Реферат: Проект ТП 35 10 кВ Город ИРЭС ООО БашРЭС Стерлитамак для электроснабжения потребителей с разработкой
--PAGE_BREAK--<shape id="_x0000_i1083" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image116.wmz» o:><img width=«204» height=«36» src=«dopb150040.zip» v:shapes="_x0000_i1083">, (2.16)где <shape id="_x0000_i1084" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image118.wmz» o:><img width=«44» height=«33» src=«dopb150041.zip» v:shapes="_x0000_i1084"> — потери мощности холостого хода трансформатора,
кВт;
Ки, п — коэффициент изменения потерь, принимается равным
0,02 кВт/квар для трансформаторов, присоединяемых непо-
средственно к шинам подстанции.
<shape id="_x0000_i1085" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image120.wmz» o:><img width=«315» height=«33» src=«dopb150042.zip» v:shapes="_x0000_i1085">
<shape id="_x0000_i1086" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image122.wmz» o:><img width=«319» height=«33» src=«dopb150043.zip» v:shapes="_x0000_i1086">
Определяем приведённые потери короткого замыкания <shape id="_x0000_i1087" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image124.wmz» o:><img width=«43» height=«33» src=«dopb150044.zip» v:shapes="_x0000_i1087">, кВт по формуле
<shape id="_x0000_i1088" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image126.wmz» o:><img width=«205» height=«36» src=«dopb150045.zip» v:shapes="_x0000_i1088">, (2.17)
где <shape id="_x0000_i1089" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image128.wmz» o:><img width=«44» height=«33» src=«dopb150046.zip» v:shapes="_x0000_i1089"> — потери мощности короткого замыкания трансформа-
тора, кВт.
<shape id="_x0000_i1090" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image130.wmz» o:><img width=«340» height=«33» src=«dopb150047.zip» v:shapes="_x0000_i1090">
<shape id="_x0000_i1091" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image132.wmz» o:><img width=«344» height=«33» src=«dopb150048.zip» v:shapes="_x0000_i1091">
Определяем потери в трансформаторах <shape id="_x0000_i1092" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image134.wmz» o:><img width=«43» height=«33» src=«dopb150049.zip» v:shapes="_x0000_i1092">, кВт, по формуле
<shape id="_x0000_i1093" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image136.wmz» o:><img width=«197» height=«37» src=«dopb150050.zip» v:shapes="_x0000_i1093"> (2.18)
<shape id="_x0000_i1094" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image138.wmz» o:><img width=«343» height=«37» src=«dopb150051.zip» v:shapes="_x0000_i1094">
<shape id="_x0000_i1095" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image140.wmz» o:><img width=«347» height=«37» src=«dopb150052.zip» v:shapes="_x0000_i1095">
Определяем приведенные потери в трансформаторах <shape id="_x0000_i1096" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image142.wmz» o:><img width=«43» height=«33» src=«dopb150053.zip» v:shapes="_x0000_i1096">, кВт, по формуле
<shape id="_x0000_i1097" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image144.wmz» o:><img width=«197» height=«37» src=«dopb150054.zip» v:shapes="_x0000_i1097"> (2.19)
<shape id="_x0000_i1098" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image146.wmz» o:><img width=«360» height=«37» src=«dopb150055.zip» v:shapes="_x0000_i1098">
<shape id="_x0000_i1099" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image148.wmz» o:><img width=«365» height=«37» src=«dopb150056.zip» v:shapes="_x0000_i1099">
Определяем время наибольших потерь Тп, ч, по формуле
<shape id="_x0000_i1100" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image150.wmz» o:><img width=«267» height=«64» src=«dopb150057.zip» v:shapes="_x0000_i1100">, (2.20)
где Тmax.н — время использования максимума нагрузки предпри-
ятием в году, ч/год; Тmax.н =4008 ч/год.
<shape id="_x0000_i1101" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image152.wmz» o:><img width=«381» height=«64» src=«dopb150058.zip» v:shapes="_x0000_i1101">
Определяем годовые потери электроэнергии <shape id="_x0000_i1102" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image154.wmz» o:><img width=«57» height=«33» src=«dopb150059.zip» v:shapes="_x0000_i1102">, кВт-ч, которые для трехфазного двухобмоточного трансформатора составляют
<shape id="_x0000_i1103" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image156.wmz» o:><img width=«323» height=«75» src=«dopb150060.zip» v:shapes="_x0000_i1103">, (2.21)
где N — число трансформаторов;
Тг — число часов работы трансформаторов в течение года.
<shape id="_x0000_i1104" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image158.wmz» o:><img width=«508» height=«68» src=«dopb150061.zip» v:shapes="_x0000_i1104"><shape id="_x0000_i1105" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image160.wmz» o:><img width=«179» height=«28» src=«dopb150062.zip» v:shapes="_x0000_i1105">
<shape id="_x0000_i1106" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image162.wmz» o:><img width=«512» height=«68» src=«dopb150063.zip» v:shapes="_x0000_i1106"><shape id="_x0000_i1107" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image164.wmz» o:><img width=«176» height=«28» src=«dopb150064.zip» v:shapes="_x0000_i1107">
Количество передаваемой энергии за год Эгод, кВт-ч
<shape id="_x0000_i1108" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image166.wmz» o:><img width=«201» height=«33» src=«dopb150065.zip» v:shapes="_x0000_i1108"> (2.22)
<shape id="_x0000_i1109" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image168.wmz» o:><img width=«448» height=«33» src=«dopb150066.zip» v:shapes="_x0000_i1109">
Годовые потери электроэнергии <shape id="_x0000_i1110" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image170.wmz» o:><img width=«37» height=«24» src=«dopb150067.zip» v:shapes="_x0000_i1110">, %, определяем по формуле
<shape id="_x0000_i1111" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image172.wmz» o:><img width=«169» height=«71» src=«dopb150068.zip» v:shapes="_x0000_i1111"> (2.23)
<shape id="_x0000_i1112" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image174.wmz» o:><img width=«311» height=«67» src=«dopb150069.zip» v:shapes="_x0000_i1112">
<shape id="_x0000_i1113" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image176.wmz» o:><img width=«312» height=«67» src=«dopb150070.zip» v:shapes="_x0000_i1113">
Технико-экономические показатели и результаты расчета занесем в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 — Технико-экономические показатели и результаты расчетов для сравниваемых вариантов
Тип
<shape id="_x0000_i1114" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image178.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb150071.zip» v:shapes="_x0000_i1114">,
кВт
<shape id="_x0000_i1115" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image180.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb150072.zip» v:shapes="_x0000_i1115">,
кВт
<shape id="_x0000_i1116" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image182.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb150073.zip» v:shapes="_x0000_i1116">,
кВт
<shape id="_x0000_i1117" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image184.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb150074.zip» v:shapes="_x0000_i1117">,
кВт
<shape id="_x0000_i1118" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image186.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb150075.zip» v:shapes="_x0000_i1118">,
кВт
<shape id="_x0000_i1119" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image188.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb150076.zip» v:shapes="_x0000_i1119">,
кВт
<shape id="_x0000_i1120" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image190.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb150077.zip» v:shapes="_x0000_i1120">,
квар
<shape id="_x0000_i1121" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image192.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb150078.zip» v:shapes="_x0000_i1121">,
квар
<shape id="_x0000_i1122" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image194.wmz» o:><img width=«28» height=«19» src=«dopb150079.zip» v:shapes="_x0000_i1122">,
%
ТМ-4000/35
5,6
33,5
6,32
39,5
18,5
21,5
36
300
1,15
ТМН-4000/35
5,3
33,5
6,02
39,5
18,2
21,2
36
300
1,11
Исходя из технико-экономической целесообразности, к установке следует применять два трансформатора типа ТМН-4000/35.
2.5 Исследование оценки непроизводительных потерь электроэнергии в недогруженных трансформаторах
Исследование оценки непроизводительных потерь электроэнергии в недогруженных трансформаторах предназначено для приближенной оценки расчетным способом экономии электроэнергии (в натуральном и стоимостном выражении) при замене недогруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности в условиях минимального объема информации о характере электропотребления.
Определяем расчетную мощность трансформатора Sм, МВ·А, заменяющего недогруженный, по формуле
<shape id="_x0000_i1123" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image196.wmz» o:><img width=«185» height=«71» src=«dopb150080.zip» v:shapes="_x0000_i1123">, (2.24)
где <shape id="_x0000_i1124" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image198.wmz» o:><img width=«41» height=«33» src=«dopb149990.zip» v:shapes="_x0000_i1124"> — максимальная активная мощность, МВА;
Кз.max — максимальный коэффициент загрузки;
<shape id="_x0000_i1125" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image199.wmz» o:><img width=«273» height=«67» src=«dopb150081.zip» v:shapes="_x0000_i1125">
, <shape id="_x0000_i1126" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image201.wmz» o:><img width=«45» height=«24» src=«dopb150082.zip» v:shapes="_x0000_i1126">, кВт-ч по формуле
<shape id="_x0000_i1127" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image203.wmz» o:><img width=«517» height=«77» src=«dopb150083.zip» v:shapes="_x0000_i1127">, (2.25)
где Тп — полное число часов включения трансформаторов, ч;
Траб — годовое время работы трансформатора с нагрузкой,
ч;
<shape id="_x0000_i1128" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image205.wmz» o:><img width=«56» height=«37» src=«dopb150084.zip» v:shapes="_x0000_i1128"> — потери холостого хода в недогруженном трансфор-
маторе, кВт;
<shape id="_x0000_i1129" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image207.wmz» o:><img width=«56» height=«33» src=«dopb150085.zip» v:shapes="_x0000_i1129"> — потери холостого хода в заменяющем трансформа-
торе меньшей мощности, кВт;
<shape id="_x0000_i1130" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image209.wmz» o:><img width=«57» height=«37» src=«dopb150086.zip» v:shapes="_x0000_i1130"> — потери короткого замыкания в недогруженном
трансформаторе, кВт;
<shape id="_x0000_i1131" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image211.wmz» o:><img width=«57» height=«33» src=«dopb150087.zip» v:shapes="_x0000_i1131"> — потери короткого замыкания в заменяющем транс-
форматоре меньшей мощности, кВт;
Sн.р — номинальная мощность недогруженного трансформа-
тора, МВ·А;
Sн.м — номинальная мощность заменяющего трансформатора
меньшей мощности, МВ·А;
Эг — годовой расход активной энергии, определяемый по
счётчику, установленному на подстанции, тыс. кВт-ч;
Эг =2604 тыс. кВт-ч.
<shape id="_x0000_i1132" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image213.wmz» o:><img width=«519» height=«71» src=«dopb150088.zip» v:shapes="_x0000_i1132"><shape id="_x0000_i1133" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image215.wmz» o:><img width=«169» height=«28» src=«dopb150089.zip» v:shapes="_x0000_i1133">
Определяем стоимость неоправданных потерь электроэнергии в трансформаторах за год А, руб, по формуле
<shape id="_x0000_i1134" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image217.wmz» o:><img width=«139» height=«37» src=«dopb150090.zip» v:shapes="_x0000_i1134">, (2.26)
где Сср — среднегодовая стоимость (тариф) электроэнергии, руб/кВт-ч; Сср =1,25 руб/кВт-ч;
n — число трансформаторов.
<shape id="_x0000_i1135" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image219.wmz» o:><img width=«341» height=«29» src=«dopb150091.zip» v:shapes="_x0000_i1135">
По результатам расчёта видно, что применение недогруженного трансформатора типа ТМН-4000/35 экономически нецелесообразно.
2.6 Расчет токов короткого замыкания
Коротким замыканием 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.
Причинами коротких замыканий могут быть: механические повреждения изоляции — проколы и разрушение кабелей при земляных работах; поломка фарфоровых изоляторов; падение опор воздушных линий; старение, т.е. износ изоляции, приводящее постепенно к ухудшению электрических свойств изоляции; увлажнение изоляции; различные набросы на провода воздушных линий; перекрытие между фазами вследствие атмосферных перенапряжений. Короткое замыкание может возникнуть при неправильных оперативных переключениях, например, при отключении нагруженной линии разъединителем, когда возникающая дуга перекрывает изоляцию между фазами.
В системе трехфазного переменного тока могут трехфазные, двухфазные и однофазные короткие замыкания. Чаще всего возникают однофазные короткие замыкания (60-92% общего числа коротких замыканий).
Последствиями коротких замыканий являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжения в отдельных точках системы, что приводит к полному или частичному разрушению аппаратов, машин и других устройств; к значительным механическим воздействиям на токоведущие части и изоляторы, на обмотки электрических машин; к пожару в элементах электроснабжения из-за повышенного нагрева токоведущих частей и изоляции; к нарушению нормального режима работы механизмов из-за снижения напряжения.
Для предотвращения короткого замыкания и уменьшения их последствий необходимо: устранить причины, вызывающие короткое замыкание, уменьшить время действия защиты, действующей при коротком замыкании; применить быстродействующие выключатели; применить АРН для быстрого восстановления напряжения генераторов; правильно вычислить величины токов короткого замыкания и по ним выбрать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания.
Ограничение токов короткого замыкания может быть достигнуто путем соответствующего построения схемы электроснабжения:
— повышение напряжения сетей приводит к уменьшению рабочих токов и токов короткого замыкания;
— секционирование сетей исключает параллельную работу источников и линий, а следовательно, уменьшает токи короткого замыкания;
— раздельная работа трансформаторов на шинах вторичного напряжения ГПП, РП, ТП увеличивает сопротивление короткозамкнутой цепи, следовательно, уменьшает токи короткого замыкания;
— применение реакторов, включаемых последовательно в цепь при мощности трансформатора более 25МВА;
— применение трансформаторов с расщепленной обмоткой начиная с мощности трансформатора 25МВА.
Расчет токов короткого замыкания будем вести в относительных единицах.
По схеме электрических присоединений составляем расчетную схему и схему замещения:
<shape id="_x0000_i1136" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image221.wmz» o:><img width=«438» height=«281» src=«dopb150092.zip» v:shapes="_x0000_i1136">
Рисунок 2.2 — Расчетная схема
<shape id="_x0000_i1137" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image223.wmz» o:><img width=«266» height=«254» src=«dopb150093.zip» v:shapes="_x0000_i1137">
Рисунок 2.3 — Схема замещения
Задаемся базисной мощностью Sб =10 МВА
Определяем сопротивления всех элементов схемы.
Сопротивление воздушной линии <shape id="_x0000_i1138" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image225.wmz» o:><img width=«36» height=«33» src=«dopb150094.zip» v:shapes="_x0000_i1138">
<shape id="_x0000_i1139" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image227.wmz» o:><img width=«125» height=«71» src=«dopb150095.zip» v:shapes="_x0000_i1139">, (2.27)
где Х0 — индуктивное сопротивление одного километра воздуш-
ной линии, Ом/км;
l — длина воздушной линии, км;
Sб — базисная мощность, МВА;
Uб — базисное напряжение, кВ.
Определяем сопротивление первой воздушной линии:
<shape id="_x0000_i1140" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image229.wmz» o:><img width=«245» height=«64» src=«dopb150096.zip» v:shapes="_x0000_i1140">
Определяем сопротивление второй линии:
<shape id="_x0000_i1141" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image231.wmz» o:><img width=«259» height=«64» src=«dopb150097.zip» v:shapes="_x0000_i1141">
Сопротивление трансформатора <shape id="_x0000_i1142" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image233.wmz» o:><img width=«36» height=«33» src=«dopb150094.zip» v:shapes="_x0000_i1142"> находится по формуле
<shape id="_x0000_i1143" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image234.wmz» o:><img width=«143» height=«71» src=«dopb150098.zip» v:shapes="_x0000_i1143">, (2.28)
где Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;
Uкз — напряжение короткого замыкания, %.
<shape id="_x0000_i1144" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image236.wmz» o:><img width=«196» height=«64» src=«dopb150099.zip» v:shapes="_x0000_i1144">
Определяем токи короткого замыкания в точках К1 и К2
Точка К1
<shape id="_x0000_i1145" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image238.wmz» o:><img width=«87» height=«71» src=«dopb150100.zip» v:shapes="_x0000_i1145">, (2.29)
где Iбк1 — базисный ток точки К1, кА;
<shape id="_x0000_i1146" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image240.wmz» o:><img width=«35» height=«33» src=«dopb150101.zip» v:shapes="_x0000_i1146"> — сопротивление в точке К1.
<shape id="_x0000_i1147" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image242.wmz» o:><img width=«127» height=«71» src=«dopb150102.zip» v:shapes="_x0000_i1147"> (2.30)
<shape id="_x0000_i1148" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image244.wmz» o:><img width=«213» height=«65» src=«dopb150103.zip» v:shapes="_x0000_i1148">
<shape id="_x0000_i1149" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image246.wmz» o:><img width=«167» height=«71» src=«dopb150104.zip» v:shapes="_x0000_i1149"> (2.31)
<shape id="_x0000_i1150" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image248.wmz» o:><img width=«251» height=«67» src=«dopb150105.zip» v:shapes="_x0000_i1150">
<shape id="_x0000_i1151" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image250.wmz» o:><img width=«200» height=«67» src=«dopb150106.zip» v:shapes="_x0000_i1151">
Точка К2
<shape id="_x0000_i1152" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image252.wmz» o:><img width=«135» height=«71» src=«dopb150107.zip» v:shapes="_x0000_i1152">
<shape id="_x0000_i1153" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image254.wmz» o:><img width=«236» height=«67» src=«dopb150108.zip» v:shapes="_x0000_i1153">
<shape id="_x0000_i1154" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image256.wmz» o:><img width=«163» height=«64» src=«dopb150109.zip» v:shapes="_x0000_i1154"> (2.32)
<shape id="_x0000_i1155" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image258.wmz» o:><img width=«243» height=«64» src=«dopb150110.zip» v:shapes="_x0000_i1155">
<shape id="_x0000_i1156" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image260.wmz» o:><img width=«92» height=«71» src=«dopb150111.zip» v:shapes="_x0000_i1156">
<shape id="_x0000_i1157" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image262.wmz» o:><img width=«192» height=«67» src=«dopb150112.zip» v:shapes="_x0000_i1157">
Определяем ударные токи в заданных точках
Точка К1
<shape id="_x0000_i1158" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image264.wmz» o:><img width=«137» height=«41» src=«dopb150113.zip» v:shapes="_x0000_i1158">, (2.33)
где <shape id="_x0000_i1159" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image266.wmz» o:><img width=«25» height=«37» src=«dopb150114.zip» v:shapes="_x0000_i1159"> — ударный коэффициент, равный 1,8.
<shape id="_x0000_i1160" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image268.wmz» o:><img width=«280» height=«41» src=«dopb150115.zip» v:shapes="_x0000_i1160">
Точка К2
<shape id="_x0000_i1161" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image270.wmz» o:><img width=«144» height=«41» src=«dopb150116.zip» v:shapes="_x0000_i1161">
<shape id="_x0000_i1162" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image272.wmz» o:><img width=«279» height=«41» src=«dopb150117.zip» v:shapes="_x0000_i1162">
Определяем мощность короткого замыкания в точках К1 и К2
Точка К1
<shape id="_x0000_i1163" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image274.wmz» o:><img width=«147» height=«37» src=«dopb150118.zip» v:shapes="_x0000_i1163"> (2.34)
<shape id="_x0000_i1164" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image276.wmz» o:><img width=«309» height=«37» src=«dopb150119.zip» v:shapes="_x0000_i1164">
Точка К2
<shape id="_x0000_i1165" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image278.wmz» o:><img width=«157» height=«37» src=«dopb150120.zip» v:shapes="_x0000_i1165">
<shape id="_x0000_i1166" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image280.wmz» o:><img width=«312» height=«37» src=«dopb150121.zip» v:shapes="_x0000_i1166">
2.7 Расчет и выбор питающей линии
Подстанция «Бурлы» получает питание от двух воздушных линий напряжением 35 кВ. Линии выполнены из сталеалюминевых проводов, которые имеют большую механическую прочность, чем обычные провода. Сердечник таких проводов выполняется из одной или несколько свитых стальных оцинкованных проволок. Алюминиевые проволоки, покрывающие стальной сердечник одним, двумя, или тремя повивами, являются токоведущей частью провода. Электропроводность стального сердечника мала, и поэтому не учитывается. Сталеалюминевые провода изготавливают следующих марок:
— АС, имеющие отношение сечений алюминия и стали 5,5-6;
— АСО (облегченной конструкции), имеющие отношение стали и алюминия 7,5-8;
— АСУ (усиленной конструкции), имеющие отношение алюминия и стали около 4,5.
В данном дипломном проекте применяются провода марки АС.
Площадь сечения проводов питающих линий сначала определяется по условиям экономической выгоды — плотности тока (экономический расчет), а затем проверяется по нагреву, потере напряжения, по тепловой устойчивости действию токов короткого замыкания, на отсутствие короны (электрический расчет).
Определяем номинальный ток Iном, А, на стороне 35 кВ по формуле
<shape id="_x0000_i1167" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image282.wmz» o:><img width=«140» height=«71» src=«dopb150122.zip» v:shapes="_x0000_i1167">, (2.35)
где Sном.т — номинальная мощность трансформатора, кВА;
Uном — номинальное напряжение, кВ.
<shape id="_x0000_i1168" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image284.wmz» o:><img width=«219» height=«65» src=«dopb150123.zip» v:shapes="_x0000_i1168">
Определяем экономически выгодное сечение провода Sэк, мм2, по формуле
<shape id="_x0000_i1169" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image286.wmz» o:><img width=«92» height=«71» src=«dopb150124.zip» v:shapes="_x0000_i1169">, (2.36)
где jэк — экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическая плотность тока для данного случая jэк=1 А/мм2 [6, с.85, таб. 2.26]
<shape id="_x0000_i1170" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image288.wmz» o:><img width=«228» height=«64» src=«dopb150125.zip» v:shapes="_x0000_i1170">
Из условия S>Sэк выбираем провод АС-70 [8, с.428, таб.7.35].
Проводим проверку выбранного сечения провода по нагреву током нормального режима
<shape id="_x0000_i1171" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image290.wmz» o:><img width=«100» height=«73» src=«dopb150126.zip» v:shapes="_x0000_i1171">, (2.37)
где kпопр — поправочный коэффициент; для воздушной линии
kпопр=1
<shape id="_x0000_i1172" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image292.wmz» o:><img width=«204» height=«64» src=«dopb150127.zip» v:shapes="_x0000_i1172">
Iдоп=265 А для данного сечения провода, т.е 265 А>66,06 А, что удовлетворяет условию проверки.
Проводим проверку по нагреву током послеаварийного режима с учетом пропускной способности по условию
Кпер·Iдоп ≥ 2Iдл, (2.38)
где Кпер — коэффициент перегрузки, Кпер=1,3-1,35 для ВЛЭП.
<shape id="_x0000_i1173" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image294.wmz» o:><img width=«263» height=«29» src=«dopb150128.zip» v:shapes="_x0000_i1173">
<shape id="_x0000_i1174" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image296.wmz» o:><img width=«176» height=«28» src=«dopb150129.zip» v:shapes="_x0000_i1174">,
что удовлетворяет условию проверки
Проверка на отсутствие короны.
Наибольшая напряженность поля Е0, кВ/см, у поверхности провода, соответствующая появлению общей короны, определяется по формуле
<shape id="_x0000_i1175" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image298.wmz» o:><img width=«271» height=«72» src=«dopb150130.zip» v:shapes="_x0000_i1175"> (2.39)
где m — коэффициент негладкости многопроволочных проводов
линии, равный 0,82;
R0 — радиус проводов, см;
d — относительная плотность воздуха, d=1,04-1,05.
<shape id="_x0000_i1176" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image300.wmz» o:><img width=«505» height=«68» src=«dopb150131.zip» v:shapes="_x0000_i1176">
Согласно ПУЭ Emax=28 кВ/см. Чтобы провод не коронировал, необходимо: Emax ≥ E0.
Таким образом, 28 кВ/см > 25,08 кВ/см, т.е. провод коронировать не будет.
Проверка проводов на потерю напряжения, которая в ВЛЭП допускается до 10%.
Потеря напряжения <shape id="_x0000_i1177" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image302.wmz» o:><img width=«39» height=«24» src=«dopb150132.zip» v:shapes="_x0000_i1177">, В, определяется по формуле
<shape id="_x0000_i1178" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image304.wmz» o:><img width=«359» height=«37» src=«dopb150133.zip» v:shapes="_x0000_i1178">, (2.40)
где l — длина воздушной линии, км;
R0 — активное сопротивление воздушной линии, Ом/км;
X0 — индуктивное сопротивление воздушной линии, Ом/км.
Сопротивления линии R0=0,428 Ом/км, X0=0,432 Ом/км [8, с. 432, таб. 7.38]
Потеря напряжения для первой ВЛ с длиной 10 км
<shape id="_x0000_i1179" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image306.wmz» o:><img width=«552» height=«35» src=«dopb150134.zip» v:shapes="_x0000_i1179">
Выразим потерю в процентах
<shape id="_x0000_i1180" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image308.wmz» o:><img width=«173» height=«71» src=«dopb150135.zip» v:shapes="_x0000_i1180"> (2.41)
<shape id="_x0000_i1181" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image310.wmz» o:><img width=«272» height=«64» src=«dopb150136.zip» v:shapes="_x0000_i1181">,
что допустимо.
Потеря напряжения для второй ВЛ с длиной 25 км по (2.39)
<shape id="_x0000_i1182" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image312.wmz» o:><img width=«568» height=«35» src=«dopb150137.zip» v:shapes="_x0000_i1182">
Выразим потерю в процентах по (2.40)
<shape id="_x0000_i1183" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image314.wmz» o:><img width=«283» height=«64» src=«dopb150138.zip» v:shapes="_x0000_i1183">,
что допустимо.
Проверка на устойчивость токам КЗ
<shape id="_x0000_i1184" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image316.wmz» o:><img width=«136» height=«72» src=«dopb150139.zip» v:shapes="_x0000_i1184">, (2.42)
где Iк — величина тока КЗ в данной точке, А;
tпр — приведенное время, с;
С — коэффициент, соответствующий разности выделенной
теплоты в проводнике после и до короткого замыкания.
Коэффициент С для алюминиевых проводов С=90 [8, с.18, таб.1.15].
<shape id="_x0000_i1185" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image318.wmz» o:><img width=«292» height=«68» src=«dopb150140.zip» v:shapes="_x0000_i1185">
В случае, когда выполняется условие Smin<Sном, провод устойчив к действию токов КЗ.
В нашем случае 31,67 мм2<70 мм2.Значит, провод устойчив к действию токов КЗ.
Таким образом, в данном дипломном проекте выбираем провод марки АС-70.
2.8 Расчет и выбор распределительных сетей
Распределительные сети напряжением 10 кВ на подстанции выполнены следующим образом: имеется две секции шин, от которых запитываются комплектные распределительные устройства. От комплектных распределительных устройств передача электроэнергии к потребителям осуществляется кабелем.
Выбираем шины
Определяем ток на стороне 10 кВ по (2.34)
<shape id="_x0000_i1186" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image282.wmz» o:><img width=«140» height=«71» src=«dopb150122.zip» v:shapes="_x0000_i1186">
<shape id="_x0000_i1187" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image320.wmz» o:><img width=«213» height=«65» src=«dopb150141.zip» v:shapes="_x0000_i1187">
Предполагаем к установке шины алюминиевые 25x3 с допустимым током 265А [8, с.395, таб.7.3].
Определяем силу F, кГ, действующую на среднюю фазу, при протекании по ней ударного тока КЗ
<shape id="_x0000_i1188" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image322.wmz» o:><img width=«180» height=«64» src=«dopb150142.zip» v:shapes="_x0000_i1188">, (2.43)
где <shape id="_x0000_i1189" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image324.wmz» o:><img width=«20» height=«37» src=«dopb150143.zip» v:shapes="_x0000_i1189"> — ударный ток, кА;
l — расстояние между изоляторами в пролёте, см;
а — расстояние между токоведущими частями, см;
<shape id="_x0000_i1190" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image326.wmz» o:><img width=«308» height=«64» src=«dopb150144.zip» v:shapes="_x0000_i1190">
Определяем момент сопротивления шин W, см3, при укладке их плашмя
<shape id="_x0000_i1191" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image328.wmz» o:><img width=«84» height=«68» src=«dopb150145.zip» v:shapes="_x0000_i1191">, (2.44)
где b — толщина шин, см;
h — ширина шин, см.
<shape id="_x0000_i1192" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image330.wmz» o:><img width=«239» height=«68» src=«dopb150146.zip» v:shapes="_x0000_i1192">
Определяем изгибающий момент <shape id="_x0000_i1193" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image332.wmz» o:><img width=«120» height=«33» src=«dopb150147.zip» v:shapes="_x0000_i1193"> действующий на шину
<shape id="_x0000_i1194" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image334.wmz» o:><img width=«103» height=«64» src=«dopb150148.zip» v:shapes="_x0000_i1194"> (2.45)
<shape id="_x0000_i1195" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image336.wmz» o:><img width=«240» height=«64» src=«dopb150149.zip» v:shapes="_x0000_i1195">
Определяем расчетное напряжение <shape id="_x0000_i1196" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image338.wmz» o:><img width=«143» height=«41» src=«dopb150150.zip» v:shapes="_x0000_i1196"> в металле шин
<shape id="_x0000_i1197" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image340.wmz» o:><img width=«117» height=«64» src=«dopb150151.zip» v:shapes="_x0000_i1197"> (2.46)
<shape id="_x0000_i1198" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image342.wmz» o:><img width=«275» height=«67» src=«dopb150152.zip» v:shapes="_x0000_i1198">
Сравниваем расчетное напряжение с допустимым
<shape id="_x0000_i1199" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image344.wmz» o:><img width=«127» height=«37» src=«dopb150153.zip» v:shapes="_x0000_i1199">, (2.47)
где <shape id="_x0000_i1200" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image346.wmz» o:><img width=«43» height=«33» src=«dopb150154.zip» v:shapes="_x0000_i1200"> — допустимое напряжение; для алюминиевых шин
<shape id="_x0000_i1201" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image346.wmz» o:><img width=«43» height=«33» src=«dopb150154.zip» v:shapes="_x0000_i1201">=700 кГ/см 2.
3600 кГ/см 2<shape id="_x0000_i1202" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image348.wmz» o:><img width=«34» height=«19» src=«dopb150155.zip» v:shapes="_x0000_i1202">700 кГ/см 2
Следовательно, шины динамически не устойчивы.
Учитывая, что <shape id="_x0000_i1203" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image350.wmz» o:><img width=«43» height=«33» src=«dopb150154.zip» v:shapes="_x0000_i1203">=700 кГ/см 2, найдем момент сопротивления шин
<shape id="_x0000_i1204" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image351.wmz» o:><img width=«95» height=«73» src=«dopb150156.zip» v:shapes="_x0000_i1204">
<shape id="_x0000_i1205" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image353.wmz» o:><img width=«184» height=«64» src=«dopb150157.zip» v:shapes="_x0000_i1205">
Выбираем шины алюминиевые 50x6 мм2 с допустимым током 740А, так как их момент сопротивления равен
<shape id="_x0000_i1206" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image355.wmz» o:><img width=«84» height=«68» src=«dopb150145.zip» v:shapes="_x0000_i1206">
<shape id="_x0000_i1207" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image356.wmz» o:><img width=«208» height=«68» src=«dopb150158.zip» v:shapes="_x0000_i1207">
Тогда напряжение в металле шин будет не превышать допустимого
<shape id="_x0000_i1208" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image340.wmz» o:><img width=«117» height=«64» src=«dopb150151.zip» v:shapes="_x0000_i1208">
<shape id="_x0000_i1209" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image358.wmz» o:><img width=«253» height=«67» src=«dopb150159.zip» v:shapes="_x0000_i1209">
<shape id="_x0000_i1210" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image344.wmz» o:><img width=«127» height=«37» src=«dopb150153.zip» v:shapes="_x0000_i1210">
480 кГ/см 2 < 700 кГ/см 2
Выбираем кабели для каждого фидера
Фидер №1
Ток фидера составляет Iном=45,43 А
Экономическая плотность тока для данного случая jэк=1,2 А/мм2 [6, с.85, таб. 2.26]
Определяем экономически выгодное сечение провода Sэк, мм2, по формуле (2.35)
<shape id="_x0000_i1211" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image286.wmz» o:><img width=«92» height=«71» src=«dopb150124.zip» v:shapes="_x0000_i1211">
<shape id="_x0000_i1212" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image360.wmz» o:><img width=«231» height=«67» src=«dopb150160.zip» v:shapes="_x0000_i1212">
Из условия S>Sэк выбираем кабель ААБ-10-3х50 [8, с.401, таб.7.10] с допустимым током Iдоп=140А.
Проводим проверку выбранного сечения кабеля по нагреву током нормального режима
допустимая наибольшая температура для данного вида кабеля tдоп=60 оС
<shape id="_x0000_i1213" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image362.wmz» o:><img width=«247» height=«71» src=«dopb150161.zip» v:shapes="_x0000_i1213">, (2.48)
где tо — начальная температура прокладки кабеля, <shape id="_x0000_i1214" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image364.wmz» o:><img width=«29» height=«31» src=«dopb150162.zip» v:shapes="_x0000_i1214">;
tдоп — допустимая температура нагрева для данного вида
кабеля, <shape id="_x0000_i1215" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image364.wmz» o:><img width=«29» height=«31» src=«dopb150162.zip» v:shapes="_x0000_i1215">; в нашем случае tдоп=60 оС;
Iдоп — допустимый ток для данного вида кабеля, А.
<shape id="_x0000_i1216" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image366.wmz» o:><img width=«371» height=«64» src=«dopb150163.zip» v:shapes="_x0000_i1216">
Температура нагрева кабеля токами нормального режима не превышает допустимой.
Проверка кабеля на потерю напряжения (в КЛЭП допускается до 5%) по (2.39). Так как в кабельных линиях активное сопротивление больше реактивного, то последним можно пренебречь.
Сопротивление линии R0=0,62 Ом/км [8, с. 421, таб. 7.28]
<shape id="_x0000_i1217" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image368.wmz» o:><img width=«247» height=«37» src=«dopb150164.zip» v:shapes="_x0000_i1217">
<shape id="_x0000_i1218" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image370.wmz» o:><img width=«399» height=«35» src=«dopb150165.zip» v:shapes="_x0000_i1218">
Выразим потерю в процентах по (2.40)
<shape id="_x0000_i1219" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image308.wmz» o:><img width=«173» height=«71» src=«dopb150135.zip» v:shapes="_x0000_i1219">
<shape id="_x0000_i1220" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image372.wmz» o:><img width=«259» height=«64» src=«dopb150166.zip» v:shapes="_x0000_i1220">,
что допустимо.
Проверка на устойчивость токам КЗ по (2.41)
Коэффициент С для кабелей с алюминиевыми жилами 10кВ С=70 [8, с.18, таб.1.15]
<shape id="_x0000_i1221" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image316.wmz» o:><img width=«136» height=«72» src=«dopb150139.zip» v:shapes="_x0000_i1221">
продолжение
--PAGE_BREAK--<shape id="_x0000_i1222" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image374.wmz» o:><img width=«283» height=«68» src=«dopb150167.zip» v:shapes="_x0000_i1222">
В случае, когда выполняется условие Smin<Sном, кабель устойчив к действию токов КЗ.
В нашем случае 14,9 мм2<50 мм2.Значит, кабель устойчив к действию токов КЗ.
Таким образом, выбираем кабель ААБ-10-3х50
Выбор кабелей для остальных фидеров проводим аналогично и результаты расчетов заносим в таблицу 2.3
Таблица 2.3 — Результаты расчетов и выбора кабелей
Номер фидера
Марка кабеля
Длина кабеля, км
Потеря напряжения, %
Температура нагрева tнагр ,0С
Проверка на устойчивость токам КЗ
1
ААБ-10-3х50
4,2
1,9
19,74
Устойчив
2
ААБ-10-3х50
3,8
1,6
19,09
Устойчив
7
ААБ-10-3х35
1,5
0,89
20,5
Устойчив
10
ААБ-10-3х35
3,2
1,6
19,09
Устойчив
14
ААБ-10-3х35
4,8
3
21,1
Устойчив
15
ААБ-10-3х25
1,3
0,81
20
Устойчив
2.9 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания
На стороне 35 кВ трансформаторной подстанции «Бурлы» установлено следующее оборудование: силовой выключатель, трансформаторы тока и напряжения, разъединители.
На стороне 10 кВ подстанции установлены: силовые выключатели, трансформаторы тока и напряжения. Оборудование 10кВ размещено в ячейках КРУН.
Все высоковольтное оборудование выбирается в соответствии с вычислительными максимальными расчетными величинами (токами, напряжениями, мощностями отключения) для нормального режима и режима короткого замыкания.
Выбираем оборудование на 35кВ
Выбираем разъединитель
Таблица 2.4 — Табличные и расчетные данные для выбора разъединителя
РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ
ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=35кВ
Uном=35кВ
<shape id="_x0000_i1223" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image376.wmz» o:><img width=«253» height=«59» src=«dopb150168.zip» v:shapes="_x0000_i1223">
Iном=1000А
<shape id="_x0000_i1224" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image378.wmz» o:><img width=«236» height=«33» src=«dopb150169.zip» v:shapes="_x0000_i1224">
<shape id="_x0000_i1225" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image380.wmz» o:><img width=«231» height=«31» src=«dopb150170.zip» v:shapes="_x0000_i1225">
<shape id="_x0000_i1226" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image382.wmz» o:><img width=«17» height=«31» src=«dopb150171.zip» v:shapes="_x0000_i1226">=19,43кА
<shape id="_x0000_i1227" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image382.wmz» o:><img width=«17» height=«31» src=«dopb150171.zip» v:shapes="_x0000_i1227">=63кА
Выбираем разъединитель РНДЗ-2-35/1000 [8, с.260, таб.260].
Выбираем выключатель
Таблица 2.5 — Табличные и расчетные данные для выбора выключателя
РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ
ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=35кВ
Uном=35кВ
<shape id="_x0000_i1228" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image376.wmz» o:><img width=«253» height=«59» src=«dopb150168.zip» v:shapes="_x0000_i1228">
Iном=630А
<shape id="_x0000_i1229" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image378.wmz» o:><img width=«236» height=«33» src=«dopb150169.zip» v:shapes="_x0000_i1229">
<shape id="_x0000_i1230" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image384.wmz» o:><img width=«229» height=«31» src=«dopb150172.zip» v:shapes="_x0000_i1230">
<shape id="_x0000_i1231" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image382.wmz» o:><img width=«17» height=«31» src=«dopb150171.zip» v:shapes="_x0000_i1231">=19,43кА
<shape id="_x0000_i1232" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image382.wmz» o:><img width=«17» height=«31» src=«dopb150171.zip» v:shapes="_x0000_i1232">=35кА
Iк=7,62кА
Iоткл=12,5кА
<shape id="_x0000_i1233" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image386.wmz» o:><img width=«215» height=«64» src=«dopb150173.zip» v:shapes="_x0000_i1233">
<shape id="_x0000_i1234" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image388.wmz» o:><img width=«212» height=«64» src=«dopb150174.zip» v:shapes="_x0000_i1234">
Выбираем выключатель ВБГЭ-35-12,5/630 [9].
Выбираем трансформатор напряжения
Выясним, какие приборы подключаются на первичное напряжение силового трансформатора 35/10кВ: на первичной стороне подключаются счетчики активной и реактивной энергии [6, с.321, таб.9.1].
Потребляемая мощность счетчика активной энергии Sпр=8 ВА, реактивной энергии — Sпр=12 ВА.
Так как ко вторичной стороне трансформатора напряжения подключаются счетчики, то выбираем класс точности 0,5.
Выбираем трансформатор напряжения по условию
<shape id="_x0000_i1235" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image390.wmz» o:><img width=«85» height=«37» src=«dopb150175.zip» v:shapes="_x0000_i1235">
<shape id="_x0000_i1236" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image392.wmz» o:><img width=«135» height=«24» src=«dopb150176.zip» v:shapes="_x0000_i1236">
Выбираем трансформатор напряжения типа НОМ-35-66 [8, с.326, таб.5.13].
Выбираем трансформатор тока
Таблица 2.6 — Табличные и расчетные данные для выбора трансформатора тока
РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ
ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=35кВ
Uном=35кВ
<shape id="_x0000_i1237" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image376.wmz» o:><img width=«253» height=«59» src=«dopb150168.zip» v:shapes="_x0000_i1237">
Iном=100А
<shape id="_x0000_i1238" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image378.wmz» o:><img width=«236» height=«33» src=«dopb150169.zip» v:shapes="_x0000_i1238">
<shape id="_x0000_i1239" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image394.wmz» o:><img width=«189» height=«31» src=«dopb150177.zip» v:shapes="_x0000_i1239">
<shape id="_x0000_i1240" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image382.wmz» o:><img width=«17» height=«31» src=«dopb150171.zip» v:shapes="_x0000_i1240">=19,43кА
<shape id="_x0000_i1241" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image382.wmz» o:><img width=«17» height=«31» src=«dopb150171.zip» v:shapes="_x0000_i1241">=21кА
Выбираем трансформатор тока типа ТВ-35-100/5 [8, с.310, таб.5.10].
Выбираем оборудование на 10кВ
Выбираем ячейку КРУН
Таблица 2.7 — Табличные и расчетные данные для выбора ячейки КРУН
РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ
ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=10кВ
Uном=10кВ
<shape id="_x0000_i1242" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image396.wmz» o:><img width=«249» height=«59» src=«dopb150178.zip» v:shapes="_x0000_i1242">
Iном=630А
<shape id="_x0000_i1243" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image398.wmz» o:><img width=«232» height=«33» src=«dopb150179.zip» v:shapes="_x0000_i1243">
<shape id="_x0000_i1244" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image400.wmz» o:><img width=«229» height=«31» src=«dopb150180.zip» v:shapes="_x0000_i1244">
<shape id="_x0000_i1245" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image402.wmz» o:><img width=«19» height=«31» src=«dopb150181.zip» v:shapes="_x0000_i1245">=11,91кА
<shape id="_x0000_i1246" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image404.wmz» o:><img width=«19» height=«31» src=«dopb150181.zip» v:shapes="_x0000_i1246">=20кА
Iк=4,67кА
Iоткл=12,5кА
<shape id="_x0000_i1247" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image405.wmz» o:><img width=«204» height=«64» src=«dopb150182.zip» v:shapes="_x0000_i1247">
<shape id="_x0000_i1248" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image407.wmz» o:><img width=«212» height=«64» src=«dopb150183.zip» v:shapes="_x0000_i1248">
Выбираем ячейку К59 [9]
Выбираем выключатель
Таблица 2.8 — Табличные и расчетные данные для выбора выключателя
РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ
ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=10кВ
Uном=10кВ
<shape id="_x0000_i1249" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image409.wmz» o:><img width=«249» height=«59» src=«dopb150184.zip» v:shapes="_x0000_i1249">
Iном=800А
<shape id="_x0000_i1250" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image411.wmz» o:><img width=«232» height=«33» src=«dopb150179.zip» v:shapes="_x0000_i1250">
<shape id="_x0000_i1251" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image412.wmz» o:><img width=«201» height=«31» src=«dopb150185.zip» v:shapes="_x0000_i1251">
<shape id="_x0000_i1252" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image414.wmz» o:><img width=«19» height=«31» src=«dopb150181.zip» v:shapes="_x0000_i1252">=11,91кА
<shape id="_x0000_i1253" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image415.wmz» o:><img width=«19» height=«31» src=«dopb150181.zip» v:shapes="_x0000_i1253">=20кА
Iк=4,67кА
Iоткл=20кА
<shape id="_x0000_i1254" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image416.wmz» o:><img width=«204» height=«64» src=«dopb150182.zip» v:shapes="_x0000_i1254">
<shape id="_x0000_i1255" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image417.wmz» o:><img width=«177» height=«64» src=«dopb150186.zip» v:shapes="_x0000_i1255">
Выбираем выключатель ВВ/ТЕL-10-20/800 [9].
Достоинством выключателя ВВ/ТЕL является:
— простая конструкция привода и высокая надёжность в работе;
— большой коммутационный и механический ресурсы;
— малые габариты;
— возможность работы в любом пространственном положении;
— удобство установки во все типы КРУ и КСО;
— малое потребление тока при включении и отключении (10 и 1,5 А);
— возможность управления по цепям постоянного и переменного оперативного тока;
— защищенность основных узлов от дуговых и механических воздействий;
— низкая трудоёмкость производства;
— умеренная цена.
Выбираем трансформатор тока
Таблица 2.9 — Табличные и расчетные данные для выбора трансформатора тока
РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ
ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=10кВ
Uном=10кВ
<shape id="_x0000_i1256" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image419.wmz» o:><img width=«249» height=«59» src=«dopb150178.zip» v:shapes="_x0000_i1256">
Iном=300А
<shape id="_x0000_i1257" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image420.wmz» o:><img width=«232» height=«33» src=«dopb150179.zip» v:shapes="_x0000_i1257">
<shape id="_x0000_i1258" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image421.wmz» o:><img width=«231» height=«31» src=«dopb150187.zip» v:shapes="_x0000_i1258">
<shape id="_x0000_i1259" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image382.wmz» o:><img width=«17» height=«31» src=«dopb150171.zip» v:shapes="_x0000_i1259">=21,6кА
<shape id="_x0000_i1260" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image382.wmz» o:><img width=«17» height=«31» src=«dopb150171.zip» v:shapes="_x0000_i1260">=100кА
Выбираем трансформатор тока типа ТОЛ-10-300/5 [8, с.294, таб.5.9]
Выбираем трансформатор напряжения
Выясним, какие приборы подключаются на вторичное напряжение силового трансформатора 35/10кВ: на вторичной стороне подключаются счетчики активной и реактивной энергии. [4, с.321, таб.9.1]
Потребляемая мощность счетчика активной энергии Sпр=8 ВА, реактивной энергии — Sпр=12 ВА.
Так как ко вторичной стороне трансформатора напряжения подключаются счетчики, то выбираем класс точности 0,5.
Выбираем трансформатор напряжения по условию
<shape id="_x0000_i1261" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image390.wmz» o:><img width=«85» height=«37» src=«dopb150175.zip» v:shapes="_x0000_i1261">
<shape id="_x0000_i1262" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image423.wmz» o:><img width=«136» height=«24» src=«dopb150188.zip» v:shapes="_x0000_i1262">
Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10 [8, с.326, таб.5.13].
Выбираем изоляторы
<shape id="_x0000_i1263" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image425.wmz» o:><img width=«116» height=«37» src=«dopb150189.zip» v:shapes="_x0000_i1263">
<shape id="_x0000_i1264" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image427.wmz» o:><img width=«125» height=«33» src=«dopb150190.zip» v:shapes="_x0000_i1264">
Выбираем изолятор по условию
<shape id="_x0000_i1265" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image429.wmz» o:><img width=«129» height=«37» src=«dopb150191.zip» v:shapes="_x0000_i1265">
<shape id="_x0000_i1266" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image431.wmz» o:><img width=«204» height=«29» src=«dopb150192.zip» v:shapes="_x0000_i1266">
<shape id="_x0000_i1267" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image433.wmz» o:><img width=«141» height=«24» src=«dopb150193.zip» v:shapes="_x0000_i1267">
Выбираем изоляторы типа ОНШ-10-5 [8, с.282, таб.5.7].
Для защиты от перенапряжений применяем ограничители перенапряжений типа ОПН-35 на высокой стороне и ОПН-10 на низкой стороне.
2.10 Релейная защита
В сетях электроснабжения для защиты линий, трансформаторов, двигателей, преобразовательных агрегатов применяют релейную защиту, которая является основным видом электрической автоматики.
Релейной защитой называют специальные защитные устройства, выполняемые при помощи реле и других аппаратов и предназначенные для отключения выключателем в установках напряжением выше 1 кВ или автоматическим выключателем в установках напряжением до 1 кВ повреждённого элемента системы электроснабжения, если данное повреждение представляет собой непосредственную опасность для этой системы, или воздействующие на сигнализацию, если опасность отсутствует.
К релейной защите применяют следующие основные требования:
а) избирательность (селективность) действия, то есть способность релейной защиты отключать только повреждённый участок электрической цепи;
б) быстродействие, то есть способность защиты отключать повреждённый участок электрической цепи за наименьшее возможное время; в случае необходимости ускорения действия защиты допускается её неизбирательная работа с последующим действием АПВ и АВР;
в) надёжность действия, то есть правильная и безотказная работа релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимах работы элементов, которая обеспечивается применением наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами, наименьшим количеством реле, цепей и контактов;
г) чувствительность, то есть способность защиты отключать участки электрической цепи, которые она защищает, в самом начале их повреждения; в случае необходимости релейная защита должна действовать при повреждениях на смежных участках.
При проектировании релейной защиты учитывают наиболее вероятные повреждения и режимы работы элементов системы электроснабжения.
В данном дипломном проекте рассмотрена релейная защита силового трансформатора. Силовой трансформатор имеет следующие виды защит:
— дифференциальная защита с действием на отключение ввода 35 кВ и ввода 10 кВ;
— двухступенчатая газовая защита трансформатора (I ступень с действием на сигнал; II ступень с действием на отключение трансформатора);
— максимально-токовая защита с действием на отключение ввода 35 кВ;
— максимально-токовая защита с действием на отключение ввода 35 кВ.
Принимаем для защиты трансформатора от токов короткого замыкания МТЗ на стороне низшего и высшего напряжения и газовую защиту от внутренних повреждений. Дополнительной защитой является дифференциальная защита.
Номинальный ток на стороне ВН Iном=66,06А, на стороне НН Iном=231,2А. На стороне ВН установлен трансформатор тока ТВ-35-100/5 <shape id="_x0000_i1268" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image435.wmz» o:><img width=«112» height=«33» src=«dopb150194.zip» v:shapes="_x0000_i1268">, на стороне НН — ТОЛ-10-300/5 <shape id="_x0000_i1269" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image437.wmz» o:><img width=«112» height=«33» src=«dopb150195.zip» v:shapes="_x0000_i1269">. Трансформаторы тока соединены в неполную звезду <shape id="_x0000_i1270" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image439.wmz» o:><img width=«84» height=«33» src=«dopb150196.zip» v:shapes="_x0000_i1270">.
Принимаем для МТЗ реле типа РТ-40/20 и реле времени типа ЭВ-122 с уставками 0,25-3,5 с.
Определяем ток срабатывания МТЗ Iср.защ, А, по формуле
<shape id="_x0000_i1271" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image441.wmz» o:><img width=«204» height=«71» src=«dopb150197.zip» v:shapes="_x0000_i1271">, (2.49)
где kнад — коэффициент надёжности; kнад =1,1-1,25;
kс — коэффициент схемы, определяемый схемой соединения
трансформаторов тока; kс =1;
kв — коэффициент возврата; kв =0,8-0,85;
kт.т — коэффициент трансформации; kт.т =60.
<shape id="_x0000_i1272" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image443.wmz» o:><img width=«260» height=«67» src=«dopb150198.zip» v:shapes="_x0000_i1272">
Принимаем для уставки реле РТ-40/20 ток срабатывания 5-10А при последовательном соединении катушек.
Определяем коэффициент чувствительности защиты <shape id="_x0000_i1273" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image445.wmz» o:><img width=«23» height=«33» src=«dopb150199.zip» v:shapes="_x0000_i1273"> при двухфазном КЗ на стороне НН трансформатора
<shape id="_x0000_i1274" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image447.wmz» o:><img width=«136» height=«73» src=«dopb150200.zip» v:shapes="_x0000_i1274">, (2.50)
где <shape id="_x0000_i1275" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image449.wmz» o:><img width=«31» height=«33» src=«dopb150201.zip» v:shapes="_x0000_i1275"> - ток короткого замыкания после трансформатора, А;
<shape id="_x0000_i1276" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image451.wmz» o:><img width=«39» height=«37» src=«dopb150202.zip» v:shapes="_x0000_i1276"> — ток срабатывания реле РТ-40/20, А;
<shape id="_x0000_i1277" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image453.wmz» o:><img width=«216» height=«67» src=«dopb150203.zip» v:shapes="_x0000_i1277">, что выше допустимого <shape id="_x0000_i1278" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image455.wmz» o:><img width=«97» height=«33» src=«dopb150204.zip» v:shapes="_x0000_i1278">
Определяем ток срабатывания МТЗ Iср.р, А, устанавливаемой со стороны питания трансформатора, по формуле
<shape id="_x0000_i1279" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image457.wmz» o:><img width=«188» height=«71» src=«dopb150205.zip» v:shapes="_x0000_i1279"> (2.51)
<shape id="_x0000_i1280" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image459.wmz» o:><img width=«259» height=«67» src=«dopb150206.zip» v:shapes="_x0000_i1280">
Определяем коэффициент чувствительности МТЗ при двухфазном КЗ по формуле
<shape id="_x0000_i1281" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image461.wmz» o:><img width=«132» height=«73» src=«dopb150207.zip» v:shapes="_x0000_i1281">, (2.52)
где <shape id="_x0000_i1282" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image463.wmz» o:><img width=«27» height=«33» src=«dopb150208.zip» v:shapes="_x0000_i1282"> - ток короткого замыкания до трансформатора, А.
<shape id="_x0000_i1283" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image465.wmz» o:><img width=«229» height=«67» src=«dopb150209.zip» v:shapes="_x0000_i1283">, что выше допустимого <shape id="_x0000_i1284" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«32482.files/image467.wmz» o:><img width=«97» height=«33» src=«dopb150204.zip» v:shapes="_x0000_i1284">
При указанных в расчете токах срабатывания и чувствительности МТЗ при коротких замыканиях будет отключать одновременно трансформатор на сторонах высокого и низкого напряжения.
Для защиты от внутренних повреждений устанавливаем газовое реле типа BF/80Q с действием на отключение при внутренних повреждениях.
2.11 Автоматика электроснабжения
Устройства автоматизации (АПВ, АВР, АЧР и др.) осуществляют автоматическое управление схемой электроснабжения предприятия в нормальном и аварийном режимах. Применение автоматизации позволяет обеспечить длительное нормальное функционирование СЭС, в кратчайший срок ликвидировать аварию, обеспечить высокую надёжность электроснабжения промышленных потребителей и простоту схем, сократить расходы на обслуживание, обнаруживать повреждённые участки с наименьшими затратами труда, повысить качество электроэнергии и экономичность работы электроустановок.
Благодаря устройствам автоматизации стало возможным применение подстанций с упрощёнными схемами коммутации.
На подстанциях нашли наибольшее распространение следующие устройства автоматизации: АВР — автоматическое включение резерва, АПВ — автоматическое повторное включение, АЧР — автоматическая частотная разгрузка, АРТ — автоматическая разгрузка по току.
Подстанции работают, как правило, по схеме с односторонним электроснабжением потребителей. Такой режим позволяет снизить токи короткого замыкания сети, применять более дешёвую коммутационную аппаратуру, сократить или полностью исключить обслуживающий персонал подстанций. Однако раздельная работа по сравнению с их параллельной работой обеспечивает меньшую надёжность электроснабжения, что и вызывает необходимость установки устройств автоматики (АУ).
В сетях электроснабжения с раздельным питанием потребителей первой категории от двух подстанций широко применяются устройства АВР, которые повышают надёжность электроснабжения и сокращают время простоя электрооборудования.
По назначению устройства АВР разделяются на АВР линий, трансформаторов, электродвигателей, секционных выключателей на подстанциях. Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям: время действия должно быть минимально возможным; все выключатели, оборудованные АВР, должны иметь постоянный контроль исправности цепи включения; действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать дополнительных включений на не устранившиеся короткое замыкание; действие АВР должно быть обязательным при любой причине исчезновения напряжения на шинах подстанций, исключая отключение цепей с целью проведения ремонтов, осмотров и т. п.
В данном дипломном проекте автоматическое управление схемой осуществляется с помощью автоматического включения резерва секционного выключателя. Устройство АВР-10 кВ работает следующим образом: при исчезновении напряжения на одной из секций шин 10 кВ и наличии на другой, схема АВР-10 кВ отключает обесточенный ввод 10 кВ и включает секционный выключатель 10 кВ.
2.12 Учет и экономия электроэнергии
Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а так же отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называется расчетными счетчиками.
Техническим учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, подстанций, предприятий, зданий, квартир и т.д… Счетчики устанавливаются для технического учета, называются контрольными счетчиками.
При определении активной энергии, необходимо учитывать энергию: выработанную генераторами электростанций; потребленной на собственные нужды электростанций и подстанций; выданную электростанциями в распределительные сети; переданную в другие энергосистемы или полученную от них; отпущенную потребителям и подлежащую к оплате.
Кроме того, необходимо контролировать соблюдение потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии и проведения хозрасчета.
Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:
— для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям;
— для межсистемных линий электропередачи — по два счетчика со сторонами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию;
— на трансформаторах собственных нужд;
— для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т.д.), присоединенных к шинам собственных нужд.
Расчетные счетчики активной электронергии на подстанциях потребителей должны устанавливаться:
— на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию;
— на стороне ВН трансформаторов при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы;
— на границе раздела основного потребителя и субабонента.
Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.
Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:
— на тех элементах схемы, на которых установлены счетчики активной энергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной реактивной мощности;
— на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию выданную энергосистеме.
Основными источниками экономии электроэнергии являются: внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; улучшение работы энергетического и технологического оборудования; внедрение новой техники и прогрессивных норм расхода электроэнергии.
На подстанции «Бурлы» 35/10 кВ установлены счетчики электроэнергии типа «Меркурий 230 ART2-00». Счетчики расположены в релейном отсеке ячеек КРУ 10 кВ и подключены через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.
продолжение
--PAGE_BREAK--
еще рефераты
Еще работы по производству
Реферат по производству
Проект ТП 3510 кВ Город ИРЭС ООО БашРЭС-Стерлитамак для электроснабжения потребителей с
3 Сентября 2013
Реферат по производству
Конструкция силовой и осветительной сети и проект электроснабжения на предприятии
3 Сентября 2013
Реферат по производству
Санитарно-техническое оборудование зданий
3 Сентября 2013
Реферат по производству
Расчеты параметров БВР при проведении горизонтальной подземной выработки
3 Сентября 2013