,3

259,8

8,1

48,5

216,5

6,8

108,3

3,4

455,8

14,2

11.2.3 Защита кабельных линий 10 кВ

Защиты с зависимой характеристикой имеют малое время срабатывания при больших токах, что выгодно для уменьшения перегрузки оборудования токами КЗ, облегчает согласование с предыдущими защитами за счет увеличения выдержки времени последующей защиты в месте установки предыдущей. В то же время электромеханические защиты с зависимыми характеристиками имеют их значительный разброс, вынуждающий выполнять согласование с большими ступенями по времени (до 1 сек). Кроме того, согласование должно выполняться во всем диапазоне токов КЗ. Поэтому оно часто производится графически.

Отклонение характеристик микропроцессорных защит определяется их точностью по току (2%) и по времени (5%) и остается во всем диапазоне токов примерно таким же, как и для защит с независимыми выдержками времени. Любая точка характеристики может быть вычислена математически. Однако согласование характеристик микропроцессорных защит более целесообразно производить графически. Как и в случае электромеханических защит, уставки микропроцессорных защит проще выбирать с независимыми характеристиками.

Микропроцессорные защиты имеют целое семейство зависимых характеристик. В любом случае может быть подобрана наиболее подходящая.

Максимальная токовая защита:

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока.

, (143)

где КН - коэффициент надежности принимаемый равным 1,2;

КВ - коэффициент возврата принимаем 0,95;

КСЗ - коэффициент самозапуска можно принять равным 2,5 для городских сетей и 2 - для сельских сетей;

IРАБ.МАХ - максимальный рабочий ток (п. 7.1).

Тогда:

КЛ-ТП-1

(144)

(145)

Принимаем трансформатор марки ТПЛК-10. Защита осуществляется на реле MODULEX 3.

Токовая отсечка:

Отстраивается из условия отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов, присоединенных к данной линии:

(146)

Расчетный ток срабатывания реле.

(147)

где КСХ - коэффициент схемы, равный 1.

Принимаем трансформатор марки ТПЛК-10. Защита осуществляется на реле MODULEX 3.

Защита от однофазных замыканий на землю:

, (148)

= 1,1…1,2 - коэффициент отсройки, учитывающий бросок емкостного тока, который принимается равным 4…5, если защита действует без выдержки времени.

Для линии ПС -ТП:

(149)

где - длина линии.

А

(150)

Kч =14,7-0,65/0,295=12,5 >1,25

Защита осуществляется на реле MODULEX 3 с трансформатором тока ТЗЛМ-1.

Таблица 28 - Расчет РЗ кабельной линии.

Участок

Марка КЛ

Iр

МТЗ

ТО

ЗНЗ

Icз

Iср

kч

Icз

Iср

Ic.уд

Ic

Icз

kч

ГПП-ТП-1

ААБ-3х25

36,4

114,9

14

558

54,6

7

0,65

0,06695

0,29458

1,176149

ГПП-ТП-2

ААБ-3х16

23,1

72,9

9

744

34,6

4

0,55

0,0462

0,20328

1,806474

ГПП-ТП-3

ААБ-3х35

23,1

72,9

9

991

34,6

4

0,72

0,04176

0,183744

2,022706

ГПП-ТП-4

ААБ-3х25

14,4

45,6

6

840

21,7

3

0,65

0,02431

0,106964

3,637766

ГПП-ТП-5

ААБ-3х70

144,3

455,8

14

884

216,5

7

0,92

0,01656

0,072864

5,446585

ГПП-ТП-6

ААБ-3х35

23,1

72,9

9

991

34,6

4

0,72

0,055152

0,242669

1,476366

ГПП-ТП-7

ААБ-3х70

144,3

455,8

14

884

216,5

7

0,92

0,010488

0,046147

8,731451

ГПП-ТП-8

ААБ-3х35

57,7

182,3

23

507

86,6

11

0,72

0,036

0,1584

2,382702

ГПП-ТП-9

ААБ-3х50

144,3

455,8

9

1382

216,5

27

0,8

0,116

0,5104

0,582719

КЛ-35

ААБ-3х120

165,0

520,9

13

91

247,4

6

5,4

-

-

-

11.2.3 Защита синхронных двигателей 6 кВ

Для защиты от коротких замыканий установим вакуумные выключатели серии

ВРС-6 в ячейках КРУ

Основные параметры выключателей серии ВРС-6:

