Электроснабжение дорожно-эксплуатационного учреждения

 

Дипломный проект

Электроснабжение дорожно-эксплуатационного учреждения

Содержание

Введение

1. Проектирование системы электроснабжения

.1 Обоснование схемы

1.2 Расчет электрических нагрузок

.3 Расчет электрической сети

1.3.1 Компенсация реактивной мощности

.3.2 Выбор трансформаторов

.3.3 Построение графиков нагрузки

.3.4 Обоснование схемы напряжением 10 кВ

.3.5 Расчет и проверка сечений высоковольтной сети

.3.6 Выбор высоковольтной аппаратуры

.3.7 Проверка электрического высоковольтного оборудования на действие токов КЗ

1.3.8 Проверка места положения подстанции

1.4 Конструктивное исполнение

2. Расчет схемы электроснабжения напряжением 0,4 кВ

2.1Обоснование схемы

2.2Выбор и проверка питающих сетей

2.3 Выбор электрооборудования и защитно-коммутационной аппаратуры питающих сетей до 1000 В

2.4 Разработка принципиальной однолинейной схемы главных электрических соединений КTП

3. Организационно-экономический раздел

3.1Сетевое планирование графика обследования системы заземления и молниезащиты

3.2Построение сетевого графика

3.2.1Общая методика построения сетевых графиков

3.2.2Построение сетевого графика с помощью четырехсекторного способа расчета

3.2.3Оптимизация сетевого графика

4. Охрана труда

4.1 Назначение, принцип действия и область применения зануления

.2 Расчет зануления

.3 Общие требования безопасности в электроустановках

Заключение

Список используемой литературы

Введение

В данном дипломном проекте необходимо выполнить электроснабжение Муниципального Учреждения "Дорожно-эксплуатационного учреждения-5" города Новосибирска в целом по предприятию рассмотрим только нагрузки, а подробно рассмотрим, ремонтно-механические мастерские, расположенные на территории предприятия, на основании сведений о технологическом оборудовании, задания на строительную часть объекта, с учетом расстановки данного технологического оборудования.

При проектировании системы электроснабжения и реконструкции электрических установок должны рассматриваться следующие вопросы:

) Перспективы развития энергосистем и систем электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжений;

) Обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их ведомственной принадлежности;

) Снижение потерь электрической энергии;

) Ограничение токов короткого замыкания предельными уровнями, определенными на перспективу.

При этом должны рассматриваться в комплексе внешнее и внутреннее электроснабжение с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.

Отклонение напряжения вызывает наибольший ущерб среди всех показателей качества. Колебания напряжения оцениваются размахом изменения напряжения и частотой изменения напряжения. Колебания напряжения обусловлены резкими толчками потребляемой мощности при работе приемников с ударной нагрузкой (сварочные аппараты, электрические печи, двигатели прокатных станков и др.). Ограничить колебания напряжения можно построением рациональных схем электроснабжения, применение специальных технических устройств и агрегатов с минимальным влиянием на систему электроснабжения.

Несиметрия напряжений и токов. Это неравенство фазных или линейных напряжений (токов) по амплитуде и углом сдвига между ними. Различают аварийные и эксплуатационные, вызванные применением потребителей (индукционные печи, сварочные аппараты). Для симметрирования напряжения и токов применяют равномерное распределение однофазных нагрузок по фазам, нагрузки подключают на отдельный трансформатор.

Несинусоидальность кривой тока и напряжения. Источником является: синхронные генераторы, силовые трансформаторы, работающие при повышенных значениях магнитной индукции в сердечнике (повышенном напряжении на выходах), преобразователи переменного тока в постоянный ток и потребители с нелинейно ВАХ.

Несинусоидальные токи перегружают конденсаторные батареи, емкостные сопротивления которых обратно пропорциональны порядку гармоник. Наличие высших гармоник в напряжении и токах неблагоприятно действует на изоляцию электрической машины, трансформаторов, конденсаторов и кабелей. Коэффициент искажения кривой напряжения не должен превышать 5% на зажимах любого приемника электрической энергии.

Потери электроэнергии в трансформаторах, электродвигателях и другом оборудовании неизбежны, что связано с принципом работы этих электроустановок. Однако за счет мероприятий по экономии электроэнергии потери должны быть сведены к минимуму.

1. Проектирование системы электроснабжения 10 кВ

.1 Обоснование схемы

Задачей системы электроснабжения 10кВ является передача электроэнергии от центра электрического питания, которым является комплексная трансформаторная подстанция, и преобразование электроэнергии. Схема сетей должна удовлетворять требования надежности, экономичности, безопасности, удобства в эксплуатации, дальнейшего развития.

Схема построения системы электроснабжения должна предусматривать возможность ее поэтапного сооружения в пределах расчетного срока проектирования, а также возможность последующего развития системы за пределами указанного срока без ее коренного переустройства. При проектировании систем электроснабжения необходимо использовать надежные простые схемы построения электрических сетей.

Потребителем электроэнергии является Муниципальное Учреждение Дорожно-эксплуатационного учреждения- 5. Электроприемники 2-ой категории - это электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта. В нашем случае электроприемники 2-ой категории по надежности - это технологические процессы предприятия, связанные с обслуживанием городских и федерального значения дорог; административное здание, включающее в себя профилакторий «Дорожник», спортивно-зрелищный комплекс, администрация предприятия.

Описание технического процесса

Ремонтно-механические мастерские по обслуживанию автомобилей и механизмов, уборки и содержания городских автомобильных дорог.

В этом дипломном проекте выполнено электроснабжение данного технологического процесса.

Технические характеристики электроприемников указаны в табл.1.1.

.2 Расчет электрических нагрузок

В данном дипломном проекте расчет электрических нагрузок производится по силовому электрооборудованию. Расчет электрического освещения данного производства приводится комплексно.

Электрические нагрузки определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь и колебаний напряжения и выбора защиты.

Расчет электрических нагрузок в данном проекте определяем методом упорядоченных диаграмм.

Установленную (номинальную) мощность отдельных электроприемников принимаем равной (в соответствии с [1]):

а) для электродвигателей длительного режима работы (металлорежущие станки, электропечи и т.п.) - паспортной мощности,

(1.1)

где - Рпасп. номинальная мощность на валу электродвигателя;

б) для электродвигателей повторно-кратковременного режима работы (мостовые краны, электротельферы) паспортной мощности, приведенной к относительной продолжительностивключения, равной единице,

(1.2)

где ПВ - паспортная продолжительность включения приведенная в относительных единицах;

в) для сварочных трансформаторов,

(1.3)

Средние нагрузки за наиболее загруженную смену силовых электроприемников (ЭП) одинакового режима работы определяются по формулам:

(1.4)

(1.5)

где: Рсм - средняя активная мощность группы ЭП при работе в наиболее загруженную смену; Qсм - средняя реактивная мощность группы ЭП при работе в наиболее загруженную смену; Ки - коэффициент использования активной мощности.

