Электроснабжение и электрооборудование узловой распределительной подстанции

Введение

Дисциплина «Электроснабжение отрасли» позволяет получить как теоретические знания, так и практические. С помощью этой дисциплины студенты получают общее представление о своей специальности, и выработки у них некоторых профессиональных навыков. Также она играет важную роль в подготовке квалифицированных специалистов и в дальнейшем профессиональном росте.

Полное название моего курсового проекта: «Электроснабжение и электрооборудование узловой распределительной подстанции»

Исходными данными при выполнении курсового проекта послужили:

· различная справочная литература;

· исходные данные различных практических работ;

· графические изображения;

· различные схемы.

Для выполнения курсового проекта я руководствовался различными пособиями по моей специальности, иногда было необходимо логическое мышление, а также помощь преподавателя. Все это помогло в решение практической и графической части курсового проекта.

В курсовом проекте были выполнены три части:

1. Общая часть

2. Расчетная часть

3. Графическая часть Каждая часть состоит из нескольких разделов. В практической части по каждому разделу я пользовался разными методиками: В расчете электрических нагрузок использовался метод упорядоченных диаграмм; при выборе типа числа и мощностей силовых трансформаторов я исходил из категории ЭП, числа часов загрузки СТ, мощности трансформатора; В выборе КТП использовался трансформатор, ввода высокого и низкого напряжения; в выборе схемы электроснабжения использовался тип этой схемы, число ЭП; в расчете сечения ТВЧ использовался выбор способа прокладки, выбор марки ТВЧ, номинальные данные ЭП; в расчете токов КЗ использовался метод именованных единиц; в выборе коммутационного электрооборудования использовались условия выбора и проверки коммутационных аппаратов.

I. Общая часть электрооборудование ток замыкание трансформатор

1.1 Назначение объекта и его характеристика Цех механической обработки деталей предназначен для обработки коленчатых валов автомобильного двигателя.

В цехе предусмотрены производственные, вспомогательные, служебные и бытовые помещения различного назначения.

Основное оборудование размещено в станочном и ремонтно-механическом отделениях.

В данном цехе используется бесперебойный распорядок дня, работают 4 бригады в 3 смены 40 часов в неделю, одна бригада Грунт в районе цеха — суглинок при температуре +15 С. Каркас здания сооружен из блоков-секций длиной 8 и 4 м каждый.

Размеры цеха AЧBЧH= 48Ч28Ч9 м.

Цех имеет двухэтажные вспомогательные помещения высотой 4 м.

1.2 Характеристика электрооборудования объекта Электроснабжение цеха механической обработки деталей осуществляется от подстанции глубокого ввода (ПВГ) завода, расположенной на расстоянии 8 км. от энергосистемы (ЭВС).

Оборудование цеха питается напряжением до 220 В и 380 В переменным трехфазным током, частотой 50 Гц.

Напряжение на подстанции глубокого ввода-10 кВ. Расстояние от подстанции глубокого ввода до цеха-0,5 км.

Имеются электроприемники трёхфазные переменного тока, напряжением 0,4 кВ и однофазные переменного тока, напряжением 0,22 кВ.

Табл. 1-Ведомость электрических нагрузок

1.3 Категория потребления электроэнергии Электроприемники цеха механической обработки деталей относятся ко 2 категории по степени надежности и бесперебойности — это такие электроприемники, которые допускают перерыв электроснабжения на время ручного вода резерва до 2 часов. К первой категории надёжности и бесперебойности относятся электроприёмники, которые не допускают перерыва в электроснабжении или на время автоматического ввода резерва до 0,01с. Для них необходимо 2 или 3 резервных источника питания. Примером первой категории на данном объекте представлен кран мостовой.

2. Расчетная часть

2.1 Расчет электрических нагрузок Расчет электрических нагрузок производится для последующих расчетов: выбора ТВЧ, коммутационных аппаратов, выбор типа числа и мощности силовых трансформаторов и т. д. Расчёт электрических нагрузок производим методом упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума). Метод применяется при расчёте электрических нагрузок вновь проектируемых объектов или при их реконструкции. Метод позволяет по номинальной мощности электроприемников с учетом их числа и характеристик определить расчетную нагрузку любого узла схемы снабжения. Расчет электрических нагрузок производится на основании следующих исходных данных: плана расположения электроприемников на объекте, перечня электрооборудования и таблицы 1. Сущность метода заключается в том, что все электроприемники объекта разделяются на две группы. К группе, А относятся приёмники, у которых нагрузка на валу двигателя переменная или резко переменная. К группе Б относятся приёмники, у которых нагрузка на валу двигателя постоянная или малопеременная. Все электроприемники данного объекта относятся к группе Б. Преимущества этого метода заключается в наименьшей погрешности — до 10%.

Определяем номинальную установленную мощность Рну, кВт по формуле

(1)

где n — число электроприемников, шт.;

Рн1 — номинальная мощность электроприемника, кВт;

ПВ — продолжительность включения.

Определяем модуль сборки для группы электроприемников m по формуле

(2)

где Рн1макс — максимальная мощность одного приемника в группе, кВт;

Рн1мин — минимальная мощность одного приемника в группе, кВт.

Определяем среднюю активную мощность за максимально загруженную смену Рсм, кВт по формуле

(3)

где Рну — мощность номинальная установленная, кВт.

Определяем реактивную мощность за максимально загруженную смену Qсм, кВАр по формуле

(4)

где tg — коэффициент реактивной мощности.

Определяем коэффициент использования для группы электроприемников Ки. ср по формуле

(5)

где ?Рсм — сумма активных мощностей, кВт;

? Рну — сумма номинальных установленных мощностей, кВт.

Под эффективным числом ЭП, понимается такое число ЭП одинаковых по мощности и по режиму работы, которые дают ту же величину расчётного максимума, что и приёмники различные по режиму работы и по мощности.

Определяем эффективное число электроприемников для группы Б, nэ, шт. по формуле

(6)

где ?Рсм — сумма активной мощности за максимально загруженную смену, кВт.

Активная расчетная мощность для группы электроприемников Рр, кВт определяем по формуле

(7)

где ?Рсм — сумма активной мощности за максимально загруженную смену, кВт;

Км — коэффициент максимума 3, стр. 90.

Реактивную расчетную мощность Qр, кВАр определяем по формуле

(8)

где ?Qсм — сумма реактивной мощности за максимально загруженную смену, кВт;

Км ' - приведенный коэффициент максимума (Км '=1,1)

Определяем расчетную максимальную мощность для группы электроприемников Sр, кВА по формуле

(9)

где Рр — максимальная активная мощность, кВт;

Qр — максимальная реактивная мощность, кВАр.

Расчетный максимальный ток Iр, А определяем по формуле

(10)

где Рн1 — номинальная мощность электроприемника, кВт;

Uн — номинальное напряжение сети, кВ;

cosц — коэффициент активной мощности.

Все расчеты приведены в электронно-инженерной программе Microsoft Excel и занесены таблицу 2.

2.2 Компенсация реактивной мощности Реактивная энергия вырабатывается генераторами на ряду с активной энергией. Активная энергия, потребляемая электроприемниками, преобразуется в другие виды энергии: механическую, тепловую, энергию сжатого воздуха и газа и т. д. Определенный процент активной энергии расходуется на потери. Реактивная мощность не связана с полезной работой электроприемников и расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях, трансформаторах, линиях.

Реактивные токи создают добавочные потери активной мощности в линиях, дополнительные потери напряжения, требует увеличения номинальной мощности или числа трансформаторов.

Физическая сущность cosц заключается в том, что он показывает какую часть активной мощности потребляет приемник или группа приемников подводимой к ним.

Расчетный коэффициент активной мощности cosцр определяется по формуле:

(11)

где, Рр — расчетная активная максимальная мощность, кВт;

Sр — расчетная реактивная максимальная мощность, кВАр.

Нормативное значение cosц задается энергоснабжающей организацией, cosц нормативный равен (0,92 — 0,95) который сравнивают с расчетным cosц.

Коэффициент активной мощности в цехе механической обработки деталей cosцр=0,77 это значение не нормативное, по этому требуется компенсация реактивной мощности, я применил естественную компенсацию реактивной мощности.

Естественная компенсация реактивной мощности — это компенсация реактивной мощности без применения специальных компенсирующих устройств.

Естественная компенсация реактивной мощности не требует больших материальных затрат и должна проводится в первую очередь на предприятиях.

К ней относятся:

· Создание рациональной схемы электроснабжения за счет уменьшения количества ступеней трансформации.

· Улучшение качества ремонта электродвигателей.

· Замена трансформаторов и другого электрооборудования старых конструкций на новые, с меньшими потерями на перемагничевание.

· Замена малонагруженных трансформаторов и двигателей, трансформаторами и двигателями меньшей мощности и их полная загрузка.

· Ограничение продолжительности холостого хода двигателей и сварочных трансформаторов.

· Улучшение качества ремонта электродвигателей, уменьшение переходных сопротивлений контактных соединений.

2.3 Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов Так как запыленность узловой распределительной подстанции ввиду особенностей производства не влияет на работу трансформатора, потому что ТП находится в отдельном помещении, то выбираем тип трансформатора ТМ — двухобмоточный с охлаждением виде естественной циркуляции масла, без регулирования напряжения под нагрузкой. Схема соединения обмоток звезда, звезда с нулем.

Выбор количества силовых трансформаторов производится на основании категории электроприемников по степени надежности и бесперебойности. Так как электроприемники относятся ко 2 категории, то имеются два варианта выбора силовых трансформаторов:

1 Вариант 2хТМ

2 Вариант 2хТМ Мощность СТ выбирается по полной средней мощности за максимально загруженную смену с учётом компенсации реактивной мощности Scm, кВА по формуле

(12)

где Рcm — средняя активная мощность за максимально загруженную смену (таблица 2), кВт; Qcm — средняя реактивная мощность за максимально загруженную смену (таблица 2), кВАр; УQнбсумма номинальных реактивных мощностей конденсаторных батарей.(таблица 3), кВАр Определяем расчетную мощность СТ Sт, кВА по формуле

(13)

где Sсмсредняя мощность СТ, кВА;

ntчисло трансформаторов, шт.

Принимаем ближайшее большее номинальное значение мощности выбранного типа трансформатора [7 стр. 175].

Sнт находим из [7 стр. 175] и выписываем все его паспортные данные: ДPxx, кВт; ДPкз, кВт; Uкз, %; Iхх, %; Ц, руб; U1, U2, кВ.

Определяем коэффициент загрузки в нормальном режиме Кз по формуле

Кз= (14)

где Sсм — полную среднюю мощность, кВА;

Sнт — номинальная мощность трансформатора, кВА;

nt — число трансформаторов, шт.

Оптимальный Кз в нормальном режиме от 0,6 до 0,8.

Определяем коэффициент загрузки в аварийном режиме Кз. ав по формуле

Кз.ав=?1,4 (15)

где Sнт — номинальная мощность трансформатора, кВА;

Sсм — определяем по формуле (13), кВА;

nt — число трансформаторов, шт.

С таким Кз. ав трансформатор может работать в течении 5 суток по 6 часов в сутки. Если Кз. ав превышает 1,4 то нужно отключить на сутки ЭП 3 категории или веерное отключение 2 категории.

Определяем потери реактивной мощности при холостом ходе ДQxx, кВАр по формуле ДQxx= (16)

где Iхх — ток холостого хода, [7 стр.35], %;

Snt — номинальная мощность трансформатора, [7 стр.175], кВА.

Определяем приведённые потери активной мощности при режиме холостого хода ДPxx', кВт по формуле ДPxx'= ДPxx + Кэп х ДQxx (17)

где ДPxx'- потери мощности при холостом, кВт;

Кэп — коэффициент эквивалентных приведённых потерь, кВт/кВАр Кэп=0,07 кВт/кВАр, [7 стр.140].

Определяем приведённые потери активной мощности в режиме короткого замыкания ДPкз', кВт по формуле ДPкз'= ДPкз + Кэп х ДQкз (18)

где ДPкз — потери мощности при коротком замыкании, кВт;

Кэп — коэффициент эквивалентных приведённых потерь кВт/кВАр Кэп= 0,07 кВт/кВАр.

Определяем приведённые потери активной мощности, ДPт' кВт, по формуле ДPт'= (ДPxx + Кз² ДPкз')nт (19)

Где ДPxx-приведённые потери активной мощности при режиме холостого хода, кВт;

Кз — коэффициент загрузки;

ДPкз' - приведённые потери активной мощности в режиме короткого замыкания, кВт;

nт — число трансформаторов, шт.

Определяем затраты на приобретение и эксплуатацию 3, руб. по формуле З= И+рнхК (20)

где pн = 0.15 — нормативный коэффициент внедрения новой техники;

К — капитальные затраты на приобретение трансформаторов руб. по формуле К = nt х Ц (21)

где И — эксплуатационные издержки руб. определяем по формуле И = Иа + Иn э/э (22)

где Иа — издержки на армотизацию, руб. определяем по формуле Иа = (23)

где Na — норма амортизации, % [7 стр. 82],

К — капитальные затраты, руб.

где — Иn э/э издержки на потерянную электроэнергию в трансформаторе руб. определяем по формуле

Иn э/э = ДPт' х Тгод х Со (24)

где Тгод — число часов работы в году, (8760ч);

Со — стоимость 1кВтhч. (Со=1,55 руб.).

Все расчеты были произведены в электронной инженерной программе Microsoft Excel 2003 и представлены в таблице 3.

Табл. 3- Сравнительная таблица силовых трансформаторов.

По выполненному технико-экономическому расчету выбираем трансформатор ТМ-160 т.к. коэффициенты загрузки в нормальном и аварийном режимах удовлетворяют условиям эксплуатации и экономически выгоден.

2.4 Выбор места расположения подстанции Для построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия важное значение имеет правильное размещение трансформаторных подстанций. Подстанции всех мощностей, напряжения и тока должны быть максимально приближены к центрам подключенных к ним нагрузок (ЦЭН) — центр электрических нагрузок. Это обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели системы электроснабжения по расходу электроэнергии и экономии проводниковых материалов.

Для определения ЦЭН необходимо наличие плана расположения электроприемников в соответствующем масштабе. Для определения ЦЭН учитываются электроприемники стационарно установленных на обьекте.

ЦЭН предприятия (цеха) является символическим центром потребления электроэнергии предприятием.

Для каждого электроприемника определяются координаты, по объекту проводятся оси координат.

Для определения ЦЭН используются формулы из технической механики определение центра тяжести сложных фигур Определяем координату Х₀, м по формуле Х₀ = (25)

Х₀ =

Определяем координату У₀, м по формуле У₀ = (26)

У₀ =

Так как трансформаторную подстанцию невозможно установить в ЦЭН, по причине нахождения там технологического оборудования, то он переносится в сторону питающей линии с координатами (24,4:15,8) и находится, отдельно стоящая, внутри цеха механической обработки деталей.

2.5 Выбор типа комплектной трансформаторной подстанции Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) — это подстанция, состоящая из трансформаторов, блоков комплектных распределительных устройств и других элементов.

Выбираем КТП, а не ТП так как, комплектная трансформаторная подстанция поставляется заводом — изготовителем в собранном виде или в виде, подготовленном для сборки, что упрощает монтаж.

КТП состоит из трех основных частей:

Ввод высокого напряжения (ТВЧ выше 1кВ, коммутационное оборудование выше 1кВ), измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Силовые трансформаторы.

Ввод низкого напряжения (шинопроводы, коммутационные аппараты, трансформаторы тока и измерительные приборы.

Тип КТП выбираем на основании уже выбранного типа трансформатора. Перечень электрооборудования КТП представлен в таблице 4.

Табл. 4- Технические данные КТП — 100

2.6 Выбор схемы электроснабжения объекта В цехе механической обработки деталей наиболее целесообразна будет смешанная схема электроснабжения, так как в нем применяются электроприемники первой и второй категории надежности и бесперебойности и располагаются они на схеме не равномерно.

Кран подключен по радиальной схеме, так как он является электроприемником первой категории надежности и бесперебойности и имеет переменную нагрузку и не может позволить перерыва в электроснабжении, так как в работе крана возникает нагрузка. Чтоб это не могли ощущать на себе другие электроприемники он подключен по радиальной схеме, остальные электроприемники относятся ко второй категории надежности и бесперебойности и подключены по магистральной схеме.

2.7 Выбор и расчет токоведущих частей Марку кабеля выбираем по длительно протекающему по проводнику току, при котором устанавливается наибольшая длительно допустимая температура нагрева проводника, называемый предельно допустимым током по нагреву.

При расчете сети по нагреву сначала выбирают марку кабеля в зависимости от характеристики среды помещения, его конфигурации и способа прокладки сети. Затем переходим к выбору сечения проводников по условию допустимых длительных токов по нагреву.

Марку кабеля выбираем по условиям окружающей среды и способу прокладки, так как кабель проложен в земле по конструкциям и подвержен механическим воздействиям, то выбираем марку ААБ.

2.7.1 Выбор сечения токоведущих частей свыше 1 кВ Для определения сечения ТВЧ выше 1кВ определяем величину расчетного тока, протекающего по линии IР, А по формуле

(27)

где Sнт — номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uн — номинальное напряжение на вводе высокого напряжения, кВ.

Определяем ток расчётный максимальный Iр макс, А по формуле

(28)

где Iр — расчётный ток на вводе высокого напряжения, А.

Определяем экономическое сечение токоведущих частей на вводе Sэк, мм² по формуле

(29)

где Iр — расчетный ток на вводе высокого напряжения, А;

jэк — экономическая плотность тока, А/мм²; jэк=1,2 А/мм²

Применяем ближайшее минимальное наименьшее сечение и выписываем для него ток длительно допустимый.

Проверяем выбранное сечение по нагреву расчетным током по условию Выбранное сечение проверяем по потери напряжения ДU, В по формуле

ДU = (30)

где Iр — расчётный ток на высоком напряжении, А;

L — длинна от линии до трансформатора, км;

R — активное сопротивление ТВЧ, Ом;

Х — индуктивное сопротивление ТВЧ, Ом;

сosY — коэффициент активной мощности;

sinY — коэффициент индуктивной мощности.

Определяем активное сопротивление ТВЧ R, Ом/км по формуле

(31)

где r₀ — удельное активное сопротивление провода воздушной ЛЭП, Ом/км [3 с.512−513];

L — длинна ТВЧ, км.

L=0.08 км.

Определяем индуктивное сопротивление ТВЧ Х, Ом/км по формуле

(32)

где х₀ — удельное индуктивное сопротивление ТВЧ, Ом/км

L — длинна ТВЧ, км.

Определяем коэффициент активной мощности cosY по формуле

(33)

где Iр ^- расчётный ток на высоком напряжении, А;

I_дд — ток длительно допустимый, А.

SinY получаем из cosY.

Выбранное сечение проверяем по падению напряжения по формуле

(34)

Падение напряжения составляет менее 5% - кабель ААБ (3×16) удовлетворяет условиям выбора и проверки.

2.7.2 Выбор сечения шинопровода на вводе низкого напряжения Определяем расчетный ток на вводе низкого напряжения Iр., А по формуле

(35)

где Sр — расчетная максимальная мощность, кВА;

Uн — номинальное напряжение, кВ;

nл — число линий.

Определяем расчетный аварийный ток на вводе низкого напряжения Iр.ав., А по формуле

(36)

Выбираем марку шинопровода. Выбираем ток длительно допустимый для данного шинопровода Iдд, А по условию Проверяем сечение ТВЧ по потере напряжения, В по формуле

(37)

где P — расчетная максимальная мощность, кВт;

L — длинна шин (габариты КТП), м;

Uн — номинальное напряжение, кВ;

Sн — номинальное сечение одной фазы, мм²;

— удельная проводимость проводника, См/м.

Коэффициент активной мощности, cosY, находим по формуле

(38)

где Iр. аврасчётный ток на высоком напряжении, А;

Iдд — ток длительно допустимый, А.

Проверяем выбранное сечение по падению напряжения х, % по формуле

(39)

где ДU — потери напряжения, В;

Uн — номинальное напряжение, кВ.

Шинопровод типа ШМА 3(25×3) удовлетворяет условиям выбора и проверки.

2.7.3 Выбор сечения ТВЧ для электроприемников Определяем расчетный ток для каждого электроприемника Iр, А (таблица 2).

Определяем ток расчётный максимальный Iр макс, А по формуле

(40)

где Iр — расчётный ток на вводе высокого напряжения, А.

1.3 — коэффициент допустимой перегрузки ТВЧ Перегрузка допускается на 30%.

Выбираем ток длительно допустимый для соответствующей марки ТВЧ и способа прокладки [3 с. 510−511] по условию После определения выбираем номинальное сечение ТВЧ.

Проверяем сечение ТВЧ по патере напряжения, В по формуле

(41)

где P — расчетная максимальная мощность, кВт;

L — длинна шин (габариты КТП), м;

Uн — номинальное напряжение, кВ;

Sн — номинальное сечение одной фазы;

— удельная проводимость проводника.

Коэффициент активной мощности cosY находим по формуле

(42)

где Iр. ав расчётный ток на высоком напряжении, А;

Iдд — ток длительно допустимый, А.

SinY получаем из cosY.

Проверяем выбранное сечение по падению напряжения Х, % по формуле

(43)

Все расчеты и выбор ТВЧ напряжением ниже 1кВ произведены в электронно-инженерной программе Microsoft Excel и представлены в таблице 5.

2.8 Расчет токов короткого замыкания Коротким замыканием (КЗ) называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора токоведущих частей и аппаратов, и чтобы выбрать коммутационные аппараты с необходимой отключающей способностью.

Расчет токов короткого в сетях напряжением до 1кВ производится методом именованных единиц. Сущность метода заключается в том, что для определения токов КЗ учитывается активные и индуктивные сопротивления всех элементов схемы от источников питания до точки КЗ в милиОмах.

Рисунок 5 — Расчетная схема токов короткого замыкания Расчет ведем рассчитывая токи короткого замыкания для точки Кз1.

Определяем активное индуктивное сопротивление трансформатора в мОм (rт, xт)

rт=18 мОм

xт=43,4 мОм

Определяем активное индуктивное сопротивление шинопроводов, мОм по формуле

(44)

(45)

где xш0- индуктивное сопротивление шинопровода, мОм/м;

rш0 — активное сопротивление шинопровода по, мОм/м;

l — длина шинопровода (кабеля) до точки Кз1, м.

Определяем активное и индуктивное сопротивление автомата

rа=0,15мОм

xа=0,1мОм

rка=0,4мОм

Определяем суммарное активное сопротивление до точки Кз₁, ?r_1, мОм, по формуле

(46)

где r_т — активное сопротивление трансформатора, мОм

rш — активное сопротивления шины до точки Кз1, мОм

rа — активное сопротивление катушки автомата, мОм Определяем суммарное индуктивное сопротивление до точки Кз₁, ?х_1, мОм, по формуле

(47)

где x_т — индуктивное сопротивление трансформатора, мОм;

хш — индуктивное сопротивление шины до точки Кз1, мОм;

xа — индуктивное сопротивление автомата, мОм.

Определяем полное сопротивление до точки Кз₁, ?z_1, мОм, по формуле

(48)

где ?х₁ — суммарное индуктивное сопротивление до точки Кз_ь мОм;

?r_1, — суммарное активное сопротивление до точки Кз₁, мОм.

Определяем ток короткого замыкания в начальный момент времени в точке Кз_1, I⁰к₃₁, кА, по формуле

(49)

где Uh — номинальное напряжение, В;

z1 — полное сопротивление до точки Кз1, мОм.

Определяем ударный ток короткого замыкания в точке Кз₁, iy1, кА, по формуле

(50)

Где I⁰к₃₁ — ток короткого замыкания в начальный момент времени в точке Кз1; кy — ударный коэффициент ку=1,4

Определяем значение установившегося тока Кз в точке Кз_1, Iy, кА по формуле

(51)

Аналогично рассчитываем остальные точки КЗ Точки К. З. 2; К.З. 3 рассчитаны в электронно-инженерной программе Microsoft Excel и приведены в таблице 6.

Табл. 6 — Расчет токов короткого замыкания

Табл. 7 — Сводная таблица сравнения токов короткого замыкания

Чем дальше точка КЗ от трансформатора тем меньше ток КЗ и выше сопротивление.

2.9 Выбор и проверка коммутационного оборудования Выбор коммутационного оборудования был произведен при выборе комплектной трансформаторной подстанции, по нагрузке.

Обоснование выбора коммутационных аппаратов:

Все коммутационные аппараты соответствуют условиям выбора и проверки так как способны отключить токи короткого замыкания и тем самым защитят элементы схемы электроснабжения.

Табл. 8 — Условия выбора и проверки электрооборудования выше 1 кВ

Выбранное коммутационное оборудование удовлетворяет результатам проверки на отключающую способность.

Заключение

Выполнение курсового проекта было основано на применении технической специализированной литературы и документаций. Расчеты производились в электронно-инженерной программе Microsoft Excel.

Графическая часть курсового проекта выполнена в инженерно-технической программе КОМПАС V9.

Курсовой проект выполнен в соответствии с современными техническими требованиями, в качестве аппаратуры были использованы новейшие электротехнические устройства и средства, для создания современной, надежной и рациональной схемы электроснабжения объекта. Данный курсовой проект может использоваться как для реального построения СЭС аналогичного объекта, так и в качестве пособия для будущих студентов. В курсовом проекте выполнены схема электроснабжения предприятия, схема КТП, расчетная схема токов КЗ. Все схемы созданы в соответствии с ГОСТ, что позволяет использовать КП как пособие при проектировании и расчете графических работ.

Также в качестве нововведений следует отметить менее затратный выбор ТВЧ объекта и более экономичную схему электроснабжения, что позволяет существенно усовершенствовать и упростить технологический процесс производства и улучшить условия труда.

В ходе расчета курсового проекта была поставлена задача по обеспечению бесперебойного питания ЭП объекта. Поставленная задача была успешно выполнена.

Приложение Сокращения, применяемые в тексте АВР — автоматический ввод резерва ЗРУ — закрытое распределительное устройство КЗ — короткое замыкание КРУ — комплектное распределительное устройство КТП — комплектная трансформаторная подстанция ОПУ — объединенный пункт управления ОРУ — открытое распределительное устройство СН — собственные нужды (подстанции) СЭС — система электроснабжения ТВЧ — токоведущие части ТП — трансформаторная подстанция ТСН — трансформаторы собственных нужд УРП — узловая распределительная подстанция ЭП — электроприемник ЭСН — электроснабжение