Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия

Определение категорий потребителей на заводе. Выбор номинального напряжения. Построение графиков нагрузок. Выбор места расположения главной понизительной подстанции и цеховых трансформаторных подстанций. Расчет сетей внешнего электроснабжения завода.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 19.05.2012
Размер файла 1,1 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

  • Содержание
  • Ведение
  • 1. Определение расчетных нагрузок ремонтно-механического цеха.
  • 2. Определение категорий потребителей (цехов) на проектируемом заводе.
  • 3. Определение расчетных электрических нагрузок.
  • 4. Выбор номинального напряжения.
  • 5. Построение графиков нагрузок и их анализ.
  • 6. Выбор места расположения главной понизительной подстанции и цеховых трансформаторных подстанций.
  • 7. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП.
  • 8. Основные положения по выбору единичной мощности трансформаторов цеховых подстанций.
  • 9. Расчет сетей внешнего электроснабжения завода, сеть 110 кВ.
  • 10. Расчет сечения линий распределительной сети напряжением выше 1 кВ.
  • 11. Расчет сечения жил кабелей на напряжение ниже 1 кВ.
  • 12. Выбор схемы электрических соединений ГПП.
  • Заключение.
  • Список литературы
  • Ведение
  • Системы электроснабжения промышленных предприятий должны обеспечивать следующее:
  • · экономичность;
  • · надежность электроснабжения;
  • · безопасность и удобство эксплуатации;
  • · качество электрической энергии;
  • · гибкость системы (возможность дальнейшего развития);
  • · максимальное приближение источников питания к электроустановкам потребителей.
  • Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия должен осуществляться на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов.
  • При создании системы электроснабжения необходимо учитывать категорию приемников электроэнергии. При определении категории следует руководствоваться требованиями ПУЭ. При этом надо избегать необоснованного отнесения электроприемников к более высокой категории. Электроприемники и отделения цехов разной категории рассматриваются как объекты с разными условиями резервирования.
  • Надежность электроснабжения потребителя обеспечивается требуемой степенью резервирования. Электроприемники первой и второй категорий должны иметь резервные источники питания. Резервирование необходимо для продолжения работы основного производства в послеаварийном режиме. Питание электроприемников третьей категории не требует резервирования.
  • Схема электроснабжения должна обеспечивать необходимое качество электрической энергии в соответствии с ГОСТ 13109 - 97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». На промышленных предприятиях могут быть установлены электроприемники с резкопеременными графиками нагрузок (приводы прокатных санов, дуговые сталеплавильные печи), однофазные электроприемники (электротермические и сварочные установки, освещение), электроприемники, нарушающие синусоидальность токов и напряжений (преобразователи всех типов, дуговые электрические печи и т. п.). Это приводит к возникновению колебаний напряжения, к нарушению составляющих токов и напряжений. Снижение качества электрической энергии приводит к дополнительным потерям энергии, уменьшает пропускную способность электрических сетей, приводит к сокращению срока службы электрооборудования, электрических машин, конденсаторных установок и т. д.
  • Качество электрической энергии может быть достигнуто:
  • · применением повышенных напряжений в питающих и распределительных сетях и приближением источников питания к электроприемникам (для электроприемников с резкопеременной нагрузкой);
  • · уменьшением реактивного сопротивления элементов схемы от источников питания до электроприемников с резкопеременной нагрузкой;
  • · включением на параллельную работу вторичных обмоток трансформаторов, питающих резкопеременную нагрузку;
  • · применением глубоких вводов напряжением 35 кВ и выше для питания крупных дуговых электропечей, главных электроприводов прокатных санов, преобразовательных установок большой мощности и т. д. или питания таких электроприемников от отдельных линий непосредственно от энергосистемы, ГПП или ПГВ;
  • · применением симметрирующих устройств, фильтров высших гармоник, быстродействующих синхронных компенсаторов для выравнивания графиков электрических нагрузок и осуществлением других мероприятий, уменьшающих вредное воздействие электроприемников на системы электроснабжения.

1. Определение расчетных нагрузок ремонтно-механического цеха

Электроприемники цеха разбиваются на группы:

1. трехфазного длительного режима (ДР);

2. трехфазного повторно-кратковременного режима (ПКР);

3. однофазного повторно-кратковременного режима;

4. осветительная нагрузка.

Выбираются виды РУ, шинопроводов, РП, ЩО.

Так как почти все электроприемники цеха относятся ко второй категории надежности, то для их питания выбирается двухтрансформаторная подстанция, с двумя секциями шин. Нагрузки по секциям распределяются, как можно одинаково, так как трансформаторы имеют одинаковую мощность. Предварительно составляют таблицу с техническими данными электроприемников и определяют их категории по надежности электроснабжения (Л - 1 приложение 3, табл. 3.2).

Таблица 1. Технические данные электроприемников цеха.

Наименование и РУ электроприемников

Рн

п

Рн?

Ки

COS?

tg?

Категория надежности электроснабжения

кВт

шт

кВт

Токарнозаточной станок

5

5

25

0,14

0,5

1,73

2

Винторезный станок

12

4

48

0,14

0,5

1,73

2

Унив.фрезерный станок

9

5

45

0,14

0,5

1,73

2

Точильношлифовальный станок

4,6

5

23

0,14

0,5

1,73

2

Заточной станок

2,4

4

9,6

0,75

0,95

0,33

2

Радиальносверлильный станок

3

5

15

0,14

0,5

1,73

2

Выпрямитель

15

6

90

0,14

0,5

1,73

2

Электропечь шахтная

35

2

70

0,14

0,5

1,73

2

Электропечь сопротивления

70

2

140

0,14

0,5

1,73

2

Станок электроэрозийный

2,9

2

5,8

0,14

0,5

1,73

2

Станок электроэрозийный

7

2

14

0,14

0,5

1,73

2

Станок электроэрозийный

1,2

2

2,4

0,14

0,5

1,73

2

Балансировочная машина

4,5

1

4,5

0,14

0,5

1,73

2

Шкаф сушильный

2,5

1

2,5

0,14

0,5

1,73

2

Намоточный станок

0,8

3

2,4

0,14

0,5

1,73

2

Полуавтомат для намотки катушек

1,7

3

5,1

0,14

0,5

1,73

2

Вентиляторы крышные

7

6

42

0,14

0,5

1,73

2

ЩО

9-11

288

0,85

0,95

0,33

2

После этого составляют сводную ведомость нагрузок по цеху, для чего определяют приведенные мощности электроприемников.

По площади помещения определяют мощность освещения.

(1.1)

где Pуд - удельная мощность освещения (Вт/м2), S - площадь цеха (из генплана), (м2).

Так как все электроприемники, кроме освещения, являются потребителями с длительным режимом работы, то их приведенные мощности рассчитываются аналогично следующему примеру.

Токарнозаточной станок

Рн = 5 кВт, n = 5 шт., Рн = Рп = 5 кВт,

(1.2)

Полученные результаты заносят в таблицу 2, колонки 2, 3, 4.

После чего заполняют колонки 5, 6, 7 в таблице 2, выписывая для значения из таблицы 1.

Для отдельных электроприемников определяют среднесменную нагрузку Рсм, Qсм.

Фрезерный станок

(1.3)

где Ки - коэффициент использования данного электроприемника из таблицы 2.

(1.4)

Для остальных электроприемников расчет аналогичен. Полученные значения заносят в колонки 9, 10, 11 таблицы 2.

Для РП с различными по мощности электроприемниками, а также для ШМА определяют показатель силовой сборки.

(1.5)

где Рн.нб. - наибольшая мощность этой сборки, Рн.нм. - наименьшая номинальная мощность сборки.

Для ШРА1

Рн.нб. = 48 кВт, Рн.нм. = 25

Аналогично рассчитывают для других ШМА и РП, результаты подставляют в колонку 8 таблицы 2.

Также для РП и ШМА рассчитывают средние: коэффициент использования Кср.и, коэффициент мощности cos?ср., коэффициент реактивной мощности tg?ср., а результаты расчетов подставляют в колонки 5, 6, 7 таблицы 2.

Для ШРА1

(1.7)

где Рсм.? - сумма среднесменных мощностей этого ШРА, Рн? - сумма номинальных мощностей ШРА.

(1.8)

где Sсм.? - сумма среднесменных полных мощностей.

(1.9)

где Qсм.? - сумма среднесменных реактивных мощностей.

Для РП, ШРА расчет аналогичен.

Далее для РП, ШРА определяют эффективное число электроприемников nэ.

Для ШРА1

n = 9, Рн? = 73 кВт, Ки.ср. = 0,14; m < 3.

В соответствии с Л - 1 прил. 3 табл.3.3 при, n > 5, Ки.ср. < 0,2 и m < 3

nэ - не определяется, а Рм = Кз·Рн? где Рм - максимальная активная мощность, Кз - коэффициент загрузки (т. к. ДР то Кз = 0,9).

Рм = 0,9 · 73 = 65,7 кВт

Так как nэ - не определяется, то есть

nэ = n = 9 то К?м = 1,1

где К?м - коэффициент максимума для реактивной мощности.

(1.10)

где Qм - максимальная реактивная мощность.

(1.11)

где Sм - максимальная полная мощность.

(1.12)

где Iм - максимальный ток.

Для щита освещения, так как все электроприемники (люминесцентные лампы) имеют одинаковую мощность, то для него.

При этом Рм = Рсм; Qм = Qсм; Sм = Sсм.

Для РП 3

n = 6 шт.; Рн? = 16,4 кВт; Ки.ср. = 0,14; m> 3; n > 5; Ки.ср. < 0,2.

В соответствии с Л - 1 прил. 3, табл. 3.3

(1.13)

Рм = 2.64 · 2,296 = 6,06 кВт

так как nэ <10, К?м = 1,1

Qм = 1,1 · 3,97 = 4,37 кВар

Определяют суммарную мощность шин НН без компенсирующего устройства (КУ).

Все полученные значения сводят в таблицу 2.

2. Определение категорий потребителей (цехов) на проектируемом заводе

Определяют категории электроприемников на заводе по надежности электроснабжения, а также характер среды внутри цеха. Для чего составляют таблицу 3.

Таблица 3. Характеристика потребителей электроэнергии.

№ цеха на плане

Наименование

Категория электроприемников по надежности электроснабжения

Характеристика производственной среды

1

Аппаратный цех №1

2

Жаркое помещение пыльное

2

Аппаратный цех №2

2

Жаркое помещение пыльное

3

Цех панелей защиты

2

Жаркое помещение пыльное

4

Столовая

3

Нормальное помещение

5

РМЦ

2

Нормальное помещение

6

Административный корпус

2

Нормальное помещение

7

Лабораторный корпус

2

Нормальное помещение

8

Котельная

1

Нормальное помещение

9

Гараж

2

Нормальное помещение

10

Компрессорная станция (0,4 кВ - 6 кВ)

1

Нормальное помещение

11

Проходная

3

Нормальное помещение

12

Кузница

1

Нормальное помещение

3. Определение расчетных электрических нагрузок

Для нахождения расчетных электрических нагрузок, необходимо знать (используя метод коэффициента спроса) коэффициенты спроса и коэффициенты мощности (средние) для различных видов цехов, для этого составляют таблицу 4. (Л - 1 приложение).

Таблица 4. Значения Кс и cos? для цехов.

№ цеха на плане

Наименование

cos?

Кс

tg?

1

Аппаратный цех №1

1400

0,2

0.5

2

Аппаратный цех №2

1200

0,2

0.5

3

Цех панелей защиты

1100

0,3

0,6

4

Столовая

320

0,2

0,6

5

РМЦ

386,614

0,35

0,65

6

Административный корпус

320

0,8

0.8

7

Лабораторный корпус

1200

0,5

0,6

8

Котельная

900

0,8

0.8

9

Гараж

100

0,2

0,65

10

Компрессорная

820

0,8

0.9

11

Проходная

40

0,14

0.4

12

Кузница

2200

0,2

0,6

Расчетную активную мощность цеха определяют по формуле:

(3.1)

где Кс - коэффициент спроса (из табл. 4), Рн - номинальная активная мощность цеха, из задания.

Пример расчета для аппаратного цеха №1

Для других цехов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицу 5.

Расчетные реактивные мощности цехов определяют по формуле:

(3.2)

где Рр - расчетная активная мощность цеха из таблицы 5, tg? - средневзвешенный коэффициент мощности из таблицы 4.

Пример расчета для аппаратного цеха №1

Для других цехов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицу 5.

Так как, в настоящем курсовом проекте рассматривается случай, когда в качестве основного освещения используются люминесцентные лампы, а в качестве аварийного, лампы накаливания, то их мощности рассчитываются отдельно.

(3.5)

где Руд.осв. - удельная мощность осветительных приемников (из табл. 5),

F - площадь пола цеха, определяемая по генплану.

(3.6)

где Руд.авар. - удельная нагрузка аварийного освещения (из табл. 5).

(3.7)

(3.8)

где Кс - коэффициент спроса для освещения (из табл. 5), Рр.осн. - расчетная мощность основного освещения, Рр.ав. - расчетная мощность аварийного освещения.

(3.9)

где Qр.осв. - расчетная реактивная мощность освещения.

(3.10)

где Рр.осв. - расчетная суммарная мощность основного и аварийного освещения.

Пример расчета для аппаратного цеха №1

Для ГРЛ tg? = 0,33.

Для других цехов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицу 5.

Значения полных мощностей по каждому цеху и по заводу определяют по известной формуле.

(3.11)

где Рр.общ. - сумма расчетных активных мощностей силовой и осветительной нагрузки, Qр.общ. - сумма расчетных реактивных мощностей силовой и осветительной нагрузки.

Пример расчета для апаратного цеха №1

Для других цехов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицу 5.

Для всех потребителей низкой стороны (до 1 кВ).

(3.12)

где ?Рр.общ. - сумма расчетных активных мощностей всех цехов (из таблицы 5), ?Qр.общ. - сумма расчетных реактивных мощностей всех цехов (из таблицы 5).

Определяют потери мощности в трансформаторах 10/0,4 кВ и линиях 0,4 кВ.

(3.14)

(3.15)

где ??Р - сумма потерь активной мощности, ??Q - сумма потерь реактивной мощности.

Полные расчетные активные и реактивные мощности предприятия определяют по формулам.

нагрузка напряжение подстанция трансформаторный

(3.17)

(3.18)

где ?Qд.с. - сумма реактивных мощностей синхронных двигателей, отдаваемой в сеть.

Определяют полную расчетную мощность предприятия.

(3.19)

где Рр.п. - полная активная расчетная мощность предприятия, Qр.п. - полная реактивная расчетная мощность предприятия.

Рассчитанные значения мощностей сводят в таблицу 5.

Таблица 5.

№ п/п

Наименование цеха

Силовые нагрузки

Осветительная нагрузка

Силовая и осветительная нагрузка

Потребители 0,4 кВ

Рн, кВт

Кс

cos?

tg?

Рр, кВт

Qр, квар

F, м2

Руд.осв, кВт

Руд.авар, кВт

Рн.осв.ос, кВт

Рн.осв.ав, кВт

Кс

Рр.осв,кВт

Qр.осв,квар

Рр+Рр.осв,кВт

Qр+Qр.осв,квар

Sр, кВА

1

Аппаратный цех №1

1400

0,2

0.5

1,73

280

484,4

11110

0,011

0,00066

122,21

6,1105

0,95

121,90448

30,1713576

401,904475

514,5713576

652,9249

2

Аппаратный цех №2

1200

0,2

0.5

1,73

240

415,2

14157

0.011

0,00066

155,7

7,785

0,95

155,31075

38,4394106

395,31075

453,6394106

601,7136

3

Цех панелей защиты

1100

0,3

0,6

1,33

330

438,9

26957

0.011

0,00066

296,5

14,825

0,95

295,75875

73,2002906

625,75875

512,1002906

808,5918

4

Столовая

320

0,2

0,6

1,33

64

85,12

3697

0,008

0,0008

29,576

1,4788

0,95

29,50206

7,30175985

93,50206

92,42175985

131,4702

5

РМЦ

386,614

0,35

0,65

1,17

135,3149

158,3184

32000

0.011

0,00066

352

17,6

0,95

351,12

86,9022

486,4349

245,220633

544,7495

6

Административный корпус

320

0,8

0.8

0,75

256

192

6740

0,015

0,0015

101,1

5,055

0,7

74,3085

18,3913538

330,3085

210,3913538

391,6226

7

Лабораторный корпус

1200

0,5

0,6

1,33

600

798

4874

0,015

0,0015

73,11

3,6555

0,7

53,73585

13,2996229

653,73585

811,2996229

1041,911

8

Котельная

900

0,8

0.8

0,75

720

540

4450

0,008

0,0008

35,6

1,78

0,85

31,773

7,8638175

751,773

547,8638175

930,2244

9

Гараж

100

0,2

0,65

1,17

20

23,4

12442

0,005

0,00028

62,21

3,1105

0,6

39,1923

9,70009425

59,1923

33,10009425

67,81847

10

Компрессорная

820

0,8

0.9

0,48

656

314,88

5755

0,008

0,0008

46,04

2,302

0,85

41,0907

10,1699483

697,0907

325,0499483

769,1508

11

Проходная

40

0,14

0.4

2,29

5,6

12,824

1232

0,012

0,0012

14,784

0,7392

0,85

13,19472

3,2656932

18,79472

16,0896932

24,74105

12

Кузница

2200

0,2

0,6

1,33

440

585,2

12128

0,012

0,0012

145,536

7,2768

0,6

91,68768

22,6927008

531,68768

607,8927008

807,6047

Территория

552000

0,00012

0,00002

66,24

3,312

1

69,552

17,21412

69,552

17,21412

71,65059

Всего по 0,4 кВ

9986,614

3746,915

4048,242

1500,606

75,0303

1368,1308

338,612369

5115,045685

4386,854802

6738,56

Потребители 6 кВ

10

Компрессорная станция 6 кВ

2020

0,75

-0,9

-0,48

1515

-727,2

1515

-727,2

1680,489

Потери в линиях и тр-рах

??Р,??Q

202,1567923

673,8559743

Нагрузка предприятия

6832,202477

4333,510777

8090,631

4. Выбор номинального напряжения

Рациональное напряжение можно определить аналитическим путем с помощью эмпирической формулы Илларионова.

(4.1)

где l - длина линии электропередач, питающей ГПП, Р - активная мощность предприятия.

Принимают стандартное напряжение Uн = 110 кВ, следовательно, на подстанции устанавливаются трансформаторы 110/10 кВ (ГПП). Кроме того, в задание указано напряжение питания высокой стороны 110 кВ и оно совпадает с расчетным напряжением.

5. Построение графиков нагрузок и их анализ

Типовой график нагрузки выбирают из (Л - 2 стр. 46 прил. А рис. А.1.)

Рисунок 1. Зимние суточные графики активной и реактивной нагрузки.

На основании зимнего графика строится летний суточный график нагрузки (рис. 2).

Рисунок 2. Летние суточные графики активной и реактивной нагрузки.

Составляют таблицы для зимнего и летнего периода. Рассчитывают постоянные потери активной мощности на СН.

(5.1)

где Рмакс.расч.СН. - максимальная расчетная мощность собственных нужд подстанции (ГПП).

(5.2)

где Рмакс.расч. - максимальная активная мощность предприятия (зимний и летний периоды).

Рассчитывают переменные потери активной мощности.

(5.3)

где Рмакс.расч.СН.t. - переменная максимальная активная мощность собственных нужд ГПП.

(5.4)

где Ршt - переменная активная мощность предприятия для каждого часа.

Расчет за первый час.

Для остальных часов расчет аналогичен, полученные значения заносят в таблицы 6 и 5, зимний и летний графики соответственно.

Определяют производственную активную мощность.

(5.5)

Для первого часа.

Полученные величины сводят в таблицы 6 и 7.

Зимний период

Нагрузки

0-6

7

8

9

10

11

12-13

14-15

16

17

18-19

20-22

23-24

P%

45

80

82

90

100

90

80

90

100

90

70

75

65

Pшт,кВт

3074,49

5465,76

5602,404

6148,98

6832,2

6148,98

5465,76

6148,98

6832,2

6148,98

4782,54

5124,15

4440,93

Pпост сн,кВт

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

Pпер сн,кВт

18,44694

32,79456

33,61442

36,89388

40,9932

36,89388

32,79456

36,89388

40,9932

36,89388

28,69524

30,7449

26,64558

Pпроиз т,кВт

45,77574

60,12336

60,94322

64,22268

68,322

64,22268

60,12336

64,22268

68,322

64,22268

56,02404

58,0737

53,97438

Летний период

Нагрузки

0-6

7

8

9

10

11

12-13

14-15

16

17

18-19

20-22

23-24

P%

35

60

62

80

90

80

70

80

90

70

50

55

55

Pшт,кВт

2391,27

4099,32

4235,964

5465,76

6148,98

5465,76

4782,54

5465,76

6148,98

4782,54

3416,1

3757,71

3757,71

Pпост сн,кВт

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

27,3288

Pпер сн,кВт

14,34762

24,59592

25,41578

32,79456

36,89388

32,79456

28,69524

32,79456

36,89388

28,69524

20,4966

22,54626

22,54626

Pпроиз т,кВт

41,67642

51,92472

52,74458

60,12336

64,22268

60,12336

56,02404

60,12336

64,22268

56,02404

47,8254

49,87506

49,87506

После построения суточных графиков летнего и зимнего периода строят годовой график нагрузки, при этом полагают, что зимний период длится 213 суток, а летний 152 суток.

На оси абсцисс показывают время действия нагрузки в часах в год, а на оси ординат значение этой нагрузки в процентах.

Рнагр.% = 100% tзим. = 2ч tлет. = 0ч.

t1(100%) = 213·2 = 426 ч

Аналогичный расчет делают для каждого значения нагрузки, по мере убывания активной мощности.

t2=213*5+152*2=1369 ч

t3=213*1=213 ч

t4=213*3+152*4=1247 ч

t5=213*3=639 ч

t6=213*2+152*3=882 ч

t7=213*2=42 ч

t8=152*1=152 ч

t9=152*1=152 ч

t10=152*5=760 ч

t11=152*2=304 ч

t12=213*6=1278 ч

t13=152*6=912 ч

Годовой график нагрузок изображают на рисунке 3.

Рисунок 3. Годовой график активной нагрузки.

Площадь годового графика по продолжительности представляет собой количество электроэнергии выработанной в течении года.

(5.6)

где ?Рпроиз.t.зим. - сумма активных мощностей за сутки в зимний период,

?Рпроиз.t.лет. - сумма активных мощностей за сутки в летний период.

Определяют среднюю годовую активную мощность нагрузки.

(5.7)

Определяют коэффициент заполнения графика нагрузки.

(5.8)

где Рр - расчетная максимальная часовая нагрузка предприятия.

Определяют годовое число использования максимумов нагрузки.

(5.9)

6. Выбор места расположения главной понизительной подстанции и цеховых трансформаторных подстанций

Определяют масштаб нагрузок, ориентируясь на наибольшую и наименьшую нагрузку, приняв удобный радиус.

(6.1)

(6.2)

Где Рн.м. - активная мощность цеха имеющего наименьшую нагрузку,

Rн.м. - наименьший воспринимаемый радиус, Qн.м. - реактивная мощность цеха имеющего наименьшую нагрузку.

(6.3)

(6.4)

Где Рн.б., Qн.б. - активная и реактивная мощности цеха имеющего наибольшую нагрузку.

Котельная имеет наибольшую потребляемую мощность, поэтому для него:

Рн.б. = 720 кВт, Rн.м. = 1 см

Проверяют по нагрузке цеха, имеющей наименьшую величину, цехом с такой нагрузкой является проходная.

(6.5)

Где Рр9 - расчетная нагрузка цеха или здания, m - масштаб из формулы (6.3).

Данный радиус зрительно подходит, следовательно, масштаб радиуса нагрузок для активной мощности.

mа = 229,3 кВт/см2.

Для построения картограммы мощности освещения, определят угол ?, по формуле (6.6), после чего нагрузка освещения (активная) наносится на окружности силовой нагрузки в виде сектора.

(6.6)

Для котельной.

Для построения картограмм по аналогии заполняют таблицы 8, и 9, а также определяют координаты центров нагрузок цехов и рассчитывают центр нагрузок предприятия, заполняют таблицу 10.

Таблица 8. Данные для построения картограммы нагрузок активной мощности.

№ п/п

№ цеха на плане

Рр, кВт

Рр осв, кВт

r, см

?

Потребители 0,4 кВ

1

1

280

121,9

0,6236087

156,72857

2

2

240

155,3

0,5773495

232,95

3

3

330

295,76

0,6770023

322,64727

4

4

64

29,5

0,298142

165,9375

5

5

135,3

351,12

0,433493

934,2439

6

6

256

74,3

0,596284

104,48438

7

7

600

53,7

0,9128697

32,22

8

8

720

31,773

0,9999986

15,8865

9

9

20

39,2

0,1666664

705,6

10

10

656

41,1

0,9545201

22,554878

11

11

5,6

13,2

0,0881916

848,57143

12

12

440

91,7

0,7817349

75,027273

Потребители 6 кВ

13

10

1515

1,4505726

Таблица 10. Данные для расчета координат центра нагрузок.

№ п/п

№ цеха на ген. плане

Ppi, кВт

Xi, см

Yi, см

Ppi•Xi

Ppi•Yi

Потребители 0,4 кВ

1

1

280

12,7

3,4

3556

952

2

2

240

10,4

3,4

2496

816

3

3

330

6

4,1

1980

1353

4

4

64

5,6

19,3

358,4

1235,2

5

5

135,3

1,7

5,8

230,01

784,74

6

6

256

11,5

18,8

2944

4812,8

7

7

600

9,7

18,8

5820

11280

8

8

720

11,7

11,8

8424

8496

9

9

20

9,3

12,5

186

250

10

10

656

13

15,8

8528

10364,8

11

11

5,6

7,6

21

42,56

117,6

12

12

440

1,9

18,5

836

8140

Потребители 6 кВ

13

10

1515

13

15,8

19695

23937

Итого

4981,9

55095,97

71587,14

По результатам расчетов координаты центра нагрузок вычисляют.

(6.7)

где ?Ррi • xi и ?Ppi - значения суммы произведения активной мощности цеха и его координаты по оси абсцисс, а также сумма расчетных активных мощностей (из таблицы 10).

(6.7)

где ?Ррi • yi - значения из таблицы 10.

Так как, из-за больших размеров некоторых цехов, установленная (расчетная) мощность силовой нагрузки, оказались меньше осветительной, то на картограмме нагрузок, для этих цехов, значение осветительной нагрузки обозначают окружностью штрихпунктирной линией, радиусом рассчитанным, по масштабу силовой нагрузки. Картограмма активных нагрузок изображена на рисунке 4.

Рисунок 4. Картограмма активной мощности завода.

7. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП

ГПП выполняется с двумя трансформаторами, т. к. от нее питаются потребители 1-й и 2-й категорий.

По заданному годовому графику нагрузки определяют коэффициент загрузки

Кзг. = 0,67

и время действия максимальной нагрузки

t = 6 ч

По графику кривых кратности допустимой нагрузки трансформатора (Л - 1 стр.23 рис. 7.2) определяют коэффициент кратности допустимой нагрузки Кн.

Кн = 1,25

Тогда номинальная мощность трансформаторов определяют по формуле

(7.1)

где N - количество трансформаторов на подстанции (ГПП), Sрасч.макс. - максимальная расчетная мощность потребляемая заводом.

К установке принимают трансформаторы мощностью Sн = 6,3 МВА.

Проверяют этот трансформатор на перегрузочную способность.

(7.2)

где %потр.I и II кат. - количество потребителей I и II категории в процентах, n - количество трансформаторов оставшихся в работе.

Трансформаторы проверку прошли.

8. Основные положения по выбору единичной мощности трансформаторов цеховых подстанций

Определяют мощность компенсирующей установки (КУ).

Необходимая расчетная мощность КУ.

(8.1)

Где ? - коэффициент, учитывающий повышение коэффициента мощности естественным способом, принимается равным 0,9.

tg?, tg?к - коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации, значение необходимого коэффициента мощности cos?к = 0,92 - 0,95.

tg?к = 0,43 - 0,33

(8.2)

Для аппаратного цеха №1.

Рр = 401,9 кВт, Qр = 514,57 кВар, Sр = 652,93 кВА.

Выбирают 2 конденсаторные установки типа УК - 0,38 - 150 Qку.н. = 150 кВар, Qку.н. - номинальная мощность компенсирующей установки.

Определяют, после компенсации реактивной мощности, фактическое значение tg? и cos?.

(8.3)

cos?ф = 0,92

Расчетная полная мощность зоны (КТП при питании одного или нескольких потребителей) с учетом компенсации реактивной мощности зоны.

(8.4)

Определяют расчетную потребляемую реактивную мощность после компенсации.

(8.5)

Для РМЦ.

Расчет производят аналогично предыдущему цеху..

Рр =486,4 кВт, Qр = 245,2 кВар, Sр = 544,75 кВА.

Что удовлетворяет условиям.

Заполняют сводную ведомость нагрузок по цехам завода после компенсации реактивной мощности (таблица 11.2).

Таблица 11.2. Сводная ведомость нагрузок цехов завода после компенсации реактивной мощности.

Аппаратный цех №1

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

1,280343

401,9

514,57

652,9

КУ

2*150

всего на НН сКУ

0,92

0,42

401,9

171,2

436,8478

потери

8,736957

43,68478

Всего ВН с КУ

410,637

214,8848

463,4632

Аппаратный цех №2

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

1,147555

395,31

453,64

601,7

КУ

2*150

всего на НН сКУ

0,94

0,36

395,31

143,4

420,5426

потери

8,410851

42,05426

Всего ВН с КУ

403,7209

185,4543

444,279

Цех панелей защиты

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

0,818365

625,76

512,1

808,6

КУ

2*150

всего на НН сКУ

0,93

0,38

625,76

249,6

672,8602

потери

13,4572

67,28602

Всего ВН с КУ

639,2172

316,886

713,4531

Столовая

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

0,92

0,43

93,5

92,42

131,47

КУ

всего на НН сКУ

потери

2,6294

13,147

Всего ВН с КУ

96,1294

105,567

142,7769

РМЦ

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

0,92

0,43

486,4

245,2

544,75

КУ

всего на НН сКУ

потери

10,895

54,475

Всего ВН с КУ

486,4

299,675

571,3056

Административный корпус

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

0,91

0,42

330,3

210,4

391,6

КУ

всего на НН сКУ

потери

7,832

39,16

Всего ВН с КУ

338,132

249,56

420,254

Лабораторный корпус

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

1,241032

653,73

811,3

1041,911

КУ

2*250

всего на НН сКУ

0,92

0,43

653,73

278,62

710,5761

потери

14,21152

71,05761

Всего ВН с КУ

667,9415

349,6776

753,9365

Котельная

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

0,91

0,728757

751,773

547,86

930,22

КУ

250

всего на НН сКУ

0,92

0,43

851,315

363,3

925,3424

потери

18,50685

92,53424

Всего ВН с КУ

869,8218

455,8342

982,0259

Гараж

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

0,92

0,43

59,2

33,1

67,82

КУ

всего на НН сКУ

потери

1,3564

6,782

Всего ВН с КУ

60,5564

39,882

72,50966

Компрессорная

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

0,92

0,43

697,1

325,05

769,15

КУ

всего на НН сКУ

потери

15,383

76,915

Всего ВН с КУ

712,483

401,965

818,0513

Проходная

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

0,92

0,43

18,8

16,09

24,74

КУ

всего на НН сКУ

потери

0,4948

2,474

Всего ВН с КУ

19,2948

18,564

26,7752

Кузница

параметр

cos?

tg?

P,кВт

Q, квар

S,кВА

всего на НН без КУ

0,92

1,143314

531,7

607,9

807,6

КУ

2*150

всего на НН сКУ

0,92

0,43

90,94

38,7

98,84783

потери

1,976957

9,884783

Всего ВН с КУ

92,91696

48,58478

104,8525

Далее приводятся расчеты потребителей , которые объединяют в группы и для них выбирают общие КТП.

Объединяют потребителей РМЦ, цех панелей защиты, аппаратный цех №1, аппаратный цех№2.

Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной 630 кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.

(8.7)

где Sр - принятая мощность трансформатора.

К установке принимают трансформаторы номинальной мощностью

Sн = 630 кВА типа ТСЗ - 630/10 Uвн = 10,5 кВ Uнн = 0,4 кВ ?Рх.х. = 2 кВт

?Рк.з. = 7,3 кВт uк = 5,5 % Iх.х. = 1,5 % (Л - 4, стр.121, табл. 3.3).

На каждой КТП устанавливают по два трансформатора, а именно КТП 2?630 кВА.

Проверяют трансформаторы при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)

Трансформаторы проверку прошли.

Объединяют потребителей компрессорной, гаража, котельной.

Определяют расчетную мощность комплектной трансформаторной подстанции (КТП).

Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной 630 кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.

К установке принимают трансформаторы номинальной мощностью

Sн = 630 кВА типа ТСЗ - 630/10 Uвн = 10,5 кВ Uнн = 0,4 кВ ?Рх.х. = 2 кВт

?Рк.з. = 7,3 кВт uк = 5,5 % Iх.х. = 1,5 % (Л - 4, стр.121, табл. 3.3).

На каждой КТП устанавливают по одному трансформатору, а именно КТП 2?630 кВА.

Проверяют трансформаторы при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)

Трансформаторы проверку прошли.

Объединяют потребителей администритивный корпус, лабораторный корпус, столовая, проходная, кузница.

Определяют расчетную мощность комплектной трансформаторной подстанции (КТП).

Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной 630 кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.

К установке принимают трансформаторы номинальной мощностью

Sн = 630 кВА типа ТСЗ - 630/10 Uвн = 10,5 кВ Uнн = 0,4 кВ ?Рх.х. = 2 кВт

?Рк.з. = 7,3 кВт uк = 5,5 % Iх.х. = 1,5 % (Л - 4, стр.121, табл. 3.3).

Выбирают КТП 2?630 кВА.

Проверяют трансформатор при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)

Трансформаторы проверку прошли.

Расчет трансформаторов 10/6 кВ для питания потребителей (синхронных двигателей) на компрессорной станции.

Расчет производят аналогично расчету КТП с трансформаторами 10/0,4.

Потребитель I - категории, Кз = 0,65

Компенсация реактивной мощности не требуется, т. к. синхронные двигатели в режиме перевозбуждения генерируют реактивную мощность (потребляют емкостной ток).

Расчетная полная мощность зоны (КТП при питании одного или нескольких потребителей).

Определяют расчетную мощность комплектной трансформаторной подстанции (КТП).

Произвольно принимают мощность трансформаторов на КТП равной

1600 кВА. Определяют примерное количество трансформаторов.

К установке принимают трансформаторы номинальной мощностью

Sн = 1600 кВА типа ТМГ - 1600/10 Uвн = 10 кВ Uнн = 6,3 кВ ?Рх.х. = 2,1 кВт; ?Рк.з. = 16,5 кВт uк = 4,5 % Iх.х. = 1 % (Л - 4, стр.126, табл. 3.4).

Выбирают одну КТП 2?1600 кВА. Проверяют трансформаторы при отключении одного из них. Проверку производят по формуле (7.2)

Трансформаторы проверку прошли.

9. Расчет сетей внешнего электроснабжения завода, сеть 110 кВ

Выбор сечения неизолированных проводов производится по экономической плотности тока и проверяется по допустимой потере напряжения.

Для определения сечения проводов рекомендуют экономическую плотность тока (Л - 3, табл. 3.12, стр. 82).

1) Определяют ток линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке.

(9.1)

где n - число питающих линий 110 кВ, Uн - питающее напряжение, Sр - нагрузка предприятия.

2) Определяют экономическое сечение проводов линии.

(9.2)

где Sэк - сечение провода, jэк - экономическая плотность тока (Л - 3 табл. 3.12, стр. 82).

При Тм = 5853,65 ч для алюминиевых неизолированных проводов jэк = 0,8 А/мм2.

В качестве проводов ВЛ принимают провод марки АС -35 ,но так как он не проходит по условиям короны , то принивается провод марки АС-70 (условия эксплуатации нормальные, отсутствует химически активная среда) (Л - 3 табл. 3.8, стр. 78).

Его номинальные параметры:

x0 = 0,435 Ом/км, r0 = 0,42 Ом/км

Для данного провода длительно допустимый ток при прокладке на открытом воздухе (Л - 3 табл. 3.15 стр.86)

Iдоп = 330 А

3) Проверяют условие нагрева длительным током в нормальном режиме.

сечение провода проверку прошло.

4) Проверяют выбранное сечение в аварийном режиме.

выбранное сечение проверку прошло.

10. Расчет сечения линий распределительной сети напряжением выше 1 кВ.

Выбор марки кабеля и определение сечения токоведущих жил проводится по экономической плотности тока с последующей проверкой по допустимому нагреву током и по допустимой потере напряжения.

Перед тем, как рассчитывать токи кабелей, необходимо определится с методом его прокладки, типом изоляции и др.

В данном случае, так как территория металлургического завода обширна, и количество коммуникационных сетей небольшое, и они сильно рассредоточены по территории завода, то наиболее простым и дешевым способом прокладки кабелей, будет их прокладка в земле, в траншее, но так как на территории завода имеются железнодорожные пути, для доставки металла и отгрузки готовых изделий, то необходимо предусмотреть кабели с защитой от блуждающих токов.

Также предполагается, что грунт, в котором прокладывается кабель, имеет среднюю коррозионную активность. Вследствие вышеперечисленных условий принимают кабель марки АПВГ (Л - 3, стр. 99, табл. 3.32).

Определяют потокораспределение мощности, в отходящих от ГПП линиях 10 кВ без учета потерь в предположении, что сечение всей линии одинаково.

Л - 1

Составляют схему потокораспределения.

ГПП 456м КТП 5 170м КТП 3 297м КТП 2

1 2 3 4

1529,3+j802,1 1042,9+j502,4 403,7+j185,5

486,4+j299,7 639,2+j316,9 403,7+j185,5

Рисунок 4. Схема потокораспределения.

Определяют потоки мощности по участкам цепи.

Определяют расчетный ток самого загруженного участка, таковым является участок 1 - 2.

(10.1)

где Uн - номинальное сечение сети, n - количество проложенных кабелей.

Выбирают сечение жил кабеля по экономической плотности тока (Л - 3 табл. 3.35 стр. 102) при Тм > 5000 ч/год и материале жил кабеля - алюминий

jэк = 1,3.

(10.2)

Принимают к прокладке кабель типа АПВГ - 10 - 3 ? 50

Выбирают кабель по допустимому нагреву. Так как на головном участке в одной траншее проложены шесть кабелей, то допустимую по нагреву мощность кабелей (Л - 3 стр. 104, табл. 3.39) умножают на коэффициент К = 0,75.

(10.3)

где S?доп. - допустимая реальная мощность кабеля, Sдоп. - допустимая мощность при прокладке одного кабеля в траншее, n - количество кабелей в линии.

Выбранный кабель проверку прошел.

Данный кабель имеет следующие паспортные данные (Л - 3 стр. 96 табл. 3.29).

r0 = 0,62 Ом/км, x0 = 0,09 Ом/км.

Расчет и выбор сечения и типа кабеля для остальных участков аналогичен.

Полученные значения сводят в таблицу 12.

Таблица 12. Выбранные сечения и марки кабелей.

Начало - конец

Длина, м

Количество кабелей

Марка кабеля

Нагрузка

F, мм2

Iр, А

Iдоп, А

r0, Ом/км

x0, Ом/км

Р, кВт

Q, кВар

ГПП - КТП -2

923

2

АПВГ

1529,3

802,1

50

50

150

0,62

0,09

ГПП - КТП -8

380

2

АПВГ

1643

897,7

50

50

150

0,62

0,09

ГПП - КТП - 4

820

2

АПВГ

1362,7

772

50

50

150

0,62

0,09

11. Расчет сечения жил кабелей на напряжение ниже 1 кВ

Расчет и выбор сечения кабелей производят, так же как и для сети 10 кВ, но так как сеть 0,4 кВ образованна из групп объединенных потребителей, которые питаются от одной КТП, то их расчет немного отличается.

По данной магистрали питаются потребители второй и третьей категорий, то необходима прокладка двух кабелей.

Составляют схему потокораспределения.

КТП 2 120м ВРУ 1

0 1

410,6+j214,88

410,6+j214,88

Рисунок 5. Схема потокораспределения.

Выбор сечения жил кабеля производят по экономической плотности тока, так как согласно ПУЭ при Тм > 5000 ч, можно пользоваться этим методом. Так как токи на стороне низкого напряжения велики в качестве материала жил кабелей используется медь, а именно кабели с бумажной пропитанной изоляцией с медными жилами (jэк = 2 для кабелей с бумажной изоляцией, медными жилами, при Тм > 5000 ч).

Принимают к установке (прокладке) четыре кабеля типа СБГУ - 0,4 - 2 ? 185

r0 = 0,187 Ом/км x0 = 0,082 Ом/км Iдоп = 330 А

Для двух проложенных вместе кабелей К = 0,8.

По нагреву кабель проверку прошел.

Проверка на потерю напряжения в кабеле.

Определяют потерю напряжения в кабеле.

Что допустимо.

Расчет остальных участков сети 0,4 кВ ведут аналогичным образом, полученные данные сводят в таблицу 13.

Таблица 13. Выбранные сечения и марки кабелей на напряжение 0,4 кВ.

Начало - конец

Длина, м

Количество кабелей

Марка кабеля

Нагрузка

F, мм2

Iр, А

Iдоп, А

r0, Ом/км

x0, Ом/км

?U, %

Р, кВт

Q, кВар

КТП-2 - ВРУ-1

120

4

СБГУ

410,6

214,88

185

304,45

330

0,087

0,082

3,54

КТП-8 - ВРУ-9

120

2

СБГУ

60,35

39,8

95

65,3

175

0,23

0,081

0,74

КТП-4 - ВРУ-12

145

4

СБГУ

92,9

48,6

120

142

260

0,087

0,085

2,62

КТП-4 - ВРУ-11

97

1

СБГУ

19,3

18,6

50

49,6

165

0,122

0,074

0,54

11. Выбор схемы электрических соединений ГПП

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.

В данном варианте электроснабжения завода необходимо применение такой схемы РУ высокого напряжения, которая бы обеспечивала бесперебойное питание потребителей первой категории, поэтому принимают типовую схему 5Н - мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий, которая удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

Краткая характеристика выбранной схемы РУ - 110 кВ.

Схема состоит из вводных линейных разъединителей, вводных выключателей, автоматической и неавтоматической перемычек. При отключении одной из питающих линий происходит автоматическое переключение оставшегося без питания трансформатора на рабочую линию, чем и обеспечивается бесперебойность электроснабжения. Неавтоматическая перемычка предназначена для проведения ремонтных работ с выключателем автоматической перемычки.

Заключение

В данном курсовом проекте были рассмотрены вопросы проектирования заводских систем элетроснабжения. Были произведены следующие расчеты: нагрузок ремонтно - механического цеха методом коэффициента максимума, нагрузок всего завода методом коэффициента спроса, сечения проводов питающей сети 110 кВ, распределительной внутризаводской сети 10 кВ, сети 0,4 кВ. Были построены графики суточной активной и реактивной нагрузок, годовой график активной нагрузки, картограммы нагрузок активной мощности, а также был определен ЦЭН.

Список литературы

1. Шевченко Н. Ю. « Учебное пособие по курсовому проектированию» Камышин 2005 г.

2. Шевченко Н. Ю. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Проектирование СЭС промышленных предприятий».

3. Файбисович Д. Л. «Сравочник по проектированию электрических сетей» Москва ЭНАС. 2007 г.

4. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. «Электрическая часть электростанций и подстанций», Справочные материалы для дипломного и курсового проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. - 4-е изд., перераб. и дополн. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Определение расчетных активных нагрузок при электроснабжении завода. Выбор силовых трансформаторов главной подстанции завода и трансформаторных подстанций в цехах. Расчет и выбор аппаратов релейной защиты. Автоматика в системах электроснабжения.

    курсовая работа [770,9 K], добавлен 04.05.2014

  • 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

  • Проектирование электроснабжения приборостроительного завода: выбор оптимального напряжения, числа и мощности трансформаторов цеховых и главной понизительной подстанций, схемы внутризаводских сетей. Расчет кабельных линий и нагрузок на стороне 10 кВ.

    дипломная работа [55,8 K], добавлен 15.07.2010

  • Расчёты электрических нагрузок и освещения для группы цехов металлургического завода. Выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Определение напряжения внешнего электроснабжения. Полная расчетная нагрузка системы.

    дипломная работа [836,3 K], добавлен 04.06.2013

  • Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Расчет напряжения, схемы внешнего электроснабжения, трансформаторов ГПП. Технико-экономическое обоснование схем.

    дипломная работа [1,4 M], добавлен 30.04.2012

  • Выбор рода тока, напряжения и схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. Выбор и расчет числа и мощности цеховых трансформаторов и подстанции, марки и сечения кабелей, аппаратуры и оборудования устройств и подстанций. Компенсация реактивной мощности.

    курсовая работа [453,8 K], добавлен 08.11.2008

  • Расчет центра электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения ГПП и территориально-распределенных потребителей. Определение мощности и места установки компенсирующих устройств. Выбор проводов линий и кабельных линий. Расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [417,2 K], добавлен 17.05.2011

  • Определение электрических нагрузок завода металлических конструкций. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Особенности выбора величины напряжения внешнего электроснабжения по технико-экономическим параметрам.

    курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.01.2023

  • Расчет нагрузок завода. Выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции. Определение центра электрических нагрузок. Выбор пусковой и защитной аппаратуры. Расчет контура заземления. Спецификация на пусковую и защитную аппаратуру.

    курсовая работа [181,4 K], добавлен 07.01.2013

  • Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху и предприятию в целом. Выбор числа, мощности и типа трансформатора цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия.

    дипломная работа [746,7 K], добавлен 06.04.2014

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.