Для нескольких групп ЭП разного режима

(1.6)

В проекте при расчете средних нагрузок за наиболее загруженную смену расчетные коэффициенты взяты из [1] табл. 2.2. При определении максимальной нагрузки в системе электроснабжения рассматриваются шесть основных уровней, различающихся способом расчета электрических нагрузок [1]. В данном дипломном проекте рассмотрим четыре основных уровня электроснабжения.

I уровень электроснабжения это линии электрической сети, связывающие отдельные электроприемники (ЭП) с распределительным пунктом к которому они подключены.

1. уровень электроснабжения линии распределительной сети напряжением до 1 кВ, обеспечивающие связь силовых распределительных пунктов (в данном проекте обозначенных: ШС1, ШС2 и т.д.) с магистральными шкафами (обозначенными: ШР1, ШР2 и т.д.).
2. уровень электроснабжения шины 0,4 кВ трансформаторной подстанции (Фидеры).

IV уровень электроснабжения шины распределительного пункта РП 10 кВ и линии подходящие к ним.

Так как в данном дипломном проекте из высоковольтного оборудования рассматривается только высокая сторона трансформаторной подстанции, часть высоковольтной распределительной сети и ячейки распределительного пункта РП 10 кВ, V уровень электроснабжения шины низшего напряжения главной понизительной подстанции ГПП и VI уровень электроснабжения граница раздела балансовой принадлежности сетей энергосистемы и транспортного предприятия в проекте не рассматриваются.

Расчетные, активную и реактивную нагрузки I уровня электроснабжения выбираем и принимаем равными фактически потребляемой мощности с учетом выражений [1]:

(1.7)

(1.8)

где: Рф - максимальная фактическая мощность, потребляемая электродвигателем;

Кз - коэффициент загрузки по активной мощности одного ЭП.

Далее на II уровне электроснабжения расчетную нагрузку выбираем по методу упорядоченных диаграмм:

(1.9)

где: Км - коэффициент максимума (значение Км выбираем по кривым рис. 2.1 или по табл. 2.6 [1] в зависимости от значения группового коэффициента использования Ки и эффективногочисла электроприемников в группе пэ).

При большом числе групп ЭП допускается считать пэ равным n при числе электроприемников в группе четыре и более и соблюдении отношения

(1.10)

при m > 3 и Ки > 0,2 пэ будем определять по формуле

(1.11)

Если найденное по этой формуле nэ окажется больше n, следует принимать nэ = n.

При Ки<0,2 эффективное число электроприемников определяем по табл.2.7[1].

Расчетный максимум нагрузки группы ЭП или многодвигательного

привода, которые имеют три и менее ЭП, определяется как сумма их номинальных мощностей.

Для ЭП в длительном режиме работы практически с постоянным графиком нагрузки, у которых Ки ? 0,6 и Кв =1, значение Км принимается равным единице, тогда

(1.12)

максимальную реактивную нагрузку определяем по формуле

(1.13)

где: Км1 = 1 при пэ >= 10, а в остальных случаях Км =1,1 [1].

Так как расчетные технологические данные на сварочное электрооборудование отсутствуют, при расчете электрических нагрузок машин контактной электросварки будем использовать среднестатистические коэффициенты загрузки и включения приведенные в табл. 2.13 [1]. Для каждой сварочной машины определяем:

(1.14)

(1.15)

где: Sэ , Sс и Sn - потребляемые эффективная, средняя и пиковая мощности соответственно, Кв коэффициент включения;

(1.16)

где: Sy - установленная мощность сварочных трансформаторов машины, Кз коэффициент загрузки.

Ориентировочная расчетная сварочная нагрузка, кВА [1].

(1.17)

Для учета сварочной нагрузки при выборе трансформаторов определяем активную и реактивную сварочные нагрузки

(1.18)

(1.19)

При проектировании предприятий и цехов нормы технологического проектирования машиностроительных предприятий предусматривают избыточность технологического оборудования и его единичных мощностей по отношению к числу и мощности оборудования, необходимого для предусмотренного планового выпуска продукции. В связи с этим на III уровне электроснабжения вводим дополнительный коэффициент л, корректирующий расчетную нагрузку [1].

В соответствии с вышеизложенным определение электрических нагрузок на III уровне электроснабжения осуществляем по формулам:

(1.20)

(1.21)

Ha IV уровне электроснабжения максимальные расчетные активные и реактивные нагрузки определяем в соответствии с выражениями

(1.22)

(1.23)

где: n - число ЭП без учета потребителей с резкопеременным графиком нагрузки, которые подключены к РП; m число цеховых трансформаторов, подключенных к РП.

В соответствии с вышеизложенными формулами и выражениями производим расчет электрических нагрузок и сведем его в таблицы 1.1 и 1.2. форму заполнения таблиц принимаем по аналогии с таблицами 2.11 и 2.12 [1].

В данном дипломном проекте нагрузку ориентировочно распределяем по шкафам (ШС). Магистральные силовые шкафы ( в проекте обозначенные как

ШР,ЩС ). Устанавливаем на трансформаторной подстанции РУ-0,4кВ которая указана в проекте ГПП). Номера ЭП в таблице 1.1 соответствуют номерам ЭП на плане (см. графическую часть проекта) и т.д..

.3 Расчет электрической сети

.3.1 Компенсация реактивной мощности

Компенсировать реактивные нагрузки необходимо в тех случаях, когда они превосходят допустимые нормы, указанные предприятию в договоре с энергосистемой, или когда компенсация целесообразна по технико-экономическим соображениям [3].

В данном дипломном проекте, в соответствии с рекомендациями [3], для расчета экономически обоснованной величины реактивной мощности принимаем формулу:

, (1.24)

где Qэн - экономически обоснованная величина реактивной мощности которую потребитель может получать из энергосистемы в период ее максимальных нагрузок; - активная мощность нагрузки потребителя в часы максимальной нагрузки энергосистемы.

Так как данное предприятие (МУ ДЭУ-5), которому принадлежит проектируемый производственный корпус, по договору с энергосистемой получает электроэнергию через главную понижающую подстанцию (10 кВ), то tg(?)эн = 0,3 [3].

Период максимальных нагрузок энергосистемы принимаем условно с 10.00 до 11.00 и с 15.00 до 17.00 часов. Общую мощность компенсирующих устройств (QK) определяем по формуле:

, (1.25)

где tg (?)факт - фактическое значение коэффициента мощности, которое вычисляем по графику нагрузки проектируемого производственного корпуса.

, (1.26)

где - реактивная мощность нагрузки производственного корпуса, соответствующая .

Вследствие того, что в производственном корпусе, который рассматривается в данном дипломном проекте, устанавливаем трансформаторную подстанцию, далее в проекте подробно все расчеты для КТП.