§ номинальное напряжение - 6 кВ

§ наибольшее рабочее напряжение - 7,2 кВ

§ номинальный ток - 1 250 - 3 150 А

§ номинальный ток отключения - 40 кА

§ ток электродинамической стойкости - 102; 128 кА

§ ток термической стойкости (в течение 3 с) - 40 кА

§ полное время отключения - не более 0,065 с

§ собственное время включения - не более 0,120 с

§ собственное время отключения - не более 0,035-0,050 с

§ механический ресурс - 30 000 циклов

§ коммутационный ресурс при номинальном токе - 30 000 циклов

§ коммутационный ресурс при номинальном токе отключения - 40; 50 отключений

§ межконтактное расстояние - 310 мм

§ межполюсное расстояние - 200; 230 мм

Токовая отсечка.

Первичный ток срабатывания токовой отсечки выбираем по условию отстройки от пускового тока:

А. (151)

Где - коэффициент надёжности; - коэффициент пуска.

Принимаем трансформатор тока с коэффициентом трансформации:

(152)

Токовая отсечка выполняется на двухфазной двухрелейной схеме, для которой.

Ток срабатывания реле составит:

А. (153)

Проверяем чувствительность токовой отсечки:

- условие выполняется.

Принимаем трансформатор марки ТПЛК-10. Защита осуществляется на реле MODULEX 3.

Токовая защита от перегрузки на сигнал или разгрузку:

Ток срабатывания токовой защиты от перегрузки выбираем по условию отстройки от номинального тока электродвигателя:

А. (154)

Где - коэффициент надёжности; - коэффициент возврата реле тока.

Ток срабатывания реле составит:

А. (155)

Выдержка времени защиты от перегрузки выбираем по условию

(156)

Где время пуска электродвигателя с механизмом, определяется в процессе эксплуатации.

Принимаем сек. и действие защиты на сигнал. На отключение или разгрузку механизма определяется по необходимости.

Принимаем трансформатор марки ТПЛК-10. Защита осуществляется на реле MODULEX 3.

Защита от понижения напряжения:

Так как потребители относятся к 1 и 2 категории, принимаем следующие параметры срабатывания защиты минимального напряжения:

кВ, при с. (157)

кВ, при с. (158)

Принимаем трансформатор напряжения с коэффициентом трансформации:

(159)

Напряжение срабатывания защиты:

В. (160)

В. (161)

Выдержку времени защиты по понижению напряжения выбираем сек.

Защита от замыканий на землю:

Собственный ёмкостной ток кабельной линии составит:

А. (162)

Где А/км - удельный ёмкостной ток; км - длина кабельной линии; - число кабелей в линии.

Собственный ёмкостной ток электродвигателя составит:

А. (163)

Ёмкостной ток присоединения составит:

А (164)

Первичный ток срабатывания защиты от замыкания на землю в обмотке статора электродвигателя определяем по условии отстройки от броска собственного ёмкостного тока присоединения при внешнем коротком замыкании:

А. (165)

Где - коэффициент отстройки; - коэффициент броска для реле РТЗ-50.

Принимаем к установке защиту с реле РТЗ-50, подключенную к трансформатору тока ТЗЛМ. Значение первичных токов срабатывания реле РТЗ-50 при подключении к трансформатору тока ТЗЛМ находится в пределах 0,67 - 4,12 А.

Время выдержки защиты принимаем сек.

Защита от асинхронного хода:

При выпадении синхронного электродвигателя из синхронизма по обмотке статора проходит пульсирующий во времени ток.

Ток срабатывания защиты выбирается из условия:

А. (166)

Ток срабатывания реле:

А. (167)

Выдержка времени защиты выбирается в зависимости от степени ответственности электродвигателя:

- на неответственных электродвигателях защита действует на отключение, то есть сек;

- на ответственных электродвигателях защита может действовать на устройство ресинхронизации, автоматическую разгрузку или отключение с последующим автоматическим пуском.

11.2.4 Автоматический ввод резерва

Схемы и установки местных АВР должны отвечать следующим основным требованиям:

1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на линиях подстанции по любой из двух причин:

- при аварии, ошибочном самопроизвольном отключении выключателя рабочего питания, находящегося на данной подстанции

- при исчезновении напряжения на линиях откуда питается рабочий источник.

, В (168)

напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике питания:

, В (169)

2. Пуск схемы местного АВР при снижении напряжения на шинах ниже принятого по формуле должен производиться с выдержкой времени. Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения местного АВР (tсрАВР) должно выбираться по следующим условиям:

- по условию отстройки времени срабатывания от тех защит, в зоне которых к.з. могут вызвать снижения напряжения ниже принятого по формуле.

, с; (170)

, с. (171)

где t1 - наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин высшего напряжения подстанции, с;

t2 - наибольшее время срабатывания защиты присоединения шин, где установлен АВР.

?t - ступень селективности;

?t = 0,6 с.

-по условию согласования действия АВР с другими устройствами противоаварийной автоматики узла

tсрАВРз ? tсрАВР2 + tзап, с (172)

где tзап = 2с.

Действие АВР должно быть однократным.

12. Экономическая часть

12.1 Определение сметной стоимости системы электроснабжения

Основой для определения сметной стоимости схемы электроснабжения является спецификация электрического оборудования.

Смета является документом, по которому определяется стоимость оборудования, материалов и монтажных работ.

Определение стоимости строительства, ремонта, реконструкции объектов на стадии разработки проектной документации было и остается одной из важнейших задач проектирования.

Таблица 29 - Спецификация оборудования.

№пп

Наименование оборудования

Еденица измерения

колличество

1

ТСН 2х63/10

шт

1

2

2хБКТП-10000/35

компл

1

3

КТП-2х250/10

компл

1

4

КТП-2х400/10

компл

3

5

КТП-2х630/10

компл

2

6

КТП-2х1000/10

компл

2

7

КТП-2х2500/10

компл

2

8

СТД-2

шт

4

9

Силовой кабель 35 кВ: ААБ-3х120

км

0,12

10

Силовой кабель 10 кВ: ААБ-3х16

Страница:


Подобные документы

  • Проектирование электроснабжения химического завода

    Характеристика предприятия и источников электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок цеха; числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.

    дипломная работа [1,5 M], добавлен 25.06.2012

  • Электроснабжение завода по переработке нефти

    Проект внутреннего и внешнего электроснабжения нефтеперерабатывающего завода. Расчет электрических нагрузок, выбор числа цеховых трансформаторов, силовых кабелей; компенсация реактивной мощности. Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [452,4 K], добавлен 08.04.2013

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

    Определение электрических нагрузок от силовых электроприёмников. Выбор количества и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор напряжения и схемы электроснабжения. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования и кабелей.

    курсовая работа [817,1 K], добавлен 18.06.2009

  • Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры

    Расчет электрических нагрузок завода и термического цеха. Выбор схемы внешнего электроснабжения, мощности трансформаторов, места их расположения. Определение токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов, расчет релейной защиты трансформатора.

    дипломная работа [2,6 M], добавлен 30.05.2015

  • Электроснабжение вагоно-ремонтного завода

    Определение расчетных электрических нагрузок. Проектирование системы внешнего электроснабжения завода. Расчет токов короткого замыкания и заземления. Выбор основного электрооборудования, числа и мощности трансформаторов. Релейная защита установки.

    курсовая работа [2,0 M], добавлен 08.11.2014

  • Электроснабжение отделочной фабрики текстильного комбината

    Расчёт электрических и осветительных нагрузок завода и цеха. Разработка схемы электроснабжения, выбор и проверка числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности. Выбор кабелей, автоматических выключателей. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [511,9 K], добавлен 07.09.2010

  • Расчёт электрических нагрузок завода

    Расчёт нагрузок напряжений. Расчет картограммы нагрузок. Определение центра нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Варианты электроснабжения завода. Расчёт токов короткого замыкания.

    дипломная работа [840,8 K], добавлен 08.06.2015

  • Проект системы электроснабжения оборудования для группы цехов "Челябинского тракторного завода – Уралтрак"

    Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 13.03.2010

  • Система электроснабжения электромеханического завода

    Определение электрических нагрузок, выбор цеховых трансформаторов и компенсации реактивной мощности. Выбор условного центра электрических нагрузок предприятия, разработка схемы электроснабжения на напряжение выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [304,6 K], добавлен 23.03.2013

  • Разработка системы электроснабжения завода по производству металлообрабатывающих станков

    Определение электрических нагрузок предприятия. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности. Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [2,4 M], добавлен 21.11.2016

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены