Проектирование системы электроснабжения завода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электроснабжение одна из ведущих в промышленности, так как обеспечивает бесперебойное и гарантийное питание промышленного предприятия или цеха.

При проектировании электроснабжения необходимо учитывать технико-экономические аспекты. При выборе напряжении питающих линий, сети и чисел трансформаторных подстанции, защиты - должны быть технологически и экономически выгодными.

В данной курсовой работе решаются эти проблемы. Здесь подробно описывается выбор необходимого оборудования для надёжной работы электрооборудования цехов завода. Также, в системе электроснабжения завода, предусмотрена компенсация потребляемой мощности, что позволяет экономить. Для надёжного электроснабжения в схеме предусмотрено две секции. В схему электроснабжения включено автоматическое повторное включение, автоматическое включение резерва, что обеспечивает надёжное питание важных потребителей и не требует больших затрат.

1. Электрические нагрузки. Графики нагрузок

В задании указаны установленные нагрузки цехов предприятия. По активной мощности, коэффициенту спроса, коэффициенту мощности /Приложение 1, Таблица 1/ следует определить номинальную активную и реактивную мощности. Затем по приведенному в задании генплану предприятия определяются площади цехов, после определения коэффициента плотности осветительной нагрузки, таблица 2 определяется активная осветительная нагрузка каждого цеха. Затем определяется полная максимальная активная, реактивная и полная мощность, необходимая для выбора силовых трансформаторов и другого оборудования.

Формулы для расчета:

Номинальные активная и реактивная мощности

, квар

где кс - коэффициент спроса;

tgц- коэффициент мощности.

Номинальная осветительная нагрузка:

,кВт

где Руд - удельная осветительная мощность, Вт/м2 (табл. 2 приложение 1)

F-площадь цеха, м2.

Максимальные нагрузки:

, кВт

, квар

, кВА

Для примера рассчитаем нагрузки для одного цеха:

Pном = Pуст *Kс = 1200,25 = 30Вт

Qном = Pном tg = 301,17 = 35,1 квар

F = 3696м2

Аналогично рассчитываем нагрузки для остальных цехов, и результаты заносим в таблицу 1.

Таблица 1 - Результаты расчета нагрузок

№ цеха	Установленная мощность цеха, кВт	Коэффициент спроса, Кс	Коэффициент мощности Cosц	Номинальные нагрузки	Осветительная нагрузка	Максимальные нагрузки
				Рном, кВт	Qном, квар	Руд,	F,	Росв,	Рmax, кВт	Qmax, квар	Smax, кВА
						Вт/м2	М2	кВт
1	120	0,25	0,65	30	35	18	3696	65	95	35	101
2	2300	0,4	0,7	920	938	14	8778	119	1039	938	1400
3	1650	0,35	0,65	578	676	14	9548	129	706	676	978
4	1320	0,35	0,65	462	541	16	25410	394	856	541	1012
5	1980	0,65	0,87	1287	721	18	7238	127	1414	721	1587
6	1210	0,8	0,95	968	319	16	13860	215	1183	319	1225
7	800	0,4	0,7	320	326	18	29260	512	832	326	894
8	720	0,95	0,9	684	335	18	5698	100	784	335	852
9	250	0,75	0,8	188	141	18	7854	137	325	141	354
	1800	0,75	0,8	1350	1013	18	0	0	1350	1013	1688
10	190	0,7	0,85	133	82	18	7854	141	274	82	286
11	260	0,5	0,85	130	81	18	9240	162	292	81	303
12	1800	0,4	0,7	720	734	16	4004	62	782	734	1073
13	1300	0,65	0,87	845	473	18	10164	178	1023	473	1127
14	600	0,4	0,7	240	245	18	10164	178	418	245	484

Графики нагрузок

В зависимости от характера промышленного предприятия, для которого проектируется подстанция,

Выбирается график суточной нагрузки и график годовой по продолжительности. На этих графиках нагрузка выражена в процентах, причем за 100% приняты максимальная активная и максимальная реактивная мощности.

Зная, Рmax и Qmax, и пользуясь указанными графиками, следует построить фактический график активной и реактивной текущей нагрузки рабочего дня. По фактическому суточному графику определяется расход активной энергии за сутки и коэффициент заполнения графика. Также по данным рисункам выбирается и вычерчивается годовой график работы предприятия, по данному графику рассчитывается годовое число использования максимума нагрузок Тmax.

Формулы для расчета:

Определяем максимальную реактивную мощность, для примера на одном цехе:

Определяем полную максимальную мощность:

,где

Pмах - максимальная активная мощность

- коэффициент мощности

Расход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки:



Средняя активная мощность за сутки:

Коэффициент заполнения графика:

Рисунок 1 - График суточной активной и реактивной нагрузок завода



Рисунок 2 - Годовой график нагрузки завода

Годовой расход электроэнергии по площади графика активной нагрузки:

Число часов использования максимума нагрузки:

2. Выбор схемы электроснабжения

Рисунок 3 - Варианты схем электроснабжения: а) на 110 кВ б) на 35 кВ

а) находится следующее оборудование:

разъединители - 6 штук; трансформаторы силовые -2 штуки; вводы линии электропередач (ЛЭП) - 2 штуки.

б) разъединители - 8 штук; силовые трансформаторы - 2 штуки; выключатели силовые - 3; вводы ЛЭП - 2 штуки.

Оборудование подстанции 6 -10 кВ, в технико-экономической расчёте не рассматривается.

Для начала технико-экономического сравнения вариантов необходимо произвести выбор всего оборудования обеих схем на высоком напряжении.

3. Выбор рационального напряжения

Питание ГПП завода производится от системы, которая находится на расстоянии 10 км от ГПП,

Мощность системы 1500 МВА,

Сопротивление системы на стороне 110 кВ, отнесенное к мощности системы хс= 0,7.

Расстояние от ГПП до завода 2,1 км.

Стоимость электроэнергии 0,94 руб/кВт·ч.

Экономический эквивалент реактивной мощности (кэ), 0,1 кВт / квар

Вторичное напряжение трансформатора - 6 кВ.

Пользуясь таблицей /Приложение 1, таблица 24/ намечаем два варианта по напряжению:

Вариант 1- 35/6кВ,

Вариант2-110/6кВ.

Определяем технико-экономические показатели для каждого варианта.

Расчётный ток по максимальной нагрузке

35/6Кв110/6 кВ

Рассчитываем расчётный ток протекающей в каждой линии

В самом загруженном режиме (электропотребители 1, 2 категории надёжно 60%, 3 категории 40%)

Iрасч1=

Iрасч1=

Iрасч2=	Iрасч2=
Выбор защитных и коммутационных аппаратов производится по расчётному току и минимальному напряжению.
3 выключателя Iном =1000 A; 134 тыс. рублей 8 разъединителей Iном =1000 A; 6 тыс. руб.	6 разъединителей Iном =630 A; 71 тыс. руб.

Расчёт и выбор силовых трансформаторов

Выбор силовых трансформаторов производится по расчётной мощности и номинальным напряжениям.

Sрасч,

N-число трансформаторов

К - коэффициент нагрузки

По ПУР нормируется коэффициент нагрузки в пределах от 0,55…0,7

Загруженность трансформатора менее чем на 55% нецелесообразно, так как при потери холостого хода сравнительно больше чем потери от нагрузки. Загруженность трансформатора свыше 70% разрешается только при условии большого количества электроприёмников третьей категории надёжности которые отключаются в аварийном режиме.

Перегрузка трансформаторов не более чем на 40% в течении не более 5-6 часов в сутки не более 5 дней подряд, поэтому коэффициент загрузки трансформаторов не должен превышать 70%, чтобы при отключении одного из трансформаторов второй не был перегружен более чем на 40%.

Выбираем для каждого варианта по два силовых трансформатора мощностью по 16 МВА с регулированием под нагрузкой. Стоимость одного трансформатора для варианта напряжением 35/6 кВ 4900 тыс.руб, трансформатора для варианта напряжением 110/6кВ 4800 тыс.руб.

Таблица 2 - Параметры силовых трансформаторов

Тип	Потери (кВт)	Ток холостого хода Iхх, %	Напряжение КЗ Uк, %
	Холостого хода Рхх, кВт	Короткого замыкания Ркз, кВт
ТДН-16000/35	17	85	0,7	10
ТДН-16000/110	18	185	0,7	10,5

Выбор сечения питающих проводов и кабелей
Sэк2= Sэк2=	Sэк2=
=1 (из табл. 3 приложение 1) Экономическая плотность рассчитывается исходя из изоляции провода, материала, жилы и числа часов использования максимума нагрузок. При расчёте сечения провода необходимо учитывать минимальные допустимые сечения для заданного напряжения с учётом короны.
При выборе ЛЭП в соответствии сечения проводника выбираются одноцепные воздушные линии.
Производим выбор по методу экономической плотности тока 35кВ 110 кВ Марка АС, сечение 70 мм2 Стоимость: 1840 руб/км ДР =184 кВт/км I доп. ток. нагр. =690 А Марка АС, сечение 70мм2 Стоимость: 1185руб/км ДР =140 кВт/км I доп. ток. нагр. =380 А

Расходы

35 кВ 110 кВ

Капитальные расходы К =2*Ктр + Кл*l + Коб = 2*4900 + 20240 + 510 =30550 тыс. рублей где Кл - затраты на сооружение линий; Ктр - затраты на приобретение и монтаж трансформаторов; Коб - затраты на приобретение и монтаж основного оборудования. Расходы на оборудование Коб =8*Краз + 3*Квыкл =8*6 + 3*134 = 510	К =2*Ктр + Кл*l + Коб = 2*4800 + 13035 + 426 =23061тыс. рублей Коб = 6*Кразъед = 6*71 = 426

Потери трансформатора

Определение потерь электрической энергии.

Потери для подстанции складываются в основном из потерь в трансформаторах и потерь в питающих линиях.

35 кВ	110 кВ

N - число трансформаторов (2)

- потери холостого хода, кВт

Кэ- эквивалент реактивной мощности

Iхх- ток холостого хода в % (из таблицы)

Т - число часов работы трансформатора в год = 8000 часов.

Кзт- коэффициент загрузки трансформатора.

зт- потери короткого замыкания (из таблицы)

Uкз- напряжение к.з. в %

=5364 ч время потерь, ч.; определяется в зависимости от cosц и годового использования максимума нагрузки в год

Потери в линиях.

n-число линии

Кзл = Iрасч/Iдоп

- потери в линиях на км длины.

L - длина линии от системы до ГПП

Кзл - коэффициент загрузки линии.

35 кВ	110 кВ

Кзл - коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке:

где Imax1=265А - ток линии в рабочем режиме

()

I доп-длительно-допускаемый ток на провод АС- 70



Расчёт амортизационных потерь

где Рл, Ртр, Роб-амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключатели (и разъединители), %

35 кВ	110кВ

Расходы

Кл =1,240*l =1,240*13 =20240 тыс. руб. Коб =8*Краз +3*Квыкл =170*8 + 8*6 =510 тыс. руб. Ктр =9800 тыс. руб.	Кл =1060*l =1060*13 =13035 тыс. руб. Коб =900*6 =426 руб. Ктр =9600 тыс. руб.

Отчисления на техническую эксплуатацию оборудования

Pл, Pтр, Pоб-процент отчисления на техническую эксплуатацию оборудования.

Расчёт стоимости потерь электроэнергии

35 кВ	110 кВ
Со =0,94 руб/Кв*ч

Рассчитываем полные затраты по каждому варианту

K-капитальные затраты

К = Кл + Ктр + Коб,

где Кл - затраты на сооружение линий;

Ктр - затраты на приобретение и монтаж трансформаторов;

Коб - затраты на приобретение и монтаж основного оборудования.

Капитальные затраты следует определять с учётом монтажа и прочих расходов по укреплённым показателям стоимости элементов систем электроснабжения /Приложение 1, таблица 4 и 5/.

Данные по расчёту капитальных затрат в каждом варианте рекомендуется свести в таблицы 2 и 3.

K = 3*170 +8*6 +900*6 +6700 +1240*13= 30550 тыс. рублей

K = 3*170 +8*6 +900*6 +6700 +1240*13=23061 тыс.руб

Общие затраты при нормативном коэффициенте эффективности капиталовложений 0,15:

Рациональным напряжением ввода для данных условий будет ввод 35 кВ.

Данные расчетов для удобства сравнения сводим в таблицу 3.

Таблица 3 - Сводная таблица для сравнения вариантов

Вариант	Капитальные затраты К, тыс.руб.	Эксплуатационные расходы Сэ, тыс.руб.	Потери электроэнергии в год ДРгод, тыс. кВт•ч/год	Общие затраты З, тыс. руб/год
1 35/6 кВ	112,1	26,5	1524	49,3
2 110/6 кВ	176,74	37,5	2304	63,9

Из таблицы 5 видно, что все показатели первого варианта (ввод напряжением - 35 кВ с трансформацией на 6 кВ) ниже, следовательно, рациональным, напряжением ввода для данных условий будет ввод 35 кВ.

Определение рационального напряжения можно найти по формуле:

Если К2> К1, а Сэ2< Сэ1 ( или К1 > К2, а Сэ1< Сэ2 ).

4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

Количество трансформаторов на подстанции и их мощность должны удовлетворять условию надёжности электроснабжения, минимальным капитальным затратам и наиболее экономичному режиму загрузки трансформатора, для потребителей первой и второй категорий наибольшее распространение получили двух трансформаторные подстанции с неявным резервом и раздельной работой трансформаторов.

Мощность трансформаторов выбирают так, чтобы в нормальном режиме трансформаторы имели загрузку, при которой потери минимальны. При этом капитальные затраты должны быть минимальными, а при выходе одного из трансформаторов из строя, второй обеспечил бы нормальную работу потребителей при условии перегрузки его в пределах допускаемых ПУЭ. При неравномерном графике нагрузки допускается перегрузка трансформатора в часы максимума, но не более величины, определяемой по " Кривым кратностей допустимых перегрузок силовых трансформаторов" /Приложение 1, рисунок 15/. В послеаварийном периоде допускается перегрузка трансформатора на 40% на время максимумов общей суточной продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75 %.

Рекомендуется следующий порядок выбор трансформаторов:

1) определяется число трансформаторов с учетом категории потребителей;

2) намечаются два или три возможных варианта мощности трансформаторов с учётом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме;

3) для каждого варианта определяются капитальные затраты и эксплуатационные расходы (стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах и амортизационные отчисления);

4) выбирается наиболее экономичный вариант с учётом возможности расширения подстанции.

Капитальные затраты, потери электроэнергии и амортизационные отчисления определяются аналогично примеру, приведённому в разделе 5 при выборе рационального напряжения.

=5364

Т =8000

Со =0,94 руб/Кв*ч

Кэр =0,72

Кдп =1,01

Ктр =0,55…0,7

В -1 10000 кВ*А

0,6*13,2=7,92 < 10*1,4 = 14

В-2 16000 кВ*А

7,92 <Sнтр*1,4 =16*1,4 =22,4

В -3 25000 кВ*А

7,92 < 25*1,4 =35

Определяем капитальные затраты

К1 = 2*4000 =8 тыс. руб.

К2 =2*4800 =9600 тыс. руб.

К3 =2*5400 =10800 тыс. руб.

Таблица 4 - Каталожные данные трансформаторов

Тип	Трансформатор (МВА)	Потери (кВт)	Ток холостого хода, Iхх, %	Напряжение короткого замыкания Uк, %	Стоимость
		Холостого хода, ДРхх, кВт	Короткого замыкания ДРкз, кВт
ТМН-10000/110	10	14	58	0,9	10,5	4060
ТДН-16000/110	16	18	85	0,7	10,5	4800
ТДН-25000/110	25	25	120	0,65	10,5	5400

Стоимость потерь электрической энергии в год

Амортизационные отчисления

Са1 =0,1*K1 =0,1*8000 =800тыс. руб.

Са2=0,1*K2 =0,1*9600 =460тыс. руб.

Са3 =0,1*K3 =0,1*10800 =1080тыс. руб.

Общие эксплуатационные расходы

Сэ1 =Сп1 +Са1 =

Сэ2 =Сп2 +Са2 =

Сэ3 =Сп3 +Са3 =

Общие ежегодные затраты

Pн =0,15

З1 =Pн*к1 +Сэ1 =0,15*8000 +317649=317769руб

З2 =Pн*к2 +Сэ2 =0,15*9600 +441243 =441312 руб

З3 =Pн*к3 +Сэ3 =0,15*10800 +642803 =642965 руб

Первый вариант с установкой двух трансформаторов мощностью по 10MBА является более рациональным.

4.1 Расчёт выбор питающих линии

Расчётный ток линии рассчитаем ток в линии в случае обрыва из двух (передача Smax происходит по одной линии).

IРАСЧ =

Рассчитываем потери напряжения в линии по формуле:

Xo=0,4ом/км

Ом/км

=33 не более 5%, если более то увеличивают сечение провода.



F =99,1 Xo =0,4

5. Расчёт токов короткого замыкания

Рисунок 4 - а) Расчетная схема и б) схема замещения

Принимаем: Sб=1500 МВА; Uб1=115 В; Uб2=6,3 В.

Определяем базисные токи:

К1

Определяем относительные базисные сопротивления элементов схемы:

Линии

Определяем базисные токи:

К2

Определяем относительные базисные сопротивления элементов схемы:

Трансформатора

Линии

Определяем результирующие сопротивления:

Xрез1= xрез+

Xрез2= xрез+

К1

Определяем токи и мощность короткого замыкания:

кА

Мв*А

К2

кА

Мв*А

Таблица 5 - Сводная таблица расчетов токов короткого замыкания

Расчетная точка	хрез*	Iкз, кА	Iу, кА	Sк, МВА
К1	4,47	1,69	4,30	335,59
К2	30,63	178,35	454,75	48,97

6. Определение местоположения ГПП

Определение места установки ГПП является одним из главных задач при проектировании электроснабжения предприятия, так как от выбора места зависит удаленность источника от потребителей. При неправильном выборе места положения ГПП увеличивается количество потраченного кабеля и затрат на него, а также размеры потерь электроэнергии в проводах, при передаче на пониженном напряжении.

Для того чтобы правильно выбрать место положения ГПП, находят точку ЦЭН (центр электрических нагрузок). Для начала генеральный план предприятия переносится на миллиметровку с соблюдением масштаба.

Для определения точки цен предприятия необходимо определить центры электрических нагрузок каждого цеха. В том случае, если это невозможно по заданию, то ЦЭН цеха определяется как геометрический центр здания цеха на миллиметровой бумаге.

Далее определяются координаты х и у каждого центра здания (по выполненному генплану на миллиметровке) и заносятся в таблицу 9. Графа Мощность цеха заполняется из задания (если указано мощность на 6(10)кВ и на 0,4кВ, то их необходимо просуммировать).

Координаты точки ЦЭН х0 и у0 находятся по следующим формулам:

,



В результате необходимо найти точку с координатами (х0; у0) на миллиметровке и обозначить ее ЦЭН. Размеры ГПП вместе с защитной зоной составляют примерно 60х60 м. Чтобы определить можно ли установить ГПП рядом или некотором отдалении от точки ЦЕН, необходимо определить масштаб миллиметровки. Масштаб генплана определяется по следующей формуле:

Радиус нагрузок

Pср =P5

Таблица 6 - Данные координат и радиусов нагрузок предприятия

№ цеха	Мощность цеха Рц, кВт	Координата Х, см	Координата У, см	Радиус нагрузок R, м	Радиус нагрузок R', см
1	120	9,26	11,47	44,6	0,75
2	2300			112,4	1,9
3	1650			24,1	0,4
4	1320			24,6	0,4
5	1980			36,8	0,62
6	1210			32,9	0,55
7	800			44,6	0,75
8	720			4	0,06
9	250			15,7	0,26
	1800			13,8	0,23
10	190			8,4	0,14
11	260			7,48	0,12
12	1800			29,4	0,5
13	1300			27,9	0,47
14	600			14,1	0,72

После выполненных расчетов определяют местоположение ГПП на плане с учетом подвода питания от системы и возможности установки ГПП в рассчитанной точке или вблизи от нее. Если это не возможно, то ГПП устанавливается вне зоны предприятия и непосредственно в стороне подвода питания от системы.

Для более рационального размещения трансформаторных подстанций по заводу необходимо на миллиметровке изобразить их мощность пропорционально.

Для определения числа и мощности трансформаторов ТП и количества самих ТП необходимо учитывать, что в некоторых цехах установлено высоковольтное оборудование, которое требует непосредственного ввода 6(10) кВ, а некоторые цеха требуют небольшой мощности и могут быть запитаны посредством распределительных устройств 0,4 кВ. Исходя из этого на миллиметровке в каждом цехе указывается устанавливаемое устройство (либо ТП, либо РУ) и показываются соответствующие связи (начиная от ГПП).

После определения числа ТП на вашем предприятии, необходимо рассчитать и выбрать трансформаторы для ТП. Для этого необходимо определить мощность ТП. С помощью таблицы 1 курсового проекта подсчитывается потребляемая мощность, исходя из которой принимая коэффициент загрузки трансформаторов ТП равным 1, определяют расчетную мощность трансформаторов ТП. После этого по справочникам производят выбор трансформаторов.

7. Расчёт и выбор трансформаторных подстанции и мощностей

На заводе необходимо установить главную понизительную подстанцию ГПП и трансформаторные подстанции для распределения энергии между цехами. ГПП нужно поставить либо в точку С либо если это невозможно поставить в свободное место ближайшее к выводу питанием. Трансформаторные подстанции необходимо устанавливать в цехах с высоким и низким напряжением и в самых мощных цехах (чтобы подводить к ним электрическую энергию на более высоком напряжении). В маломощных цехах устанавливаются распределительные устройства.

ГПП имеет размеры 60 на 60 метров с учётом защитной зоны.

ТП 2, РУ 2

кВ*А

ТП 3, РУ 3

кВ*А

ТП 4, РУ 1

кВ*А

ТП 5

кВ*А

ТП 6

кВ*А

ТП 7

кВ*А

ТП 1, РУ 4, РУ 6 (4, 5, 11)

кВА

ТП 2, РУ 2 (7, 2)

кВА

ТП 3, РУ 3 (8, 3)

кВА

ТП 4, РУ 1 (9, 1)

кВА

ТП 5 (10)

кВА

ТП 6, РУ 7 (12, 14)

кВА

ТП 7, РУ 5 (6, 13)

кВА

8. Выбор силового электрооборудования для схем электроснабжения

8.1 Выбор электрооборудования на напряжение 110 кВ

Выбор разъединителей

1) Выбор по расчётному току силового трансформатора

Iрасч = 99,1А Iрасч<IномМарка: РНД -110/1000У1

Iном =1000 А99,1А< 1000А

2) По расчётному напряжению

Uрасч =110 кВUрасч = Uном

Uном = 110 кВ 110кВ =110кВ

Проверка:

1) По ударному току и динамической стойкости

Iуд = 41,9 кА Iуд<Iдинст

Iдинст = 80 кА 41,9 кА<80кА

2) По термической стойкости

БК<

324,7 < 3969кА2*сек

Секционный

1) Выбор по расчётному току

Iрасч =49,5 А

Iрасч<Iном

Марка: РНД -110/1000У1

Iном =1000 А

49,5А< 1000А

2) По расчётному напряжению

Uрасч =110 кВUрасч = Uном

Uном = 110 кВ 110кВ =110кВ

Проверка:

1) По ударному току и динамической стойкости

Iуд = 41,9 кА

Iуд<Iдинст

Iдинст = 80 кА

41,9 кА<80кА

3) По термической стойкости

БК<

324,7 < 3969кА2*сек

8.2 Выбор высоковольтного оборудования на 110 кВ

Для защиты питающих линии от перенапряжении на вводах устанавливают ограничители ОПН -110. Для подключения токовых цепей счётчиков электроэнергии, измерительных приборов и катушек токовых реле в три фазы до силовых трансформаторов подключаем трансформаторы тока типа ТФЗМ -110, для подключения катушек напряжения измерительных счётчиков, измерительных приборов и катушек реле напряжения в три фазы установлены трансформаторы напряжения типа НОН -110.

Для защиты нейтрали трансформатора от перенапряжений подключают в него ОПН -35 (по ПУР изоляции нейтралей трансформаторов и генераторов исполняется на напряжение на порядок ниже чем основной обмотки).

8.3 Выбор оборудования на 6 кВ. Выбор силовых выключателей

Вводной линии

1)По расчётному току

Iрасч = 1269А

Iрасч<Iном

Марка: МГГ -10 -3150-45У3

Iном =3150 А

1269A< 3150A

2) По расчётному напряжению

Uрасч =6 кВ

Uрасч < Uном

Uном = 10 кВ6кВ<10кВ

Проверка:

1) По ударному току и динамической стойкости

Iуд = 4,87 кА

Iуд<Iдинст

Iдинст = 80 кА

4,87кА<80кА

2)По термической стойкости

БК<

кА2*сек<8100кА2*сек

3) по ударному току и току отключения

Iуд=4,87кА

Iоткл=45кА

Iуд<Iоткл

3,34кА< 20кА

Секционный

1) По расчётному току

Iрасч = 634А

Iрасч<Iном

Марка: ВВЭ -10 -20/1000У3

Iном =1000А

634А<1000А

2) По расчётному напряжению

Uрасч =6 кВ

Uрасч < Uном

Uном = 10 кВ

6кВ <10кВ

Проверка:

1) по ударному току и динамической стойкости

Iуд = 4,87 кА

Iуд<Iдинст

Iдинст = 80 кА

4,87кА <80кА

2)По термической стойкости

кА2*сек

БК<

кА2*

кА2*сек<кА2*сек

3) по ударному току и току отключения

Iуд=4,8кA

Iоткл=45кА

Iуд<Iоткл

4,8кА< 45кА

Отводящей линии

Выбор: Марка: ВВЭ-10-20/1600У3

1) По расчётному току

Iном = 1600 А

Iрасч <Iном

Iрасч=1541 А

1541 A<1600A

2) По расчётному напряжению

Uрасч<Uном

6кВ< 10кВ

Проверка:

1)по ударному току и динамической стойкости

Iуд = 4,8 кA

Iдин стойк = 80 кА

Iуд<Iдинстойк

4,8 кA<80 кА

2) По термической стойкости

БК<

4,33 кА2*сек<8100 кА2*сек

3) по ударному току и току отключения

Iуд = 4,8кА

Iномоткл. = 45 кА

Iуд<Iоткл

4,8кА< 45кА

9.4 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока вводной линии выключателя

Выбор:

По расчётному току вводного выключателя

Iрасч = 1269А

Iрасч<Iном

Iном =2000 А

1269А< 2000А

Марка: ТЛ -10-1

2) По расчётному напряжению

Uрасч =6 кВ

Uрасч<Uном

Uном = 10кВ

6кВ<10кВ

Проверка:

1) по динамической стойкости и ударному току

Iдинiуд

128кА>4,87кА

2) по термической стойкости

tnn = 1,2

кА2*сек

кА2*сек

>

4800кА2*сек> 4,33кА2*сек

3) по нагрузкам

z2номz2

0,8 =0,8

где z2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом;

z2- вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом.

Вторичная нагрузка:

z2 = r2 = rприб +rк + rпр

Сопротивление контактов rк. принимается равным 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

Номинальная допустимая нагрузка:

z2 =z2ном=>rпр=z2ном-rк-rприб

, мм2

Алюминиевые провода

Lрасч= 20 мqст =2 мм2

Сопротивление проводов:

z2 = r2 = rприб +rк + rпр`

z2<z2ном

z2 = r2 = rприб +rк + rпр = 0,16 + 0,05 + 0,29 = 0,5 Ом

Таблица 7 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Измерительный прибор	Нагрузка В*А
Амперметр	0,5
Ваттметр	0,5
Счётчик	2,5

Сопротивление приборв:

rк= 0,05

rпр=z2ном-rк-rприб = 0,8-0,05-0,16 = 0,59 Ом

мм 2

qст = 1

z2 = r2 = rприб +rк + rпр` = 0,16 + 0,05 + 0,35 = 0,56 Ом

z2<z2ном

0,56<0,8

Трансформатор тока секционного выключателя

Выбор:

1) По расчётному току секционного выключателя

Iрасч = 844А

Iрасч<Iном

Марка: ТЛ-10-1У3

Iном =1000 А

844А<1000А

2) По расчётному напряжению

Uрасч =6 кВ

Uрасч<Uном

Uном = 10 кВ

6кВ<10кВ

Проверка:

1) по динамической стойкости и ударному току

Iдинiук

128кА>4,87кА

Iдин>iук

2) по термической стойкости

tnn = 1,2

кА2*сек

кА2*сек

>

2976кА2*сек> 3,072кА2*сек

3) по нагрузкам

z2номz20,5 =0,5

Сопротивление приборов:

z2 = r2 = rприб +rк + rпр = 0,02 + 0,05 + 0,43 = 0,5 Ом

rпр=z2ном-rк-rприб = 0,5-0,05-0,02 = 0,43 Ом

z2 = r2 = rприб +rк + rпр`= 0,5 +0,05 + 0,124 = 0,426 Ом

z2<z2ном

0,426<0,5

Трансформатор тока отводящей линии выключателя



Выбор:

1)По расчётному току выключателя отводящей линии

Iрасч = 1541А

Iрасч<Iном

Марка: ТЛ -10 1

Iном =2000 А

1541А<2000А

2) по расчётному напряжению

Uрасч =6 кВ

Uрасч<Uном

Uном = 10кВ

6кВ<10кВ

Проверка:

1) по динамической стойкости и ударному току

Iдинiук

128кА>4,87кА

Iдин>iук

по термической стойкости

tnn = 1,2сек

кА2*сек

кА2*сек

>

4800кА2*сек> 3,1кА2*сек

3) по нагрузке

z2номz2

0,8 =0,8

z2 = r2 = rприб +rк + rпр = 0,02 + 0,05 + 0,43 = 0,5 Ом

rпр=z2ном-rк-rприб = 0,5-0,05-0,02 = 0,31 Ом

z2 = r2 = rприб +rк + rпр`= 0,5 +0,05 + 0,283 = 0,5 Ом

z2<z2ном

0,25<0,5

9. Релейная защита

В состав системы промышленной электроснабжения имеет следующий вид:

Силовые трансформаторы, ВЛ, КЛ, и потребители.

В процессе эксплуатации этого неизбежно возникает аварийные и не нормальные режимы оборудования требуемое бесперебойное питание потребителей возможно, если все элементы системы отключаются автоматическими устройствами.

Под устройством РЗА понимают комплекс автоматических аппаратов действующих при отключить режимов работы электроустановок от заданных параметров. Устройство добавляется автоматикой АПВ, АВР, АЧР.

По физическому действию устройство РЗА реагирует:

На изменение величину тока.

На изменение величины напряжение (защита минимального максимального напряжения).

На изменение направления мощности (направленная защита).

При коротком замыкании в каждой точке к месту повреждения протекают возросшие токи, которые вызывают термическое и динамическое воздействие на оборудование для ограничения времени протекании токов к.з. через оборудование применяют токовые защиты.

После отключения к.з. резко снижается напряжение что снижает работоспособность оборудования и нарушает статическую и динамическую устойчивую систему поэтому применяют защиту минимального напряжения цепь при которой отключить менее ответственные электроприёмники чтобы обеспечить напряжение ответственным электроприёмникам т.к. рост напряжения в сети недопустим то повышение напряжения отключается мгновенно.

9.1 Анализ аварийных режимов

Основные аварийные режимы в системах электроснабжения это межфазное к.з. и однофазные к.з. на землю.

В сетях с глухо заземлённой нейтралью( 110 кВ и выше) при всех видах к.з. токи достигают недопустимых величин и требуют мгновенного отключения.

В сетях с изолированной нейтралью 6 -35 кВ. Токи однофазных к.з. не превышает несколько десятков кА и ПУЭ разрешает работу оборудования в режиме однофазного к.з. в течении 2,5 часов (далее возникает дуга и возникает отключение).

Ненормальные режимы рабаты:

Отключение ВЛ (линии связи)

Режимы возникающие при пуске мощных двигателей а так же при подключении не нагруженных трансформаторов

Отключение напряжения в сети

Изменение частоты (дефицит активной мощности)

Все эти режимы не оказывают решающего влияния на надёжность системы и выбор объёма автоматики. Решающим фактором это нарушение статической и динамической системы электроснабжения.

При к.з. в токе близости к генератору напряжение на генераторе резко снижается подводимая турбиной к нему мощность остаётся прежней поэтому ротор генератора начинает увеличивать скорость и повышает вероятность выхода из синхронизма, что помешает параллельной работе генератора (если во время не отключить этот режим то и второй и другие генераторы выйдут из синхронизации и есть вероятность обрушения всей системы электроснабжения).

Требования предъявляемой к устройствам РЗА:

Селективность

Чувствительность.

Быстродействие.

Надёжность.

трансформатор подстанция замыкание заземляющий

9.2 Источники оперативного тока в РЗА

Источники оперативного тока необходимы для питания логической схемы. В качестве оперативного тока напряжение используется 36, 48, 110, 220 В.

Аккумуляторные батареи. Работают в режиме постоянной подзарядки, т.е. должна быть моторная группа с генераторами постоянного тока. Устанавливается сигнализация звуковая, обладающая высокой надёжностью, выполняется только для ответственных ГПП с мощностью 4 МВА и выше.

Трансформаторы тока являются весьма надёжным источником питания оперативных цепей для защит от к.з.

При к.з. ток и напряжение на зажимах трансформатора тока увеличиваются, поэтому в момент срабатывания защиты мощность трансформатора тока возрастает, что и обеспечивает надёжное питание оперативных цепей.

Однако трансформаторы тока не обеспечивают необходимой мощности при повреждениях и ненормальных режимах, несопровождающихся увеличением тока на защищаемом присоединении.

Поэтому их нельзя использовать для питания защит от замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью, защит от витковых замыкании в трансформаторах и генераторах или защит от таких ненормальных режимов, как повышение или понижение напряжения и понижения частоты.

Трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд непригодны для питания оперативных цепей защит от к.з. так как при к.з. напряжение в сети резко снижается и может в неблагоприятных случаях становится равным нулю. В то же время при повреждения и ненормальных режимах, не сопровождается глубокими понижениями напряжения в сети, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд могут использоваться для питания таких защит, как, например, защиты от перегрузки, от замыкании на землю, повышения напряжения и т.д.

Заряженный конденсатор. Помимо непосредственного использования мощности тр-ов тока и напряжения можно использовать энергию, накопленную в предварительно заряженном конденсаторе.

9.3 Релейная защита трансформаторов ГПП

Релейная защита трансформаторов должна обеспечивать отключение силового трансформатора при междуфазных и витковых замыканиях, понижении уровня масла, однофазных замыканиях на землю или подавать сигнал о ненормальном режиме работы трансформатора (перегрузке, повышении температуры масла и т.д.).

Виды защит, устанавливаемых на трансформаторе, определяются его мощностью, назначением, местом установки и другими требованиями, предъявляемыми к режиму эксплуатации, и указываются в [11, 12].

Согласно ПУЭ для защиты трансформатора применяем продольную дифференциальную, максимальную токовую, газовую и защиту от перегрузки.

9.4 Дифференциальная защита линий

Обеспечивают мгновенное отключение к.з. в любой точке защищаемого участка и обладают селективностью при к.з. за пределами защищаемой линии (внешние к.з.).

Подразделяются на продольные и поперечные. Первые служат для защиты как одинарных так и параллельных линий вторые только параллельные.

Принцип действия продольных дифференциальных защит основан на сравнении величины и фазы токов в начале и конце защищаемой линии.

Для этой цели по концам линии устанавливаются трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации. Их вторичные обмотки соединяются при помощи соединительного кабеля и подключаются к дифференциальному реле таким образом, чтобы привнешнихк.з. ток в реле был равен разности токов в начале и конце линии, а при к.з. на линии их сумме.

9.5 Расчет дифференциальной защиты

Первичные токи на сторонах высшего и низшего напряжений защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности.

Коэффициенты трансформаторов тока учитывая, что для компенсации сдвига токов по фазе, трансформаторы тока со стороны обмотки высшего напряжения силового трансформатора, соединенной в «звезду» должны быть соединены в «треугольник», а со стороны обмотки низкого напряжения, соединенной в «треугольник» - в «звезду».

где I1в и I2в - номинальные вторичные токи трансформаторов тока.

По каталогу выбираем трансформаторы тока со стандартными коэффициентами трансформацииТВЛМ-6У3 кI1=30 и ТЛ-10-IУ3 кI2=600.

Действительные вторичные токи в плечах защиты:

Плечо с большим вторичным током является основным.

Рисунок 5 - Схема включения реле РНТ-565

Первичный расчетный ток небаланса без учета I111нб. расч при рассматриваемом внешнем КЗ в точке К1.

где кодн=0,5…1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

0,1 - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока (принимается по кривым предельных кратностей при 10% погрешности);

Nрег - относительное значение погрешности, обусловленное регулированием напряжения (±16%);

- ток внешнего КЗ, приведенного к стороне высокого напряжения,

где .

Определяем предварительно ток защиты, исходя из двух условий:

а) по условию отстройки от максимального тока небаланса

Iсз?котс•Iнбрасч=1,3•237,5 =308,7 А,

где котс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле, ошибки расчета и необходимый запас (принимается равным 1,3).

б) по условию отстройки от броска намагничивающего тока

Iсз?котс•Iн1=1,3•84,07=109,3 А,

Расчетной для выбора так срабатывания является отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ

Производим предварительную проверку чувствительности защиты. В рассматриваемом примере расчетным по условию чувствительности является КЗ между двумя фазами на стороне 6 кВ.

Минимальный ток двухфазного КЗ приведенный к стороне 6 кВ:

Примечание: В действительности за минимальный ток КЗ принимают ток двухфазного КЗ в минимальном режиме питающей системы и при максимальном сопротивлении питающего трансформатора (в примере таких данных нет).

Коэффициент чувствительности:

Т.к. кч?1,5 требуемого по ПУЭ, то расчет защиты можно продолжить.

Ток срабатывания реле на основной стороне (за которую принята сторона основного питания)

Число витков обмотки НТТ реле основной стороны:



Где Fср - МДС, необходимая для срабатывания реле, А; для реле РНТ-565 равна (100±5) А.

Предварительно примем

Число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны:

Предварительно принимаем

Составляющая первичного тока небаланса, обусловленная округлением расчетного числа витков неосновной стороны для расчетного случая повреждения:

Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей IIIIнб.расч:

Ток срабатывания защиты на основной стороне:

Окончательное значение коэффициента отстройки защиты:

Коэффициент чувствительности для тока срабатывания защиты, соответствующего окончательно принятому в режиме, при котором производилась предварительная проверка чувствительности:

Защита может быть использована для защиты трансформатора. Окончательно принятое число витков обмотки НТТ реле установки на основной и неосновной сторонах:

щосн=щIур=15 витков; щI=щIIур=19 витков.

Установка чисел витков уравнительных обмоток указана на схеме реле зачерненными точками.

9.6 Максимальная токовая защита

Приходят в действие при увеличении тока в фазах линии сверх определённого значения.

Токовые защиты подразделяются на максимальные токовые защиты и токовые отсечки. Главное различие между этими защитами заключается в способе обеспечения селективности.

Селективность действия максимальных защит достигается с помощью выдержки времени. Селективность действия токовых отсечек обеспечивается соответствующим выбором тока срабатывания.

В сетях с односторонним питанием максимальная защита должна устанавливаться в начале каждой линии со стороны источника питания. При таком расположении защит каждая линия имеет самостоятельную защиту, отключающую линию в случае повреждения на ней самой или на шинах питающейся от неё подстанции.

При к.з. в какой-либо точке сети, ток к.з. проходит по всем участкам сети, расположенных между источником питания и местом повреждения, в результате чего приходят в действие все защиты. Однако по условию селективности сработать на отключение должна только защита, установленная на повреждённой линии.

Для обеспечения селективности макс. защиты выполняются с выдержкой времени.

Токовые реле защиты не должны приходить в действие при максимальном рабочем токе для чего ток срабатывания защиты должен быть больше максимального тока нагрузки.

Токовые реле, сработавшие при к.з. в сети, должны надёжно возвращаться в исходное положение после отключения к.з. при оставшемся в защищаемой линии рабочей точке.

9.7 Расчет максимальной токовой защиты

Данная защита служит для защиты трансформатора от внешних КЗ (за пределами зоны, защищаемой дифференциальной защитой).

Предполагаем выполнение защиты на реле типа РТ-40, устанавливаемых на стороне низкого напряжения защищаемого трансформатора.

Ток срабатывания защиты:

Вторичный ток срабатывания реле:

где ксх=1 - коэффициент учитывающий схему соединения вторичных обмоток трансформаторов тока на стороне низкого напряжения защищаемого трансформатора (неполная звезда).

Чувствительность защиты:

Примечание: при выполнении данной защиты функций резервирования смежного участка (например, отходящей линии), коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2 при КЗ в конце зоны защиты резервирования (например, при КЗ в конце линии).

Выдержка времени защиты выбирается на ступень селективности (Дt=0,5..0,7 с) больше предыдущей максимальной токовой защиты.

9.8 Токовая отсечка

Селективность действия токовых отсечек достигается ограничением их зоны работы так, чтобы не действовала при к.з. на смежных участках сети., защита которых имеет выдержку времени, равную или больше, чем отсечка. Для этого ток срабатывания отсечки должен быть больше максимального тока к.з., проходящего через защиту при повреждении в конце участка за пределами которого отсечка не должна работать. Для обеспечения этого условия необходимо выбрать Iсраб.защ.>Iкз.

На трансформаторах питающихся от сети с глухо заземлённой нейтралью отсечка устанавливается на трёх фазах, а при питании от сети с изолированной нейтралью на двух фазах.

9.9 Защита от перегрузки

Ток срабатывания защиты:

где котс - коэффициент отстройки принимаем равным 1,05

кв- коэффициент возврата реле.

Ток срабатывания реле

Защиту от перегрузки выполняем но реле типа РТ-40 включенного в одно из плеч

Максимальной токовой защиты от внешних К.З.

Выдержку бремени защиты от перегрузки принимают на ступень селективности дольше максимальной токовой защиты. Защита выполняется с действием на сигнал.

9.10 Газовая защита

Согласно ПУЗ п.32531 газовая защита от повреждений внутри кожуха сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена для трансформаторов мощностью 63 MB А и более, - для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВА и более.

Газовую защиту можно устанавливать так же на трансформаторах мощностью 1-4 МВА

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Защиту выполняем газовым реле с чашкообразными элементами типа РГЧЗ-66.

Расчет защит трансформаторов подробно приведен в 191 Id том числе и защит с применением реле типа U3TI, полные схемы защит в 110).

Повреждения трансформатора, возникающие внутри его кожуха, сопровождаются электрической дугой или нагревом деталей, что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образованию летучих газов. Будучи легче масла, газы поднимаются в расширитель который является самой высокой частью тр-ра и имеет сообщение с атмосферой.

При интенсивном газообразовании, имеющем место при значительных повреждениях бурно расширяющиеся газы создают сильное давление, под влиянием которого масло в кожухе тр-ра приходит в сторону расширителя.

Таким образом, образование газов в кожухе тр-ра и движение масла в сторону расширителя могут служить признаком повреждения внутри тр-ра.

9.11 Защита от перенапряжений

Различают два вида перенапряжений в электрических установках: внутренние и атмосферные.

Внутренние перенапряжения возникают в результате коммутаций, как нормальных (включение и отключение ненагруженных линий, отключение ненагруженных трансорфматоров и реакторов), так и послеаварийных (дуговые замыкания на землю в системах с изолированной нейтралью, отключения КЗ, АПВ).

Атмосферные перенапряжения возникают в результате разрядов молнии в электроустановку или вблизи нее. Время воздействия атмосферных перенапряжений составляет от единиц до сотен миллионов долей секунды. Значение этих перенапряжений при отсутствии специальных мер защиты может достигать миллионов вольт.

Для защиты электроустановок от внутренних перенапряжений можно использовать:

1 - схемные решения и средства ограничения установившихся перенапряжений;

2 - средства и способы защиты от перенапряжений переходного режима.

В первом случае предусматривают:

- понижение коэффициента трансформации;

- ограничение минимального количества работающих генераторов и их ЭДС;

- использование шунтирующих реакторов;

- применение схем без выключателей на стороне высшего напряжения.

Во втором случае используют:

- коммутационные ограничители перенапряжений типа ОПН;

- выключатели, предотвращающие возникновение перенапряжений;

- устройства, управляющие моментом коммутации.

Защиту от перенапряжений при отключении ненагруженных трансформаторов осуществляют ограничителями перенапряжений.

Ограничение перенапряжений при отключении ненагруженных линий не может быть возложено на ограничители перенапряжений, так как они должны находится на линии и должны быть рассчитаны на отвод энергии, значительно большей, чем энергия, обусловленная атмосферными перенапряжениями. В данном случае применяют выключатели с шунтирующими резисторами.

Волны перенапряжений, возникающие на линиях при ударах молнии, доходят до подстанций (набегающие волны) и могут представлять опасность для изоляции установленного там оборудования.

Основным аппаратом защиты от набегающих волн является ограничитель перенапряжений.

Линии напряжением 35 кВ и выше, защищенные тросами по всей длине, специальной защиты не требуют. Если линия не имеет троса по всей длине, то ее защищают тросом на подходе к подстанции. Длину подхода принимают равной 1-2 км при напряжении 35 кВ и 1-3 км при напряжениях 110-220 кВ. Трос на каждой опоре заземляют.

Для ограничения токов однофазного КЗ нейтрали некоторых трансформаторов 110 кВ могут быть разземлены. При воздействии волн атмосферных перенапряжений на линейные вводы трансформаторов на нейтрали могут развиться колебания, приводящие к значительному повышению напряжений над уровнем изоляции нейтрали. Для ограничения этих перенапряжений в нейтраль трансформатора включают ограничитель перенапряжений с номинальным напряжением на класс ниже, чем класс изоляции основной обмотки трансформатора.

10. Расчёт заземляющего устройства ГПП

Защитное заземление - заземление частей электроустановки с целью обеспечения электрической безопасности.

Рабочее заземление - заземление какой-либо точки токоведущих частей электроустановки, необходимое для обеспечения работы электроустановки.

Периметр ГПП равен 140 метров. (П=140м)

Нейтраль трансформатора заземлена глухо, распредустройство 6кВ изолированно.

Грунт в месте распредустройства имеет удельное сопротивление

В качестве естественных заземлителей можно использовать металлические оболочки кабелей, сопротивлением Ом, а так же заземлённый трос сопротивлением Ом.

Так как сопротивление заземляющего устройства для сетей выше 1кВ должно быть меньше или равно 0,5 Ом, то для начала определяем сопротивление естественных заземлителей.

Далее определяем сопротивление искусственных заземлителей:

- требуемое по ПУЭ сопротивление потребителя

В качестве заземлителей принимаем уголки, длинной 5м.

Сопротивление одного уголка:

Требуемое число электродов данного вида определяем по формуле:

Принимаем размещение по контуру ГПП заземлителей, причём отношение расстояния между ними к их длине, принимаем равным 1, а .

Количество трубчатых заземлителей выбираем условно, примерно 100 штук.

Перерассчитываем расстояние между прутками:

Рисунок 6 - Защитное заземление подстанции

Заключение

В ходе выполнения курсовой работы определялись электрические нагрузки и графики нагрузок по графикам суточное и годовое потребление электроэнергии; выбиралось рациональное напряжение, защитное и коммутационных аппаратов, силовые трансформаторы его потери, а так же потери в линиях. Выбор сечения провода и его стоимость. Из общих затрат выбиралось рациональное напряжение. По ежегодным затратам определялось количество и мощность ГПП, рассчитывались токи короткого замыкания в двух точках, определялось местоположение ГПП.

Выбор подстанции также подсоединение РУ к ТП с наибольшим радиусом нагрузки, на миллиметровой бумаге. Выбор силового оборудования, трансформатор тока. Проводился расчёт релейной защиты трансформаторов, ВЛ и расчёт заземляющего оборудования. Была изображена принципиальная схема электроснабжения трансформаторного завода.

Список используемой литературы

1. Правила устройства электроустановок. М., Энергоатомиздат, 1985.

2. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под общей редакцией А.А. Федорова, Том 1. Электроснабжением, Энергоатомиздат, 1986.

3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под общей редакцией А.А. Федорова Том 2. Электрооборудование М., Энергоатомиздат, 1987.

4. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. Под общей редакцией А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского, М., "Энергия", 1980.

5. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. Под общей редакцией АА Федорова и Г.В. Сербиновскаго, М., "Энергия', 1980

6. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общей редакцией А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского, Книга первая. Проектно-расчетные сведения. М, "Энергия", 1973.

7. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общей редакцией А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского, Книга вторая. Технические сведения об оборудовании. М., "Энергия", 1973.

8. Липким Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок, М., "Высшая школа". 1981.

9. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 10-500кВ. Расчеты. Руководящие указания по релейной защите. М., Энергоатомиздат 1985.

10. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов10-500кВ. Схемы. Руководящие указания по релейной защите. М., Знергоатомиздат, 1985.

11. Чернобров Н.Б. Релейная защита. М., 'Энергия", 1974.

12. Шобад Н.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Энергоатомиздат, 1985.

13. Рожкова Л.П., Козулин B.C. Электроснабжение станций и подстанций,М.,Энергоатомиздат, 1987 Курсовое проектирование.

14. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Коновалова 1989 г.

15. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования, М., Энергоотомиздат, 1987.

Размещено на Allbest.ru