Qк =(0,75 - 0,3) x 617 = 278 квар

Для установки на КТП выбираем две комплектные конденсаторные установки типа: УКТ-0,38-150 У3

U=0,38кВ; Q=150квар; m=300кг; Габариты: 700х500х1600 мм [1]

Конденсаторные установки, в соответствии с рекомендациями [3], исходя из технико-экономических соображений устанавливаем на подстанции, запитывая их от шин КТП 0,4 кВ.

.3.2 Выбор трансформаторов

Выбор типа трансформаторов производиться с учетом условий их установки, охлаждения, температуры и состояния окружающей среды и т.п. при этом для отдельно стоящих подстанций, что имеет место в данном дипломном проекте рекомендуется преимущественно применять масляные трансформаторы, при условии выкатки их на улицу.

Так как среди электроприемником данного производства имеются ЭП 2 -категории; суточный график нагрузки рассматриваемого предприятия неравномерный, а также предусматривается дальнейшее расширение подстанции, т.е. подключение новых нагрузок, на подстанции устанавливаем два трансформатора.

Выбор мощности трансформаторов производиться на основании технико-экономических расчетов, исходя из полной расчетной нагрузки объекта, удельной плотности нагрузки, стоимости электроэнергии и других факторов.

В данном дипломном проекте мощность трансформаторов выбираем исходя из средней нагрузки в наиболее загруженную смену. Указания и инструкции по проектированию систем электроснабжения рекомендуют применять коэффициент загрузки (К3) трансформаторов при двухтрансформаторных подстанциях: К3 = 0,65-0,7

В данном дипломном проекте принимаем К3 = 0,7,

где К3 - предполагаемый коэффициент загрузки.

Далее из табл. 1.2 выбираем для КТП: Рсм? = 617 кВт ; Q см? = 462 квар

Мощность трансформаторов определяем по формуле:

, (1.27)

где Sнarp - расчетная мощность нагрузки КТП с учетом компенсирующих устройств (кВА); n - количество трансформаторов на подстанции.

, (1.28)

где QK - мощность обоих конденсаторных установок.

На КТП выбираем 2 трансформатора типа ТМ-630/10 с техническими данными:

Sном = 630 кВА; Uвн = 10 кВ; Uнн = 0,4 кВ; Uкз = 5,5%; Ркз = 7,6 кВт; Рх = 1,31 кВт; Iхх = 2 %; ?/Yн -0.

Различают режим систематической перегрузки и режим аварийной перегрузки трансформаторов. ГОСТ 14209-85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки» - устанавливает максимально возможные значения перегрузок: 1,5 - при систематических перегрузках; 2 - при аварийных перегрузках.

По графику нагрузок проектируемого корпуса для трансформаторов КТП систематических перегрузок практически не возникает, а в аварийном режиме один из трансформаторов будет перегружен не более 30%, что допустимо.

(1.29)

Перегрузка составит 1% в аварийном режиме.

В нормальном режиме трансформаторы загружены (т.е. каждый из трансформаторов) на 50,6%

(1.30)

Для КТП в аварийном режиме перегрузка 1%, в нормальном К3 = 0,5

.3.3 Построение графиков нагрузки

Графики строим на основе расчетных данных табл. 1.2 и типового графика [5] раздел 3. В данном дипломном проекте приводим суточные графики активной, реактивной и полной нагрузок КТП.

.3.4 Обоснование схемы напряжением 10 кВ

В связи с тем, что на данном предприятии (МУ ДЭУ - 5), к которому относится производственный проектируемый корпус, распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 0,4 кВ (на предприятии установлена трансформаторная подстанция 630/10-0,4кВ «ТП-2056», находящейся на территории ).

Проектируемое распределительное устройство РУ10кВ запитываем от близлежайшей ТП 10кВ.

.3.5 Расчет и проверка сечений высоковольтной сети

Расчет сечения жил кабелей выше 1000В рекомендуется производить по нагреву расчетным током, по экономической плотности тока и по термической стойкости к токам КЗ [3].

Расчет по экономической плотности в нашем дипломном проекте не производим так как в большинстве случаев выбранное так сечение не устойчиво к токам КЗ. Сечение высоковольтных кабелей выбираем по нагреву расчетным током (в данном дипломном проекте), а затем проверяем выбранное сечение кабелей по термической стойкости к токам КЗ.

При возникновении аварийного режима, т.е. при выходе из строя одного из трансформаторов, или при отключении последнего, по одному из кабелей, проложенных к КТП будет передаваться мощность обоих трансформаторов. Поэтому при расчете рабочего тока кабелей используем максимальную расчетную мощность подстанции.

Из табл. 1.2 данного дипломного проекта берем исходные данные:

Рм = 617 кВт;

Qм = 462 квар;

Sм = 786 кВА

Максимальный рабочий ток кабеля рассчитываем по формуле:

(1.31)

где Uном - номинальное напряжение на ВН, кВ.

Сечение кабеля по экономической плотности тока S, мм2 ,вычисляется по формуле:

, (1.32)

где j - экономическая плотность тока, j=1,6 А/мм2

Рассчитываем:

Принимаем ближайшее стандартное сечение по шкале стандартных сечений: S = 35мм2.

Выбираем марку кабеля: ААШв (3х35) Кабель прокладывается в канале, средняя температура 25С0, поправочный коэффициент К= 0,97, тогда Iд для кабеля сечением (3х35) .

По справочнику [2] Iд =190 А т.к 190 А 45,5 А , условие по нагреву выполняется, из табл. 5.7 [6], поэтому принимаем сечение для кабеля с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией марки ААШв, прокладываемого в земле.

Проверяем выбранное сечение по термической стойкости:

Для проверки кабеля рассчитывается термически стойкое сечение:

, (1.33)

где - коэффициент, для Al =12;

tпр - собственное время отключения, tпр =0,25 с

По условиям нормального режима работы было определено сечение

мм2 поэтому следует скорректировать сечение кабеля окончательно берем кабель ААШв (3х120), тогда Iд =395А.

.3.5 Выбор высоковольтной аппаратуры

Как уже отмечалось в обосновании схемы, из высоковольтной части в данном дипломном проекте проектируем РУ на напряжение 10кВ, которое комплектуем номерами КРУ, где высоковольтное оборудование устанавливается на выкатной тележке. Преимущество такой конструкции заключается во взаимозаменяемости однотипных выкатных тележек и в том, что отдельные отсеки шкафа отделены друг от друга металлическими перегородками. Последнее позволяет повысить стойкость шкафов к дуговым замыканиям и локализовать дугу в пределах одного отсека шкафа. Камеры КРУ комплектуем маломасляными выключателями, трансформаторами тока, измерительными приборами.

Далее выбираем высоковольтные выключатели на 10кВ и трансформаторы тока. Выключатель служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Учитывая назначение данных высоковольтных аппаратов, условия выбора и проверки выключателей сведем в табл. 1.4, а трансформаторов в табл.1.5.

Таблица 1.4

Условия выбора и проверки высоковольтных выключателей

№ п/пТехническая характеристика выключателя и ее условное обозначениеУсловие выбора или проверки1.Номинальное напряжение, UнUн ? Uн.уст2.Номинальный ток, при номинальном напряжении, IнIн ? Iр.н3.Номинальная ток отключения, Iн.oIн.о ? Iр.о4.Номинальная мощность отключения, Sн.оSн.о ? Sр.о5.Номинальный ток электродинамической устойчивости (допустимый ударный ток, предельный сквозной ток) при КЗ, iн.дIн.д ? iр.у6.Ток термической устойчивости, Iн.т.уIн.т.у ?

В аварийном режиме рабочий ток через выключатель определяем по формуле:

(1.34)

Учитывая Iр.н = 45,4А; Uн =10кВ по табл.5.1.[4] выбираем маломасляный выключатель типа ВМПЭ-10-630-20У2 с технологическими данными:

Uн.раб. = 12кВ, Uн = 10 кВ, Iн = 630 А, Iн.о = 10 кА, номинальный ток включения (наибольший пик Iд = 20 кА, ток термической стойкости, кА / допустимое время его действия, с Iн.т.у = 20кА , полное время отключения tотк = 0,25 с.

Выбираем также трансформаторы тока.

Таблица 1.5

Алгоритм выбора и проверки трансформаторов тока

№ п/пТехническая характеристика трансформаторов тока и ее условное обозначениеУсловие выбора или проверки1.Номинальное напряжение, Uн Uн ? Uн.уст2.Номинальный ток первичной обмотки, Uн1 Iн1 ? Iр.н3.Номинальная мощность нагрузки вторичной обмотки, Sн2 Sн2 ? Sр24.Кратность допустимого тока внутренней динамической устойчивости (допустимая кратность первичного тока), Кдоп Kдоп ? или 5.Кратность односекундного тока термической устойчивости, К

Положения к таблицам 1.4 и 1.5.

Uн.уст - номинальное напряжение электроустановки, кВ;

Iр.н - расчетный ток нагрузки, А;

Sр2 - расчетная мощность нагрузки вторичной обмотки, ВА;

iр.у - расчетный ударный ток КЗ в электроустановке, кА;

iн.д - номинальный ток динамической устойчивости трансформатора тока;

- установившийся ток короткого замыкания (КЗ), кА;

tn - приведенное время действия тока КЗ, с;

Iн.т.у - номинальный ток термической устойчивости трансформатора тока;

tн.т.у - время, к которому приведен Iн.т.у, с;

Iр.о - расчетный ток отключения, кА;

iр.у - расчетный ударный ток, кА;

По табл. 5.9 [4], в соответствии с условиями выбора, приведенными в табл. 1.5 выбираем трансформаторы тока типа: ТПЛК-10

Технические данные трансформатора тока: Uн = 10 кВ; Iн1 = 600 А; Iн2 = 5 А; 10Р - вариант исполнения вторичной обмотки, класс точности - 0,5; номинальная нагрузка в классе - 0,6 Ом; ток электродинамической стойкости - 74,5 кА, допустимый ток термической стойкости кА / допустимое время, с - 28,3/3.

.3.6 Проверка электрического высоковольтного оборудования на действие токов КЗ

Расчет токов КЗ необходим для выбора по отключающей способности выключателей, для проверки на стойкость к токам КЗ электрического силового оборудования, для расчета токов срабатывания и коэффициентов чувствительности устройств релейной защиты и т.п.

Схема замещения для расчета токов КЗ:

Рис.1.2

Исходные данные: Sкз =10000 МВА; Uн = 10 кВ; Sн =630 кВА; Uк = 5,5 %;

Рк = 7,6 кВт

Расчет токов короткого замыкания ведем в именованных единицах.

Определяем сопротивление системы:

(1.35)

Активное и индуктивное сопротивления линии трехжильного кабеля ААШв (3 х 120) мм2 находим по таблице 6.80 [11]:

R0 = 0,258 Ом/км, Х0 = 0,081 Ом/км.

Так как имеем длину линии ? = 50м = 0,05км; сопротивления линии rл, хл находим по формуле:

, (1.36)

,

rл = 0,258*0,05= 0,0129Ом,

хл = 0,081*0,05= 0,0041Ом

Определяем сопротивления трансформаторов:

(1.37)

rТ = rТ1 = rТ2

Полное сопротивление трансформатора:

(1.38)

ZТ = ZТ1 = ZТ2

Суммарное сопротивление системы:

(1.39)

, (1.40)

где: (1.41)

Ток при трехфазном КЗ в точке К1

(1.42)

Рассчитываем ударный ток в цепи, где устанавливается выключатель

, (1.43)

где Куд - ударный коэффициент определяем по рис.2.22 [1]

Куд = 1,2.

При определении Куд необходимо знать постоянную времени затухания апериодической составляющей тока трехфазного КЗ, которая определяется по формуле:

, (1.44)

где ?n = 314 рад/с - промышленная частота напряжения сети.

Проверку высоковольтных выключателей на действие токов КЗ производим исходя из условий таблицы 1.4, а проверку трансформаторов тока - из условий таблицы 1.5.

Проверка высоковольтного выключателя ВМПЭ-10-630-20У2:

) ; 12кВ > 10кВ

) ; 630А > 45,4А

) ; 20кА > 1,29кА

) ; 415,7 МВА

26,81МВА

,7 МВА > 26,81 МВА

) ; 20кА > 2,19кА

)

кА > 0,32кА

Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям.

Далее проверяем трансформатор тока ТПЛК-10

) ; 10кВ = 10кВ

) ; 600А > 45,4А

); (1.45)

Sприб - сумма мощностей последовательно включенных токовых обмоток приборов и реле, [3] табл.8

Sприб = 0,1 + 0,5 + 2,5 + 3 =6,1 ВА; (1.46)

Zпров - суммарное сопротивление проводников

, (1.47)

где: - удельное сопротивление проводников;

- длина проводов, м;

s - сечение провода, мм2;

Zконт - сопротивление контактов (Zконт = 0,1 Ом )

Рассчитываем:

12,5ВА, (1.48)

где Zн = 0,5 Ом номинальная нагрузка [4] табл.5.9.

,5 ВА > 9,45 ВА

) 74,5кА > 2,19кА

) 28,3кА > 0,37кА

*- данное условие проверки используется т.к. в справочных данных трансформаторного тока вместо кратности односекундного тока термической устойчивости приведен допустимый ток термической стойкости Iн.т.у.

Выбранный трансформатор тока ТПЛК-10 удовлетворяет всем условиям.

1.3.7 Проверка места положения подстанции

При выборе схемы электроснабжения существенную помощь оказывает картограмма электрических нагрузок. Картограммой называют план, на котором изображена средняя интенсивность распределения нагрузок приемников электроэнергии. Для ее построения на плане указывают в соответствующем масштабе электрические нагрузки в виде кругов, площадь которых прямо пропорциональна мощности ЭП. В качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника, радиус круга соответствует расчетной мощности ЭП энергии; значение его находим из условия равенства расчетной мощности Рi площади круга [1]

, (1.49)

где - радиус круга, см;

m - масштаб картограммы, кВт/см2;

тогда

(1.50)

Проведем расчет по формуле (1.50) для КТП - одного из основных потребителей подстанции «КТП 2056»

(1.51)

Радиусы окружностей для построения картограммы реактивных нагрузок определяем аналогично. Выбранный для построения картограммы нагрузок масштаб m=10 кВт/см2. Предполагаемые электрические нагрузки приемников, а также соответствующие значения радиусов окружностей приведены в табл.1.6, картограмма нагрузок показана на рис.1.3.

Для нахождения центра рассеяния ЦЭН и размещения подстанции необходимо найти условный центр электрических нагрузок. Подстанцию следует располагать как можно ближе к этому центру и по возможности в зоне рассеяния. Это позволяет снизить расход электрической энергии, уменьшить расход проводникового материала за счет сокращения протяженности кабельных линий и приближения высокого напряжения к центру потребления электрической энергии.

Таблица 1.6

Исходные данные для построения картограммы нагрузок

Наименование потребит.НагрузкаКоэфф. мощностиРадиус окружности, мм для нагрузкиКоординаты, мАктивная Pi, кВтРеактивная Qi,кВарАктивной raiРеактивной rpiХiYi1. РП - 1398,5297,90,7935,6230,801501002. ШР - 13129,10,766,185,38200153. РП - 2206,5154,60,8125,6422,194060

Для определения условного центра электрических нагрузок воспользуемся методикой определения центра тяжести однородных, плоских фигур сложной формы. Учитывать третью координату z не имеет смысла, так как потребители электрической энергии размещены примерно на одном уровне. Перепад рельефа не более 5ёё10 м.

Координаты центра активных электрических нагрузок:

(1.52)

где хi, yi - координаты i - го потребителя.

Рис.1.3. Картограмма активных нагрузок

(1.53)

Расчет координат центра активных нагрузок по формулам (1.52) проводим используя координаты расположения нагрузок, приведенные в таблице 1.6. Получим следующие координаты х0а=130 м; y0а = 58,3 м.

Координаты центра реактивных электрических нагрузок определяются аналогично:

Все известные методы нахождения ЦЭН сводятся к тому, что центр электрических нагрузок определяется, как некоторая постоянная точка на плане. Исследования показали, что такое положение нельзя считать правильным и ЦЭН следует рассматривать как некоторый условный центр, так как определение его еще не решает до конца задачи выбора местоположения подстанции. Дело в том, что положение, найденное по тому или иному математическому методу условного центра электрических нагрузок не будет постоянным. Это объясняется изменением потребляемой приемниками мощности, развитием предприятия.

В соответствии со сказанным выше ЦЭН описывает на плане фигуру сложной формы. Поэтому правильнее говорить не о ЦЭН как некоторой постоянной точке на плане, а о зоне рассеяния ЦЭН. Зона рассеяния может определяться для статического состояния системы и с учетом динамики (развития) системы электроснабжения.

Для определения зоны рассеяния ЦЭН необходимо прежде всего найти закон распределения координат ЦЭН. Обычно предполагают, что распределение случайных координат ЦЭН следует нормальному закону распределения (закону Гаусса-Лапласа), т.е. [2]

где: ax, аy - математические ожидания случайных координат; 2х, ss2y - дисперсии случайных координат.

Математические ожидания случайных координат в нашем случае - это координаты ЦЭН

ах=х0, аy=y0 ,

Если ввести обозначение

(1.54)

называемые мерами мощности случайных величин, закон распределения запишется в следующем виде:

Так как координаты х и y изменяются одновременно то от одномерной плоскости распределения вероятностей исследуемых величин можно перейти к двумерной функции распределения вероятностей случайных независимых координат

,

Зона рассеяния центра электрических нагрузок представляет собой эллипс, как сечение поверхности нормального распределения, полуоси которого равны

(1.55)

Форма эллипса зависит от соотношений

(1.56)

где Рхi , Рyi - вероятности появления хi , yi:

,

С учетом этого выражения дисперсия случайных координат определяется следующим образом:

тогда по формуле (1.54) находим

Используя формулу (1.54) находим полуоси эллипса зоны рассеяния

Так как различие между осями эллипса не превышает 10% то можно принять hX=hY=h*, тогда эллипс преобразуется в доверительный круг, радиус которого определяется из выражения:

где

Как показала практика проектирования и эксплуатации системы электроснабжения, расположение городской подстанции не всегда возможно в зоне рассеяния ЦЭН. В нашем случае подстанция «ТП 2056» предназначена для питания электрической энергии функционирующего предприятия и ее расположение существенным образом ограничивается существующей застройкой.

Смещение подстанции из зоны рассеяния ЦЭН приводит к ухудшению технико-экономических показателей системы электроснабжения и является не желательным. Поэтому необходимо оценить к чему приводит смещение.

Найденный центр активной нагрузки построен на рис.1.3. Из рисунка видно, что реальное расположение подстанции не является оптимальным и продиктовано существующей застройкой. Хотя сегодняшнее местоположение подстанции не самое наилучшее с точки зрения потерь электроэнергии, оно попадает в зону рассеяния центра электрических нагрузок.

Таблица 1.7

Данные к построению зоны рассеяния

Дисперсия случайных координатСреднеквадратичное отклонениеМера точности случайных величинПолуоси эллипса рассеянияРадиус окружности рассеянияssХ2ssY2ssХssYhXhYRXRyR27126,916723,651340,013860,0207912583,3100

.4 Конструктивное исполнение

В данном дипломном проекте на понизительной подстанции используются ячейки серии КРУ с выкатными тележками. Кабель длиной 0,05 км проложен в траншеях. Комплектная трансформаторная подстанция, отдельно стоящая в центре рассчитанных нагрузок. Расстояние по горизонтали от дверного проема трансформаторной камеры до проема ближайшего окна или двери другого помещения должно быть не менее одного метра при количестве масла в трансформаторе 60 кг. Вентиляционная система КТП и камер трансформаторов должна обеспечивать отвод выделяемого трансформатором тепла, быть самостоятельной и не связанной с другими вентиляционными системами. Трансформаторы - схема подключения ?/Yн - 0 .

электрический сеть высоковольтный заземление

2. Расчет схемы электроснабжения напряжением 0,4 Кв

.1 Обоснование схемы

Распределение электроэнергии во внутрицеховых электрических сетях выполняется по радиальным, магистральным или смешанным схемам в зависимости от территориального размещения нагрузок, их значения, требуемой степени надежности питания и других характерных особенностей проектируемого объекта.

Магистральные схемы обеспечивают высокую степень надежности электроснабжения. Их основными достоинствами являются универсальность и гибкость, позволяющие производить изменения технологии производства и перестановки производственно-технологического оборудования без существенного изменения электрической сети. В данном дипломном проекте магистральную схему электроснабжения в чистом виде не применяем, так как в данном производственном корпусе, где проектируется электроснабжение, не предусмотрено больших производственных пролетов, в которых можно было бы установить магистральный шинопровод, а также в виду того, что в корпусе установлено крановое оборудование, обслуживающее большую часть корпуса; кроме этого нагрузка по площади корпуса распределена неравномерно: наиболее крупные электроприемники установлены на участке ремонта и испытания электрооборудования, а в центральной части производственного корпуса мощность нагрузки не значительна.

Радиальные схемы характеризуются тем, что от источника питания, например от распределительного щита, КТП, отходят линии, питающие мощные ЭП или групповые распределительные пункты, от которых в свою очередь отходят самостоятельные линии, питающие прочие ЭП. Достоинство радиальных схем - высокая надежность питания, недостаток - большие затраты на установку распределительных щитов и проводку кабеля.

В данном дипломном проекте, вследствие неприемлемости магистральной схемы, на подстанции принимаем смешанные схемы питания ЭП.

Для того, чтобы не занимать ячейки на подстанции линиями небольшой мощности, на подстанции устанавливаем распределительные силовые пункты, от которых в свою очередь запитываем распределительные пункты в цехах, в данном дипломном проекте обозначенные как РП и ШС, а от шкафов энергоприемники. Для того, чтобы уменьшить затраты на проводку кабеля к распределительным шкафам, питающим ЭП небольшой мощности (линии с рабочим током менее 100А), на большинстве участков такие шкафы объединяем, запитывая их «цепочкой» резко-переменную нагрузку отделяем отдельно от «спокойной».

.2 Выбор и проверка питающих сетей

В данном дипломном проекте, как уже было отмечено во введении расчет схемы электроснабжения напряжением 0,4 кВ, ведется до шкафов, поэтому выбор и проверка распределительных сетей и выбор защитных - коммутационных аппаратов напряжением до 1000В, устанавливаемых в шкафах на отходящих линиях к ЭП, здесь не рассматриваются.

Рассмотрим кабельную линию от магистрального шкафа РУ1 на КТП до распределительных шкафов ШС13, ЩС2, запитанных «цепочкой» т.е. шлейфом: РУ1 ?ШС13 ? ЩС2, на плане расстановки оборудования они не показаны т.к. находятся вне рассматриваемого помещения.

Приблизительно длина от РУ1 до ШС13 ?1 = 60 м, от ШС13 до ЩС2

?2 = 20 м.

Для того, чтобы определить расчетный ток Iр учтем суммарную нагрузку Sм от ШС13, ЩС2

Для ЩС13 : Рм = 26,41 кВт, Qм = 8,2 квар, Sм = 27,67 кВА,

Для ЩС2 : Рм = 1,62 кВт, Qм = 0,91 квар, Sм = 1,86 кВА.

Р?м = 26,41+1,62 = 28,03 кВт

Q?м = 8,2 + 0,91 = 9,11квар

S?м = 27,67 + 1,86 =29,53 кВА

Определяем расчетный ток:

(2.1)

Определяем сечение по условию нагрева:

Iуд ? Iр , по табл.5.6.[6] выбираем сечение 35мм2

Iуд = 63А; 63А > 44,87А.

По условию нагрева сечения выбрано правильно.

Также проверяем выбранное сечение по потере напряжения. Допустимое отклонение напряжения принимаем -2,5% [7] стр.19.

Определяем моменты активных и реактивных нагрузок данной кабельной линии:

(2.2)

(2.3)

Коэффициент ?1 = 13,8 - табл.57[7]

Коэффициент ?2 = 0,3 - табл.56[7]

Среднее индуктивное сопротивление Хср = 0,0675 Ом/км - табл. 55[7]

Определяем расчетную величину потери напряжения:

, (2.4)

Определяем сечение жил кабеля:

(2.5)

Оставляем выборное сечение 35 мм2 и проверяем расчетную величину потери напряжения:

Выбранное сечение по допустимой потери напряжения проходит. Окончательно принимаем кабель АПВ-3х35 + 2х16.

Поскольку расстояние от ШС13 до ЩС2 ?2 = 20м, расстояние более 5м, чем от РУ1 до ШС13 ?1 = 60 м ; сечение кабеля от ШС13 до ЩС2 понижается (см. [8]), и берется АПВ-5(1х4).

Расчет и выбор сечения кабелей от РУ до распределительных шкафов и от шин подстанции до распределительных пунктов на остальных линиях производиться по аналогии.

Вследствие этого данные расчеты в дипломном проекте не описываем, а результаты расчетов сводим в табл.2.1 и показываем в графической части.

В соответствии с рекомендациями [2], кабели распределительной сети от КТП или от РУ до распределительных шкафов прокладываем по стенам на лотках не ниже двух с половиной метров от уровня пола и по кабельным конструкциям в лотках не ниже двух метров над проходами от уровня пола, т.к. открыто проложенные кабели должны быть защищены от механических воздействий и прокладываются в сетях напряжением выше 42В переменного тока в помещениях с повышенной опасностью. Кабели от КТП до РУ прокладываем открыто в кабельных каналах.

2.3 Выбор электрооборудования и защитно-коммутационных аппаратов питающих сетей напряжением до 1000 В

При коротких замыканиях токи в электрических аппаратах и проводниках примыкающих к точке КЗ, резко возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима. Чтобы не происходил чрезмерный нагрев проводников и электрооборудования током КЗ, каждый участок проектируемой сети должен быть снабжен защитным аппаратом, отключающим поврежденный элемент сети с наименьшим временем.

В данном дипломном проекте для защиты электрических сетей от токов КЗ принимаем автоматические выключатели с комбинированными расцепителями, которые, также, защищают электрическую линию от перегрузки. Для распределения электроэнергии в настоящем дипломном проекте принимаем РП серии ПР 8501 в качестве ШС, а в качестве магистрального шкафа РУ на КТП принимаем распределительный пункт ПР 8503.

Распределительный пункт серии ПР 8501 поступает в комплекте из 6,8,10 и 12 отходящих линий с выключателями серии ВА 51-31, с номинальным током распределителей: 16, 20, 25, 31, 63, 80, 100 А - табл. п. 2.9 [3]; и в комплекте из 4,6,8, 10 отходящих линий с двумя выключателями ВА 51-35 с расцепителями на ток: 100, 125, 160, 200, 250А и с 2,4,6 и 8 выключателями ВА 51-31 с расцепителями на ток от 16-100 А..

Рассмотрим пример выбора электромагнитных расцепителей для магистрального шкафа РУ1 устанавливаемого на КТП. Номинальный ток электромагнитного расцепителя автоматических выключателей выбираем по длительному расчетному току Iнэ ? Iдл

В качестве магистрального шкафа РУ принимаем шкаф серии ПР 8503- 2024-2УХЛ с 4 отходящими линиями, на 3 из которых устанавливаются выключатели ВА 51-35 с распределителями на ток от 100-250 А, а один остается в резерве, поставляемые Самарским заводом изготовителем. Данный шкаф выбираем с вводным выключателем на 800А для быстрого отключения всей нагрузки запитанной от данного шкафа, в аварийной ситуации или для ремонта.

Рассмотрим линию РУ1 ? ШС13 ? ЩС2

Из расчета питающих сетей используем номинальный расчетный ток

Iр =44,87 А., сечение кабеля - 35мм2 с Iуд = 70А.

По расчетному току выбираем ближайший ток расцепителя - 63А. Таким образом, для защиты линии выбираем автоматический выключатель ВА 51-31 с расцепителем 63А.

Ток срабатывания расцепителя автоматического выключателя с обратнозависимой характеристикой определяется по формуле:

Iср.р ? 1,25 Iдл (2.6)

Для определения сечения кабелей в данном дипломном проекте использовалось условие:

Iнд ? Iдл

Соответствующий аппарат максимальной токовой защиты должен выбираться из условия:

Iнд ? Кз*Iз ,

где Кз - допустимая кратность минимального тока КЗ,

Iз - номинальная величина однофазного тока КЗ,

Кз - определяем из табл. 5.9 [6], как сетей при обязательной защите от перегрузки, (Кз=1).

А > 44,87А (условие выполняется).

Во всех случаях должно быть обеспечено надежное отключение защитными аппаратами однофазного КЗ в сетях с глухозаземленной нейтралью не менее трех по отношению Iн автоматического выключателя, имеющему обратно зависимую от тока характеристику.

Выбор электромагнитных расцепителей на остальных отходящих линиях от РУ производим по аналогии и расчеты сводим в табл. 2.1, в эту же таблицу сводим расчеты по выбору электромагнитных расцепителей на отходящих линиях от РУ2.

Приведенные в таблице 2.1. типы распределительных шкафов обозначают:

ПР8501-140-2УХЛ - распределительный пункт с выключателем на вводе ВА 56-39, с шестью выключателями на отходящих линиях типа ВА 51-31;

ПР8501-141-2УХЛ - с выключателем на вводе ВА56-39, с восьмью выключателями на отходящих линиях типа ВА51-31;

ПР8501-142-2УХЛ - с выключателем на вводе 56-39, с 10 выключателями на отходящих линиях типа ВА51-31;

ПР8501-143-2УХЛ - с выключателем на вводе ВА56-39, с 12 выключателями на отходящих линиях типа ВА 51-31.

Распределительные шкафы в корпусе устанавливаем рядом с колоннами или у стен.

.3.1 Выбор и проверка трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираем исходя из условий выбора и проверки (табл.1.5 данного дипломного проекта).

Для КТП по расчетному току Iр =1172 А, выбираем трансформаторы тока многовитковые, шинные, типа ТПЛК - 0,66- 1500/5.

Трансформаторы тока устанавливаем на вводах и между секциями сборных шин.

2.4 Разработка принципиальной однолинейной схемы главных электрических соединений КТП

В данном дипломном проекте на подстанции применяем схемы с одной секционированной системой сборных шин. Так как на подстанции устанавливаем два трансформатора, системы сборных шин, состоят из двух секций, соединенных между собой секционным выключателем, который в нормальном режиме работы КТП находиться в отключенном состоянии.

Трансформаторную подстанцию комплектуем вводными шкафами типа ШНВ-3Уз, секционным типа ШНС-3У3 и линейными типа ШНЛ-3Уз.

Выбираем шины прямоугольного сечения. Для нашей КТП - алюминевые шины сечением 120х10 мм с Iд = 2070А, при количестве полос на фазу =1.

Вводный шкаф ШНВ-3Уз состоит из следующих коммутационных аппаратов:

выключатель на вводе- ВА55-43 с током расцепителя Iрас =1600 А,

два выключателя на отходящих линиях ВА-51-39 с номинальным током

Iном = 150А (ток расцепителя выбираем далее для каждой отходящей линии отдельно).

Ток расцепителя выключателя на вводе выбрали исходя из расчетных нагрузок на КТП.

, (2.7)

при условии, что Iрасц > Ip

Вводные шкафы устанавливаем для каждой секции сборных шин.

Далее рассчитаем ток и выбираем установки расцепителей автоматов на отходящих линиях вводных шкафов на 1 и 2 секциях:

На 1 секции (вводной шкаф №1): ШНВ-3Уз

Iр =809,08А

Принимаем ток расцепителя:

Iрасц =1000А, [3] табл.п.10,

где Sм =534,58 кВА см табл.1.1. данного проекта.

Линия к распределительному шкафу ШС13

(2.8)

где Pм? и Qм? - максимальные суммарные расчетные активная и реактивная нагрузки шкафа ШС-13

Iр =53,3А

Ток расцепителя: Iрасц = 100А

На второй секции (вводной шкаф №2) расчетный ток на отходящих линиях рассчитывается по аналогии.

Также по аналогии рассчитываем ток на отходящих линиях от линейных шкафов ШНЛ-3Уз. Линейные шкафы устанавливаем по одному на каждую секцию.

Расчетный ток через секционный выключатель находим из суммарной полной максимальной расчетной нагрузки наиболее загруженной секции сборных шин.

Результаты расчетов сводим в табл.2.2.

Заключение

В данной пояснительной записке произведен расчет электроснабжение Дорожно-эксплуатационного учреждения, целью которого является выбор наиболее оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов, позволяющих обеспечить необходимую надежность электропитания и бесперебойной работы предприятия.

В ходе выполнения дипломного проекта мы произвели расчет электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм. Выбрали количество и мощность трансформаторов, с учета оптимального коэффициента их загрузки и категории питающихся электроприемников. Выбрали наиболее надежный вариант сечения проводов и кабелей питающих и распределительных линий. Произвели расчет токов короткого замыкания. Определили мощность компенсирующих устройств. Произвели расчет релейной защиты, и рассчитали оптимальное количество и сопротивление заземляющих устройств.

На основе произведенных расчетов можно сделать вывод, что выбран наиболее оптимальный и рациональный вариант электроснабжения предприятия.

Хотелось бы отметить, что большую роль играют конденсаторные установки компенсации реактивной мощности - 0,4 кВ до 2 000 кВАр помогут значительно сократить - до 30 % затраты оплату электроэнергии, существенным образом снизить нагрузку на трансформаторы и кабели и тем самым повысить надежность сетей. Они применяются на предприятиях, где используются:

·Асинхронные двигатели ( cos Ф ~ 0.7)

·Асинхронные двигатели, при неполной загрузке ( cos Ф ~ 0.5)

·Выпрямительные электролизные установки ( cos Ф ~ 0.6)

·Электродуговые печи ( cos Ф ~ 0.6)

·Водяные насосы ( cos Ф ~ 0.8)

·Компрессоры ( cos Ф ~ 0.7)

·Машины, станки ( cos Ф ~ 0.5)

·Сварочные трансформаторы ( cos Ф ~ 0.4)

Расчет реактивной мощности КРМ

Таблица определения реактивной мощности конденсаторной установки - КРМ (кВАр)необходимой для достижения заданного cos(?).

Текущий (действующий)Требуемый (достижимый) cos (?)tan (?)cos (?)0.800.820.850.880.900.920.940.960.981.00Коэффициент K3.180.302.432.482.562.642.702.752.822.892.983.182.960.322.212.262.342.422.482.532.602.672.762.962.770.342.022.072.152.232.282.342.412.482.562.772.590.361.841.891.972.052.102.172.232.302.392.592.430.381.681.731.811.891.952.012.072.142.232.432.290.401.541.591.671.751.811.871.932.002.092.292.160.421.411.461.541.621.681.731.801.871.962.162.040.441.291.341.421.501.561.611.681.751.842.041.930.461.181.231.311.391.451.501.571.641.731.931.830.481.081.131.211.291.341.401.471.541.621.831.730.500.981.031.111.191.251.311.371.451.631.731.640.520.890.941.021.101.161.221.281.351.441.641.560.540.810.860.941.021.071.131.201.271.361.561.480.560.730.780.860.941.001.051.121.191.281.481.400.580.650.700.780.860.920.981.041.111.201.401.330.600.580.630.710.790.850.910.971.041.131.331.300.610.550.600.680.760.810.870.941.011.101.301.270.620.520.570.650.730.780.840.910.991.061.271.230.630.480.530.610.690.750.810.870.941.031.231.200.640.450.500.580.660.720.770.840.911.001.201.170.650.420.470.550.630.680.740.810.880.971.171.140.660.390.440.520.600.650.710.780.850.941.141.110.670.360.410.490.570.630.680.750.820.901.111.080.680.330.380.460.540.590.650.720.790.881.081.050.690.300.350.430.510.560.620.690.760.851.051.020.700.270.320.400.480.540.590.660.730.821.020.990.710.240.290.370.450.510.570.630.700.790.990.960.720.210.260.340.420.480.540.600.670.760.960.940.730.190.240.320.400.450.510.580.650.730.940.910.740.160.210.290.370.420.480.550.620.710.910.880.750.130.180.260.340.400.460.520.590.680.880.860.760.110.160.240.320.370.430.500.570.650.860.830.770.080.130.210.290.340.400.470.540.630.830.800.780.050.100.180.260.320.380.440.510.600.800.780.790.030.080.160.240.290.350.420.490.570.780.750.80 0.050.130.210.270.320.390.460.550.750.720.81 0.100.180.240.300.360.430.520.720.700.82 0.080.160.210.270.340.410.490.700.670.83 0.050.130.190.250.310.380.470.670.650.84 0.030.110.160.220.290.360.440.650.620.85 0.080.140.190.260.330.420.620.590.86 0.050.110.170.230.300.390.590.570.87 0.080.140.210.280.360.570.540.88 0.060.110.180.250.340.540.510.89 0.030.090.150.220.310.510.480.90 0.060.120.190.280.480.460.91 0.030.100.170.250.460.430.92 0.070.140.220.430.400.93 0.040.110.190.400.360.94 0.070.160.360.330.95 0.130.33

КРМ (кВАр) = Pa х (tg(?1)-tg(?2)) КРМ (кВАр) = Pa х K =Активная мощность [кВт] х коэффициент K Pa = S х cos(?) = Полная мощность х cos (?)

tg(?1+?2) согласуются со значениями cos (?) в таблице.

Пример:

Активная мощность двигателя : P=100 кВт

Действующий cos (?) 0.61

Требуемый cos (?) 0.96

Коэффициент K из таблицы 1.01 Необходимая реактивная мощности КРМ (кВАр) = 100 х 1.01=101 кВАр

Список используемой литературы

1.Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.- М.: Энергоатомиздат. 1990.-576с.- электроустановки промышленных предприятий / под общ. ред. Ю.Н. Тищенко и др./

2.Справочник по проектированию электроэнергетических систем / под ред Ю.Г, Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат.1991./

.Гужов Н.П., Ольховский В.Я., Стрельников Н.А., Удалов С.Н. Электроснабжение - Методические указания к курсовому проектированию для студентов IV-VI курсов факультета энергетики. Новосибирск-1998.

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

.Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. 2-е изд перераб и доп. Под общ ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербинского.- М.: Энергия 1980.- 576с.

.Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий.: - учеб для студ вузов по спец. «электропривод и автоматизация промышленных установок» - 3-е изд., перераб и доп.-М: Высшая школа, 1986.-400с. Ил.

.Н.Ф. Шаповалов Справочник по расчету электрических сетей - Киев: 1979.

.Правила устройства электроустановок. Минэнерго РФ - 7е изд.-М.: Энергоатомиздат

.Долин П.А Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб пособие для вузов. 3е изд., перераб и доп.-М.: «Знак», 2000г.-440с., ил

.Технологическое проектирование (реконструкция) автотранспортных предприятий. Тюмень 2004. Каталог ГПНТБ «ВР 2005. Н74/Т384»

.Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: учеб пособие для студ. Элэктр.энерг. специальностей вузов, 2е изд., перераб. и доп. /В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Парерно и др.; под ред. В.М. Блок. - М.: Высшая школа 1990.-383с.

.Шингаров В.П. Монтаж кабельных линий. Ульяновск 2002.: Каталог ГПНТБ «з 279/ Ш621»

.В.П. Шеховцов Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования. М.: ФОРУМ: ИНФРА-М 2003.-214с. Ил

. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики. 2-е изд. перераб. и доп. Учебник. М., «Высшая школа», 1975. 488 с.

. Зильберман Р. И. Сетевое планирование и управление на строительстве линий 35-500 кВ. Под. ред. А.Д. Романова. М., «Энергия», 1973.

Дипломный проект Электроснабжение дорожно-эксплуатационного учреждения Содержание В

Больше работ по теме: