КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине : «Системы электроснабжения»

advertisement
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине : «Системы электроснабжения»
Содержание:
Задание на курсовой проект.………………………………….………………..……..………….стр.3
1. Расчетные нагрузки корпусов и предприятия.
1.1 Расчетные нагрузки корпусов…………………………………………………….…….…. стр.5
1.2 Определение расчетной нагрузки предприятия……………………………….……….. стр.7
2. Картограмма нагрузок и выбор места расположения ГПП.
2.1 Определение центра электрических нагрузок предприятия……………..……………стр.7
2.2 Построение картограммы нагрузок………………………………………………………...стр.8
2.3 Выбор места расположения главной понизительной подстанции…………..………..стр.9
3. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП.
3.1 Выбор числа трансформаторов ГПП………………………………………………..……. стр.9
3.2 Выбор мощности трансформаторов ГПП……………………………………………….. стр.10
4. Определение сечения питающих линий 110кВ.
4.1 Определение расчетной мощности, передаваемой по линиям 110 кВ…… ....….. стр.11
4.2 Определение расчетного тока в линиях 110 кВ…………………………………...… стр.11
5. Составление схемы электрических соединений ГПП.…………...........................…....стр.12
6. Выбор режима работы нейтралей трансформаторов ГПП..........................................стр.12
7. Расчет токов короткого замыкания, выбор коммутационных
аппаратов РУ ГПП, определение минимально допустимых
сечений отходящих кабельных линий по термической стойкости
токам короткого замыкания.
7.1 Расчет токов короткого замыкания для выбора оборудования...............................стр.13
7.2 Выбор коммутационных аппаратов РУ ГПП............................................................ стр.15
7.3 Определение минимально допустимых сечений кабельных линий по
термической стойкости токам к.з............................................................................... стр.17
8. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов цеховых ТП,
количества ТП в каждом корпусе и места их расположения.
8.1 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов…………………………….…..стр.18
9. Составление схемы распределения электроэнергии по территории предприятия на
напряжении 10кВ.……………………..........………………………стр.19
10. Выбор компенсирующих устройств на напряжении до и выше 1000В.
10.1 Компенсирующие устройства до 1000В………………………………………………...стр.19
10.2 Компенсирующие устройства выше 1000 В……………………..…………………….стр.21
11. Выбор сечения кабельных линий.……………………............…………………………....стр.21
12. Литература.……………...................………………………………………………………...…..стр.27
2
Задание на курсовой проект.
1. Определить расчетные нагрузки корпусов и предприятия.
2. Составить картограмму нагрузок и выбрать место расположения главной
понизительной подстанции
(ГПП).
3. Выбрать число и мощность трансформаторов ГПП.
4. Определить сечение ВЛ 110 кВ питающих предприятие.
5. Составить схему электрических соединений ГПП.
6. Выбрать режимы работы нейтралей трансформаторов ГПП.
7. Произвести расчет токов к.з., выбрать коммутационные аппараты РУ ГПП и определить минимально
допустимые сечения отходящих кабельных линий по термической стойкости токам к.з.
8. Выбрать типы, число и мощности трансформаторов цеховых ТП, количество ТП в каждом корпусе и места
их расположения.
9. Составить схему распределения электроэнергии по территории предприятия на напряжении 10 кВ.
10. Выбрать компенсирующие устройства на напряжении до и выше 1000В.
11. Выбрать сечение кабельных линий 10 кВ.
12. Вычертить:
а) ситуационный план предприятия с нанесением на него картограммы нагрузок, мест расположения ГПП,
ТП и РП, трасс воздушных и кабельных линий;
б) принципиальную схему электроснабжения предприятия.
Исходные данные:
Распределение нагрузок по категориям.
№ корпуса
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Распределение нагрузок по категориям, %
2
82
10
5
85
90
90
100
95
80
55
73
100
1
3
0
0
0
0
0
0
5
0
30
17
0
3
15
90
95
15
10
10
0
0
20
15
10
0
Номинальные мощности электроприёмников корпусов ( Pном , кВт);
№ корпуса
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Номер варианта
1
6800
1400
2600
14000
13600
7200
1140
16000
7000
6000
5000
700
3
Коэффициенты использования по корпусам ( К и );
№ корпуса
Вариант 8
1
0,49
2
0,38
3
0,4
4
0,5
5
0,49
6
0,44
7
0,43
8
0,53
9
0,59
10
0,57
11
0,41
12
0,65
11
0,61
12
0,63
Коэффициенты реактивной мощности (tg φ) по корпусам предприятия;
Вариант
8
1
0,87
2
0,38
3
0,45
4
0,34
5
0,85
№ корпуса
6
7
0,76
0,44
8
0,95
9
0,78
10
0,68
Для всех корпусов nэ≥50.
Установленная энергоснабжающей организацией максимально допустимая реактивная нагрузка на границе
раздела сетей предприятия и энергоснабжающей организацией в часы максимума энергосистемы
Qmax.доп.
Вариант
8
Qmax.доп. Мвар.
14,5
По площади корпусов вся нагрузка распределена равномерно. Площади корпусов определяются по плану
предприятия.
Число часов использования максимума нагрузки Тм=3770 ч/год.
Источник питания – шины 110 кВ районной подстанции.
Мощность к.з. на шинах 110 кВ районной подстанции, S кз , МВ  А
Вариант
7
Sк.з., МВ  А
1400
Длина трассы ВЛ 110 кВ от районной подстанции до предприятия;
Вариант
7
Длина трассы ВЛ, км
20
Расположение районной подстанции относительно предприятия;
Вариант
7
Расположение
слева
4
1. Расчетные нагрузки корпусов и предприятия.
1.1
Определение расчетных нагрузок корпусов:
1) Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее загруженную смену, которая
определяется формулой :
Pc. м.  Рном  kи
(кВт),
Рном – номинальная активная нагрузка корпуса;
kи  коэффициент использования (задан в условии);
где:
2)Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее загруженную смену по формуле :
Qc. м.  Рс. м.  tg
где:
(квар),
tg - коэффициент реактивной мощности (задан в условии);
3) Определяем расчетные коэффициенты активной К р
и реактивной К р нагрузок:
K р  f (kи ; nэ );
K р  K р ,
где:
nэ  эффективное число электроприёмников ( задано
в условии);
4)Определяем расчетную активную нагрузку корпусов по формуле :
Р расч  K р  Рс.м. (кВт);
5) Определяем расчетную реактивную нагрузку корпусов по формуле :
Q расч  K р  Qс.м. (квар);
6) Определяем полную расчетную нагрузку корпусов:
S расч  Р 2расч  Q 2расч ( кВ А );
7) Определяем потери активной энергии в трансформаторах и сетях до 1000В корпусов:
Рц  0,03S расч (кВт);
8) Определяем потери реактивной энергии в трансформаторах и сетях до 1000В корпусов:
Qц  0,1S расч (квар);
9) Определяем расчетную активную нагрузку корпусов с учетом потерь:
Ррасч  Р расч  Рц (кВт);
10) Определяем расчетную реактивную нагрузку корпусов с учетом потерь:
Qрасч  Q расч  Qц
(квар);
11) Определяем полную расчетную нагрузку корпусов с учетом потерь:
S расч  ( Ррасч ) 2  (Qрасч ) 2
(кВ  А) .
5
Таблица 1.
№
корпуса
Рном ,
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2
6800
1400
2600
14000
13600
7200
1140
16000
7000
6000
5000
3
0,49
0,38
0,4
0,5
0,49
0,44
0,43
0,53
0,59
0,57
0,41
700
81440
∑
кВт
Рс.м. ,
tgφ
Qс.м ,
4
3332
532
1040
7000
6664
3168
490,2
8480
4130
3420
2050
5
0,87
0,38
0,45
0,34
0,85
0,76
0,44
0,95
0,78
0,68
0,61
6
2898,84
202,16
468
2380
5664,4
2407,68
215,688
8056
3221,4
2325,6
1250,5
0,65
455
0,63
286,65
0,501
40761,2
kи
кВт
квар
29376,92
kр 
Р расч ,
Q расч ,
кВт
квар
7
0,75
0,7
0,7
0,75
0,75
0,7
0,7
0,75
0,8
0,8
0,7
8
2499
372,4
728
5250
4998
2217,6
343,14
6360
3304
2736
1435
0,8
364
k р
30607,14
S расч,
Q расч ,
кВт
квар
12
331,24
39,838
79,831
554,52
655,96
278,54
37,489
877,24
419,02
330,86
168,09
13
2598,4
384,35
751,95
5416,4
5194,8
2301,2
354,39
6623,2
3429,7
2835,3
1485,4
14
2505,37
181,35
407,431
2339,52
4904,26
1963,91
188,47
6919,24
2996,14
2191,34
1043,44
15
3609,5
424,99
855,24
5900
7144,1
3025,3
401,39
9578,2
4554,1
3583,4
1815,3
43,021
376,91
272,341
465
кВ  А
∆Qц
квар
9
2174,1
141,51
327,6
1785
4248,3
1685,4
150,98
6042
2577,1
1860,5
875,35
10
3312,38
398,381
798,314
5545,15
6559,58
2785,36
374,887
8772,42
4190,22
3308,64
1680,91
11
99,37
11,95
23,95
166,4
196,8
83,56
11,25
263,2
125,7
99,26
50,43
229,32
430,214
12,91
22097
38156,5
1145
S расч ,
кВ  А
Р расч ,
∆Рц
кВт
3815,6
31752
25912,8
41356
1.2
Определение расчетных нагрузок предприятия:
Нагрузка для пятого уровня – шины 10кВ ГПП :
S расч.5 ур  Р 2расч.5 ур  (Qmax .доп  QТ . ГПП ) 2 кВ  А ,
где: Р расч .5 ур – расчетная активная нагрузка на шинах 10кВ ГПП;
QТ .ГПП – суммарные реактивные потери в трансформаторах ГПП (в расчете не учитываются)
Р расч.5 ур  ko (Ррасч  Рк ),
где: kо – коэффициент одновременности ( k0
 f ( kи ; n ) = 0,85);
∑∆Рк – суммарные потери активной энергии в кабелях 10кВ.
В расчетах они не учитываются, так как : ∑∆Рк<<∑ Ррасч .
Р расч.5 ур  0 ,85  31752  26989 ,2 (кВт) ;
S расч.5 ур  26989,22  145002  30637,67 кВ  А
2. Картограмма нагрузок и выбор места расположения ГПП.
2.1. Определение центра электрических нагрузок предприятия.
Центр электрических нагрузок – это точка , расположение в которой ГПП обеспечило бы минимум
затрат на распределительные сети.
Определим координаты центра электрических нагрузок по формулам :
 S расч .i  X i ;
 S расч .i
 S расч .i  Yi ,

 S расч .i
Х Ц .ЭН 
YЦ .ЭН
где: Х i , Yi – координаты центра нагрузки i-ого корпуса.
:
Расчет центра электрических нагрузок
Xi
№
корпуса
мм
–
16
17
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
58
168
194
266
58
272
330
212
106
102
318
256
452
494
420
464
312
348
270
264
156
94
132
46
Yi мм

S расч.i  X i ,
S расч.i  Yi ,
кВ  А  мм
кВ  А  мм
18
19
192117,9
66928
154873
1475011
380455,5
757618,5
123712,8
1859753
444163,6
337481
534529,8
110134,7
6436779
1497194,5
196800,2
335292,02
2572951,1
2046588,2
969306,01
101219,58
2315919,1
653674,69
311011,92
221880,28
19789,821
11241627
X Ц .ЭН =
6436779
= 168,6  168 мм ;
38156,5
YЦ .ЭН =
11241627
= 294,6≈294 мм.
38156 ,5
2.2. Построение картограммы нагрузок.
При построении картограммы нагрузок используем масштаб, равный: m=2 кВ  А / мм
Определим радиусы кругов, символизирующие нагрузки по корпусам:
R=
R1 =
3312 ,38
= 23 мм
3.14  2
R3 =
798,314
= 11 мм.
3.14  2
R5 =
6559 ,58
= 32 мм.
3.14  2
R7 =
374 ,89
= 8 мм.
3.14  2
Sрасч
π m
R2 =
2
;
398,381
= 8 мм.
3.14  2
R4 =
R6 =
R8 =
5545,15
= 30 мм.
3.14  2
2785,36
= 21 мм.
3.14  2
8772 ,42
= 37 мм.
3.14  2
8
R9 =
4190 ,22
= 26 мм.
3.14  2
R10 =
3308,64
= 23 мм.
3.14  2
R11 =
1680,91
= 16 мм.
3.14  2
R12 =
430 ,21
= 8 мм.
3.14  2
2.3. Выбор места расположения главной понизительной подстанции.
Исходя из принципа уменьшения потерь энергии в сетях главную понизительную
подстанцию необходимо расположить как можно ближе к центру электрических нагрузок,
между 5 и 9 цехами. На территории предприятия линия 110 кВ будет проходить на двухцепных
анкерных опорах, до территории предприятия на двух одноцепных анкерных опорах.
Согласно ПУЭ (п. 2.5.216), расстояние между крайними проводами равно 10м, расстояние от
крайнего провода линии 110 кВ, при наибольшем его отклонении до производственных
сооружений должно быть не менее 4м.
3. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП.
3.1 Выбор числа трансформаторов ГПП.
Определим число трансформаторов из расчета доли нагрузок первой и второй категорий на
предприятии.
Доля нагрузок первой и второй категории равна:
k1,2 пр =
 k1.2 S расч
 S расч
Расчет нагрузок сведен в таблицу 3.
№ цеха
k1.2
Sрасч k1.2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
0,85
0,1
0,05
0,85
0,9
0,9
1
1
0,8
0,85
0,9
1
2815,52
39,8381
39,9157
4713,38
5903,62
2506,83
374,887
8772,42
3352,18
2812,34
1512,82
430,214
33274

9
k1.2 пр =
Так как доля нагрузок первой и
двухтрансформаторную подстанцию.
33274
 0,87 ;
38165,5
второй
категорий
составляет
87%,
выбираем
3.2 Выбор мощности трансформаторов ГПП.
Производим выбор трансформаторов ГПП по упрощенным формулам, то есть, выбираем
ближайшую большую стандартную мощность трансформатора:
1)
S ном.тр 
S расч
1,6...1,7
;
S ном.тр 
38156,5
 23125,15 кВ А ;
1,65
Ближайшая большая стандартная мощность трансформатора S ном.т  25
2)
МВ А
Sном.тр  0,7 Рном.тр ; S ном.тр  0,7  30607 ,14  21425
Ближайшая большая мощность трансформатора S ном.тр  25
3)
S ном .тр ≥
S расчk1.2пр
(nТ  1)k д.п.
; S ном.тр 
МВ А
33274
 22182,67
( 2  1 ) 1,5
МВ А ,
где: nт – количество трансформаторов на подстанции,
kд.п. – коэффициент допустимой послеаварийной перегрузки, который равен 1,5 для
трансформаторов средней мощности 2,5 – 100 МВ А .
Выбираем ближайший больший по стандартной мощности трансформатор
S ном.тр  25
МВ А
Устанавливаем трансформаторы марки ТРДН-25000/110.
Технические характеристики трансформатора ТРДН-25000/110.
Напряжение обмотки ВН-115 кВ.
Напряжение обмотки НН-10,5 кВ.
Потери холостого хода ∆Рх.х.-25 кВт.
Потери короткого замыкания ∆Рк.з.-120 кВт.
Напряжение короткого замыкания uк-10,5 %.
Ток холостого хода Iхх-0,75 %.
10
4. Определение сечения питающих линий 110 кВ.
4.1 Определение расчетной мощности, передаваемой по линиям 110 кВ.
Ррасч 6ур = Ррасч 5ур+∆Рт∑ (кВт),
где: ∆Рт∑ - потери в трансформаторах ГПП;
∆Рт∑ = 2(∆Рхх + β2∆Рк.з.) (кВт),
где: β – коэффициент загрузки трансформаторов;
S расч.5 ур.
β=
2S ном.т.
=
30637 ,67
 0 ,61 ;
2  25000
Рт  2( 25  0,612 120 )  139 ,3 кВт;
Ррасч 6ур = 26989,2+139,3 = 27128,5 кВт.
Определим полную мощность, передаваемую по линиям 110 кВ :
Sрасч 6ур =
2
Р 2расч.6 ур  Qmax
.доп.
=
27128,52  14500 2  30760,45 кВ А .
4.2 Определение расчетного тока в линиях 110 кВ.
Iрасч =
S расч .6 ур
2  3  U ном
=
30760 ,45
 80 ,73 A;
2  3 110
Экономическое сечение проводов линии:
qэ = Iрасч / jэ (мм2),
где: jэ – экономическая плотность тока (для неизолированных сталеалюминиевых проводов, при
Т м  3770 ч/год использования максимума нагрузки jэ =1,1А/мм2 .
qэ = 80,73 /1,1 = 73,39 мм2
2
Выбираем сечение проводов линии 70 мм .
Проверяем выбранное сечение по механической прочности и коронообразованию.
ПУЭ ограничивает по условиям механической прочности минимальное сечение
сталеалюминевых проводов, сооружаемых на двухцепных опорах, равным 120 мм2.
Также ограничивается минимальное сечение проводов по условиям короны на линиях 110 кВ
равное 70мм2.
Выбираем сечение проводов на линии напряжением 110 кВ, равное 120мм2.
Проверяем выбранное сечение по току послеаварийного режима.
Iдоп ≥ 2Iрасч ,
Согласно ПУЭ, допустимый ток послеаварийного режима для сталеалюминевых проводов
сечением 120мм2 равен 375А.
375А ≥ 2  80,73  161,46 А.
Данное выбранное сечение линий допустимо для тока послеаварийного режима предприятия.
11
5. Составление схемы электрических соединений ГПП.
.
Схема электрических соединений ГПП.
рис.1 Типовая схема ГПП.
6. Выбор режима работы нейтралей трансформаторов ГПП.
Электрические сети с номинальным напряжением 110 кВ и выше работают с большими токами
замыкания на землю, с эффективно или глухозаземлёнными нейтралями.
Сети с номинальными напряжениями 6 – 35 кВ работают с малыми токами замыкания на землю,
с изолированной нейтралью при небольших токах замыкания на землю,
или с
компенсированной нейтралью при определённых превышениях значений емкостных токов.
Режимы нейтралей трансформаторов ГПП.
Согласно ПУЭ, компенсация емкостного тока замыкания на землю в сетях 10 кВ должна
применяться при значениях тока более 20А. Величина емкостного тока зависит от протяженности
кабельных линий 10 кВ. В проекте сеть 10 кВ не превышает 20 км и величина емкостного тока не
превышает 20 А, что позволяет выбрать изолированную нейтраль
у вторичных обмоток
трансформаторов ГПП.
12
7. Расчет токов короткого замыкания, выбор коммутационных аппаратов РУ ГПП,
определение минимально допустимых сечений отходящих кабельных линий по
термической стойкости токам короткого замыкания.
7.1 Расчет токов короткого замыкания.
Расчет и выбор оборудования выполняем для следующего по стандартной мощности
трансформатора, т.е. для трансформатора ТРДН 40000/110, uк.з. – 10,5%.
Расчет производится в базисных единицах :
Базисная мощность: Sб = 1000 МВ  А ;
Базисные напряжения : Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
Базисные токи:
Iб1 =
Iб2 =
Sб
3U б 1
Sб
3U б 2
=
=
1000
= 5,02 кА.
3  115
1000
3  10.5
= 54,98 кА.
рис.3. Схемы замещения.
1. Расчет тока к.з. в точке К1.
Рассчитаем сопротивление системы: Xс = Sб/Sк.з. = 1000/1400 = 0,71.
ЭДС системы: Ес = 1.
Сопротивление воздушной линии: Xw = X уд  l 
Sб
2
U ном
,
где: Xуд – удельное сопротивление линии = 0,4 Ом/км;
l – длина линии, км.
13
Xw = 0.4  20 
1000
 0 ,6 .
115 2
Результирующее сопротивление до точки К1:
Хрез.1 = Хс + Хw = 0,71+0,6=1,31.
Ток короткого замыкания в точке К1:
Iк1 =
Iк1 =
E
x рез1
 I б1 ;
1
 5.02  3,83 кА.
1,31
2. Расчет тока к.з. в точке К2.
Сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой определяются из соотношений:

Xв.т. = 1 

К р  uk S б

;

4  100 S ном
 К р  uk Sб
 
,

2

 100 S ном
Xн.т. = 
где: Кр – коэффициент расщепления, для трансформаторов с расщеплённой обмоткой равен 3,5.


Xв.т. = 1 
3,5  10,5 1000

 0,33 ;

4  100 40
 3,5  10 ,5 1000

 4 ,59

 2  100 40
Xн.т. = 
Результирующее сопротивление до точки К2:
Xрез.2 = Xс + Xw + Xв.т. + Xн.т. =0,71+0,6+0,33+4,59=6,23 .
Ток короткого замыкания (начальный сверхпереходной ток) в точке К2 равен:
Iк2 =
E
X рез.2
 I б .2 =
1
 54,98  8,825 кА.
6,23
Ударный ток короткого замыкания в точке К2 равен:
i у  2  k у  I к.2 ,
где: Ку – ударный коэффициент.
Ку = 1+e0.01/Ta ,
где:Ta – постоянная времени цепи короткого замыкания.
14
Ta =
x рез
  rрез
(c),
где: rрез – активное сопротивление цепи от источника энергии до точки короткого замыкания.
ω –угловая частота = 2πf = 314 рад/с.
Активное сопротивление элементов схемы :
- система : Rc  X c / 50  0,71 / 50  0,0142
- трансформаторы :
Rв.т.= 0,5  Pк . з. 
Rн.т.= Pк. з. 
Sб
S ном
- воздушные линии; Rw= R уд  L 
2
Sб
U
2
ном
Sб
S
ном
2
= 0 ,5  0 ,160 
= 0 ,160 
1000
= 0,05;
40 2
1000
=0,1 ;
40 2
= 0 ,25  20 
1000
= 0,38;
115 2
rрез = Rc  Rw  RB .Т .  RН .Т .  0,0142+0,05+0,1+0,38=0,5442
6,23
 0,036 (c)
314  0,5442
 0 ,01 
k у  1  exp 
  1,757
 0 ,036 
i у  2 1,757  8,825  21,928 кА
Ta =
7.2 Выбор коммутационных аппаратов РУ ГПП.
Выбор аппаратов осуществляется для следующего по мощности трансформатора.
Мощность следующего трансформатора 32 МВ·А.
Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ, осуществляется из расчета 1,5 Sном
большего трансформатора.
Номинальный ток большего трансформатора на стороне 110 кВ равен:
Iв.ном =
1.5  S ном.б
1,5  40
=
 0,31 кА.
3 110
3 U в.ном
Выбираем разъединитель на стороне 110 кВ марки РГП-110-1250УХЛ1.
Технические характеристики:
-номинальное напряжение 110 кВ,
-наибольшее рабочее напряжение 126 кВ,
-номинальный ток 1250 А,
-ток термической стойкости 25 кА,
-ток электродинамической стойкости 63 кА.
Выключатель на стороне 110 кВ марки ВГТ-110-40/2500У1.
15
Технические характеристики:
-номинальное напряжение 110 кВ,
-наибольшее рабочее напряжение 126 кВ,
-номинальный ток 2500 А,
-номинальный ток отключения 40 кА,
-наибольший пик сквозного тока к.з. 102 кА,
-ток термической стойкости 40 кА.
Выбор выключателей на выводах вторичной обмотки 10 кВ трансформаторов ГПП,
осуществляется из расчета 0,75 Sном большего трансформатора.
Номинальный ток большего трансформатора на стороне 10 кВ равен:
Iн.ном =
0.75  S ном.б 0,75  40
=
 1,73 кА.
3 10
3  U н.ном
Выбираем выключатели на выводах 10 кВ вторичной обмотки трансформаторов ГПП
ВВПЭ-10-20/2500У3.
Технические характеристики:
-номинальное напряжение 10 кВ,
-наибольшее рабочее напряжение 12 кВ,
-номинальный ток 2500 А,
-номинальный ток отключения 20 кА.
марки
Выбор секционных выключателей для РУ 10кВ ГПП осуществляется из расчета 0,375 Sном
большего трансформатора.
Номинальный ток на секционных выключателях равен:
Iс.ном =
0.375  S ном.б
3  U н.ном
=
0,375  40
= 0,866 кА.
3 10
Выбираем секционные выключатели для РУ 10кВ ГПП марки ВВПЭ-10-20/1000У3.
Технические характеристики:
-номинальное напряжение 10 кВ,
-наибольшее рабочее напряжение 12 кВ,
-номинальный ток 1000 А,
-номинальный ток отключения 20 кА.
Выбор выключателей для отходящих линий на РУ 10 кВ ГПП осуществляется из расчета
максимальной нагрузки на одно присоединение в РУ. Максимальная нагрузка равна 4,2 MВ  А .
Максимальный ток на отходящей линии равен:
Imax =
S max
3 U н.ном
=
4,386
= 0,253 кА.
3 10
Выбираем выключатели марки ВВПЭ-10-20/630У3.
Технические характеристики:
-номинальное напряжение 10 кВ,
-наибольшее рабочее напряжение 12 кВ,
-номинальный ток 630 А,
-номинальный ток отключения 20 кА.
16
7.3 Определение минимально допустимых сечений кабельных линий по термической
стойкости токам к.з.
Термически стойкое к током КЗ сечение определяется по формуле:
qмин =
BR I   t п
(мм2),

C
С
где: I∞ - установившееся значение тока КЗ (А); I∞=I”=Iк2,
tп – приведенное время КЗ (с),
С – температурный коэффициент, учитывающий ограничение
допустимой температуры нагрева жил кабеля, (для кабелей с
бумажной изоляцией на напряжение 10 кВ С = 95 А∙с2/мм2).
tп = tап + tпп (с),
где: tап,tпп – соответственно, апериодическая и периодическая
составляющие времени тока КЗ (с). (периодическая
составляющая находится из графиков как функция
действительного времени КЗ).
tпп = ƒ(tкз) (с), где: tкз – действительное время КЗ (с).
tкз = tв + tз (с), где: tв,tз – соответственно, длительность действия
отключающей аппаратуры и защиты.
tап ≈ 0,05 (β”)2 (с), где: β”=I”/I∞=1.
При действительном времени tкз>1с величина tап не учитывается.
За стандартное термически стойкое сечение принимается ближайшее меньшее сечение к
расчетной величине.
Произведём расчет для одноступенчатой схемы, в которой время работы защиты =0,7с, и
складывается из времени работы защиты трансформатора 0,2с + релейный коэффициент 0,5с.
Время отключения современных вакуумных выключателей составляет 0,02с.
tкз = 0,7+0,02=0,72с , следовательно tпп = 0,7с.
tап = 0 ,05 1 = 0,05с.
tп = 0,7+0,05 = 0,75с.
2
qмин =
8825  0.75
 80 ,44 мм2.
95
Принимаем минимально допустимое сечение равное 70 мм2.
Произведем расчет для двухступенчатой схемы, в которой от РУ ГПП запитан промежуточный
РП питающий трансформаторы корпусов. Время работы защиты будет равно 2,2с и будет
складываться из времени работы защиты трансформатора 0,2с +релейные коэффициенты 0,5с
на время работы отходящего выключателя в РП, секционного выключателя в РП, вводного
выключателя в РП и отходящего выключателя в РУ ГПП.
tкз = 2,2+0,02 = 2,22с
tп = 1,95с.
qмин =
следовательно tпп = 1,95с.
8825  1.95
 129 ,7 мм2.
95
Принимаем минимально допустимое сечение равное 120 мм2.
17
8. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов цеховых ТП, количества ТП
каждом корпусе и места их расположения.
в
8.1 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов.
Единичная мощность трансформаторов определяется как функция удельной плотности нагрузки:

S расч
F
,
где F – площадь корпуса.
При σ≤0,2 кВ  А / м устанавливаются трансформаторы Sном =1000 кВ  А ,
2
при 0,2≤σ≤0,5 кВ  А / м
2
устанавливаются трансформаторы Sном=1600 кВ  А ,
при σ≥0,5 кВ  А / м устанавливаются трансформаторы Sном =2500 кВ  А
2
Минимальное расчетное значение числа цеховых трансформаторов.
N расч . min 
Pрасч
  S ном
,
где: β – коэффициент загрузки, равный 0,9.
Определяем
– оптимальное число трансформаторов в цехе:
N опт
N опт  N расч min  N  m ,
где
N – добавка
до ближайшего большего целого числа ,
m – добавка до оптимального числа трансформаторов.



m  f N расч min  N ; N .
рис.4. Зоны для определения дополнительного числа трансформаторов.
Расчеты по выбору числа и мощности цеховых трансформаторов сведены в таблицу 4.
Таблица 4.
18
№
корпуса
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
F, м2
σ,
кВ·А/м2
Sном,
кВ*А
Nmin расч
Nmin
∆N
m
Nопт
Nопт.выбр
NТП
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
0,22
0
0,06
0,17
0,45
0,54
0
0,55
0,33
0,96
0
0
3
4
0
0
1
0
2
6
6
3
2
6
6
4
0
0
0
0
8
4
4
2
8
4
4
2
2
0
1
3
3
2
0
4
2
2
1
18000
9000
8000
33500
42000
26250
2500
40600
33000
34100
39600
8500
0,11
0,04
0,07
0,12
0,19
0,17
0,23
0,15
0,23
0,13
0,13
0,04
1000
2,78
3
630
1000
1000
1000
1,94
5,83
5,55
2,46
2
6
6
3
1000
1000
1000
1000
7,45
3,67
3,04
2
8
4
4
2
Электроснабжение корпуса №2 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе №3.
Электроснабжение корпуса №7 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе №8
Электроснабжение корпуса №12 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе №11.
Трансформатор в корпусе № 9 выбран мощностью 1000 кВ  А , что сделано для унификации
трансформаторного хозяйства.
9. Составление схемы распределения электроэнергии по территории предприятия
на напряжении 10кВ.
Схема распределения электроэнергии по территории предприятия основывается на
смешанных схемах электроснабжения. Также в схеме используется один распределительный
пункт, примыкающий к корпусу №3, от которого запитаны наиболее далеко расположенные от
ГПП корпуса №1,№3,№4,№6.
10. Выбор компенсирующих устройств на напряжении до и выше
1000В.
10.1 Компенсирующие устройства до 1000В.
Мощность низковольтных конденсаторных установок равна:
Qнк=Qнк 1+Qнк 2 (квар),
где: Qнк 1 – мощность низковольтных конденсаторов, для снижения количества
трансформаторов до оптимального;
Qнк 2 – дополнительные мощности низковольтных конденсаторов, для
снижения потерь активной мощности от передачи реактивной
мощности через трансформаторы и питающие линии.
Qнк 1=Qрасч i – Qт i (квар),
где: Qт i – реактивная мощность которая может быть пропущена через
трансформаторы корпуса.
Qт i =
  N опт.в.  S ном 2  Р расч 2
(квар).
Если в итоге вычислений Qнк 1 получится отрицательным, то выбирается мощность
конденсаторов равная Qнк1  0
Расчет мощности низковольтных конденсаторных установок производим в таблице 5.
19
Таблица 5.
№
корпу
са
1
Qт
квар
Qнк 1
квар

32
33
34
Qнк 2
квар
Qнк
квар
Qнк т
квар
Тип и мощность К У
Qнк ф
квар
Qрасч п.к.
35
36
37
38
УКМ 63-0,4-400-25
У3
39
40
1600
574,13
250
219,112
600
1185
2400
1848,3
900
785,376
3600
2592,982
1200
0
1377,12
1860,48
1100
4,67
2591,33
0
0,2
1374,1
1374,1
343,5
274
195,1123
0,2
22
217,11
108,6
1263,92
521,0775
0,2
63,922
585
97,5
2044,5
2203,796
0,5
0
2203,8
367,3
2835,89
0
0,2
885,38
885,38
221,3
кавр
2
3
4
5
6
УКМ 63- 0,4-125-25
У3
УКМ 63- 0,4-100-25
У3
УКМ 63- 0,4-400-25
У3
УКМ 63- 0,4-225-25
У3
7
8
9
10
11
2628,29
3564,69
0,5
0
3564,7
445,6
1429,54
2339,72
1147,58
0
0,4
0,5
0
0
1147,6
0
286,9
0
59,9917
1044,678
0,5
0
1044,7
522,3
УКМ 63- 0,4-450-25
У3
УКМ 63- 0,4-300-25
У3
УКМ 63- 0,4-550-25
У3
12
∑
10447,17
Qнк 2  Q расч  Qнк  S ном  N опт.выб . (квар) ,
где:   расчетный коэффициент, вычисляющийся для трёх разных случаев;
1)  = k1/60 – случай, когда подстанции питаются от РП на которых нет
источников реактивной мощности;
2)  = k1/30 – случай, для одноступенчатой схемы при
трёхтрансформаторных магистралях;
3)  = ƒ(k1;k2) – остальные случаи,
где k1 – коэффициент, зависящий от энергосистемы и от сменности;
k2 – коэффициент, зависящий от мощности трансформаторов , питаемых линиями и от длины
линий. (Определяется по графикам).
Если в итоге вычислений Qнк 2 получится отрицательным, то выбирается мощность
конденсаторов равная Qнк 2  0
Мощность конденсаторной установки присоединяемой к цеховому трансформатору равна:
Qнк.т. =
Qнк
(квар).
N опт.в .
20
10.2 Компенсирующие устройства выше 1000В.
Компенсирующие устройства выше 1000В, устанавливают на ГПП и присоединяют к шинам РУ
10кВ.
Расчетная реактивная нагрузка на шинах 110 кВ ГПП равна:
Qрасч 6ур = kо(∑Qрасч п.к. + ∑∆Qц + ∑∆Qк) + ∑∆Qт.гпп (квар),
где ∑∆Qк – потери в кабельных линиях (пренебрегаем ввиду малости)
∑∆Qт гпп – потери в трансформаторах ГПП.
∑∆Qт гпп = 2(Iхх+β2Uк)Sном.т./100 (квар).
Мощность компенсирующих устройств выше 1000В равна:
Qв.к. = Qрасч 6 ур – Qmax доп (квар).
Если в итоге вычислений Qв.к. получится отрицательным или равным 0, то выбирается мощность
компенсирующих устройств равная =0, если положительное число то;
- мощность конденсаторной установки присоединяемой к каждой секции РУ 10кВ ГПП:
Qв.к. секц = Qв.к./Nсекц (квар),
где Nсекц – количество секций в РУ 10 кВ ГПП равное 4.
∑∆Qт.гпп = 2(0,75+0,61210,5)
25000
=2328,53 квар.
100
Qрасч 6 ур = 0,85(10447,17 +3815,6)+2328,53=14451,88 квар.
Qвк = 14500 – 14451,88= 48,12 квар.
Qв.к. секц = 48,12/4=12,03 квар.
Выбираем конденсаторную установку УКЛ(П)56М-10,5-25 У3 мощностью 25 квар.
11. Выбор сечения кабельных линий.
Сечение кабельных линий выбирают по экономической плотности тока.
qэ = Iрасч к/jэ (мм2),
где Iрасч к – расчетный ток кабеля,
jэ – экономическая плотность тока.
jэ = jэ табл∙kу (А/мм2),
где
jэ табл- для кабелей с бумажной изоляцией = 1,4 А/мм2
для кабелей с пластмассовой изоляцией = 2 А/мм2
Магистрали принимаются постоянного сечения. Для линий одинакового сечения с n
ответвляющимися нагрузками экономическая плотность тока в начале линии может быть
увеличена в kу раз, причем kу определяется из выражения;
I 1  l i
2
kу=
I i  l i
2
,
где Ii – нагрузки отдельных участков линии;
Li – длины отдельных участков линии.
21
Расчетный ток кабеля:
Iрасч к =
S расч.к.  nк
3  U  N опт.выбр.
(А),
где Sрасч.к. – расчетная нагрузка на кабель,
nэ – число трансформаторов питающихся от кабеля.
Sрасч.к. =
Pрасч.к .  Q расч.к . (кВА),
где Ррасч.к. = Рс.м.,
Qрасч.к. = Qс.м..
Расчетный коэффициент для кабелей равен:
kр = k’p = 1
Допустимый ток кабеля в нормальном режиме равен:
Iдоп = k`пр  Iдоп.табл. (А),
где k`пр – коэффициент зависящий от числа совместно проложенных
кабелей (ПУЭ).
Iдоп.табл. – допустимый ток кабеля выбранного сечения (ПУЭ).
Допустимый ток кабеля в нормальном режиме должен быть больше или равен расчетному току
кабельной линии.
Iдоп ≥ Iрасч.к.
Допустимый ток кабеля в послеаварийном режиме равен:
Iдоп.п/ав. = kп/ав. k`пр  Iдоп.табл. (А),
где
kп/ав. – коэффициент учитывающий возможность перегрузки кабеля
в послеаварийном режиме . (На период ликвидации аварии
допускается перегрузка по току для кабелей с пропитанной
бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ на 30%
продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток, но не
более 100 ч в год, если в остальные периоды этих суток нагрузка
не превышает длительно допустимой. . На период ликвидации
аварии допускаются перегрузки по току для кабелей с изоляцией
из сшитого полиэтилена на 23% при прокладке в земле. )
Допустимый ток послеаварийного режима должен быть больше или равен расчетному току
послеаварийного режима кабельной линии.
Iдоп п/а ≥ Iрасч п /а
где: Iрасч п/а = 2Iрасч
Расчет производим для кабелей №15,16,17,18,3,4,5,6 корпусов №5,8 на половину нагрузки
корпуса.
В остальных случаях расчет производим для одного кабеля питающего данный корпус, так как
нагрузка на них распределена симметрично.
Для РП произведен расчет для одного питающего кабеля. Нагрузка на кабеле равна половине
суммарной нагрузки корпусов запитанных от РП.
Расчет по выбору сечений кабельных линий сведен в таблицу 6.
22
Таблица 6.
№
корпуса
№ кабельной линии
Ррасч.к.
кВт
Qрасч.к,
квар
Sрасч.к,
кВ∙А
1
2
3
4
4
5
5
6
7
8
8
9
10
11
РП
19,20
3332
3017,16
2898,84
21,22
25,26
23,24
17,18
15,16
27,28
1572
2333,33
4666,67
2221,33
4442,66
3168
670,16
793,33
1586,66
1881,13
3776,27
2407,68
4028
4028
3221,4
2325,6
1250,5
8475
5,6
3,4
11,12,13,14
9,10
7,8
1,2
4240
4240
4130
3420
2050
15072
Iрасч.к,
А
kу
qэ,
мм2
qэ.ст,
мм2
79,79
1,11
51,346
50
1708,888
2464,51
4929,03
2910,834
5830,733
3979,089
47,04
67,76
135,51
80,12
160,5
109,5
1,00
1,00
1,15
1,23
1,22
1,15
33,599
96,79
84,17
46,528
93,966
68,029
35
95
95
50
95
70
5848,28
5848,28
5237,778
4135,797
2401,302
17291,35
161
161
72,09
113,8
66,1
158,7
1,21
1,16
1,00
1,14
1,00
95,041
99,124
51,49
71,328
47,212
132,21
95
95
50
70
50
1,00
300
По термической стойкости не удовлетворяют требованиям кабельные линии, питающие корпусы
№3,4,6,9,11.
Выбираем сечения кабелей, питающих корпусы №1,3,4,6, равные 120 мм2,
а корпусы №5,9,11, равные 70 мм2
Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной в
свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в земле.
сечение: 70мм2 - 165 А.
95мм2 - 205 А.
120мм2 – 240 А.
150мм2 – 275 А.
185мм2 – 300 А.
С медными жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена: 300мм2 – 460 А.
500мм2 – 830А,630мм2 – 940А,800мм2 – 1030А.
Поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в
трубах или без труб), при расстоянии между кабелями в 100мм, при количестве кабелей равном:
2шт – k`пр =0.9
4шт - k`пр =0.8
6шт - k`пр =0.75
при количестве совместно проложенных кабелей =2;
для сечения 70мм2 Iдоп = 165∙0,9=148,5А.
95мм2 Iдоп = 205∙0,9=184,5А.
120мм2 Iдоп = 240∙0,9=216А.
150мм2 Iдоп = 275∙0,9=247,5А.
185мм2 Iдоп = 300∙0,9=270А.
23
Для корпуса №1.
Кабельные линии №19,20.
Выбран кабель сечением 120 мм2, два кабеля, питающие корпус, расположены в одной траншее.
Iдоп=216А Iрасч=79,79 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iлоп п/а.=216∙1,3=280,8 А Iрасч п/а.=79,79∙2=159,58 А – сечение удовлетворяет
требованиям.
Выбираем кабели, питающие ТП № 1,2 корпуса №1, марки ААШВ 10 - 3120.
Для корпуса №3.
Кабельные линии №21,22.
Выбраны кабели сечением 120 мм2, два кабеля питающие корпус расположены в одной
траншее.
Iдоп=216 А Iрасч=47,04 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=216∙1,3=280,8 А Iрасч п/а =47,04∙2=94,08 А – сечение удовлетворяет требованиям.
Выбираем кабели, питающие ТП №3 корпуса №3, марки ААШВ 10 - 3120.
Для корпуса №4.
Кабельные линии №25,26.
Выбраны кабели сечением 120 мм2
Расположены в траншее, состоящей из 2 кабельных линий.
Iдоп=216 А Iрасч=67,76 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=216∙1,3=280,8 А Iрасч п/а =67,76∙2=135,52 А – сечение удовлетворяет
требованиям.
Выбираем кабели, питающие ТП №4 корпуса №4, марки ААШВ 10 - 3120.
Для корпуса №4.
Кабельные линии №23,24.
Выбраны кабели сечением 120 мм2
Расположены в траншее, состоящей из 2 кабельных линий.
Iдоп=216 А Iрасч=135,51 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=216∙1,3=280,8 А Iрасч п/а =135,51∙2=271,02 А – сечение удовлетворяет
требованиям.
Выбираем кабели, питающие ТП №5,6 корпуса №4, марки ААШВ 10 - 3120.
Для корпуса №5.
Кабельные линии 15,16.
Выбраны кабели сечением 95 мм2,
Расположены в траншее, состоящей из 2 кабельных линий.
Iдоп=184,5 А Iрасч=160,5 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=184,51,3=239,85 А Iрасч п/а =160,52=321 А – сечение не удовлетворяет
требованиям.
Проверяем сечение 120 мм2. для тока послеаварийного режима
Iдоп п/а = 2161,3=280,8 А Iрасч п/а = 321 А – сечение не удовлетворяет требованиям.
Проверяем сечение 150 мм2. для тока послеаварийного режима
Iдоп п/а = 247,51,3=321,75 А Iрасч п/а = 321 А – сечение удовлетворяет требованиям.
Выбираем кабели питающие подстанции № 10,11 корпуса №5 марки ААШВ 10 - 3150.
24
Кабельные линии 17,18.
Выбраны кабели сечением 70 мм2,
Расположены в траншее, состоящей из 2 кабельных линий.
Iдоп=148,5 А Iрасч=80,12 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=148,51,3=193,05 А Iрасч п/а =80,122=160,24 А – сечение удовлетворяет
требованиям.
Выбираем кабели питающие подстанции № 9 корпуса №5 марки ААШВ 10 - 370
Для корпуса №6.
Кабельные линии №27,28.
Выбраны кабели сечением 120 мм2 . Два кабеля, питающие корпус, расположены в одной
траншее.
Iдоп=216 А Iрасч=109,5 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=2161,3=280,8 А Iрасч п/а =1092=218 А – сечение удовлетворяет требованиям.
Выбираем кабели, питающие ТП № 7,8 корпуса №6, марки ААШВ 10 - 3120.
Для корпуса №8.
Кабельные линии №3,4.
Выбраны кабели сечением 95 мм2, два кабеля, питающие корпус, расположены в одной
траншее.
Iдоп=184,5А Iрасч=161 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=184,51,3=239,85 А Iрасч п/а =1612=322 А – сечение не удовлетворяет
требованиям.
Проверяем сечение 120 мм2 для тока послеаварийного режима:
Iдоп п/а = 2161,3=280,8А Iрасч п/а = 322 А – сечение не удовлетворяет требованиям.
Проверяем сечение 150мм2 для тока послеаварийного режима:
Iдоп п/а = 247,51,3=321,75А Iрасч п/а = 322 А – сечение не удовлетворяет требованиям
Проверяем сечение 185 мм2 для тока послеаварийного режима:
Iдоп п/а = 2701,3=351 А Iрасч п/а = 322 А – сечение удовлетворяет требованиям
Выбираем кабели, питающие ТП № 12,13 корпуса №8, марки ААШВ 10 - 3185.
Кабельные линии №5,6.
Выбраны кабели сечением 95 мм2, два кабеля, питающие корпус, расположены в одной
траншее.
Iдоп=184,5А Iрасч=161 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=184,51,3=239,85 А Iрасч п/а =1612=322 А – сечение не удовлетворяет
требованиям.
Проверяем сечение 120 мм2 для тока послеаварийного режима:
Iдоп п/а = 2161,3=280,8А Iрасч п/а = 322 А – сечение не удовлетворяет требованиям.
Проверяем сечение 150мм2 для тока послеаварийного режима:
Iдоп п/а = 247,51,3=321,75А Iрасч п/а = 322 А – сечение не удовлетворяет требованиям
Проверяем сечение 185 мм2 для тока послеаварийного режима:
Iдоп п/а = 2701,3=351 А Iрасч п/а = 322 А – сечение удовлетворяет требованиям
Выбираем кабели, питающие ТП № 14,15 корпуса №8, марки ААШВ 10 - 3185.
25
Для корпуса №9.
Кабельные линии №11,12,13,14.
Выбран кабель сечением 70 мм2. Четыре кабеля, питающие корпус, расположены в одной
траншее.
Iдоп=165∙0,8=132 А Iрасч=72,09 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=1321,3=171,6 А Iрасч п/а =72,092=144,18 А – сечение удовлетворяет
требованиям.
Выбираем кабели, питающие ТП № 16,17 корпуса №9, марки ААШВ 10 - 370.
Для корпуса №10.
Кабельные линии №9,10.
Выбран кабель сечением 70 мм2, два кабеля, питающие корпус, расположены в одной траншее.
Iдоп=148,5 А Iрасч= 113,8А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=148,51,3=193,05 А Iрасч п/а =113,82=227,6 А – сечение не удовлетворяет
требованиям.
Проверяем сечение 95 мм2 для тока послеаварийного режима:
Iдоп п/а = 184,51,3=239,85 А Iрасч п/а = 227,6 А – сечение удовлетворяет требованиям.
Выбираем кабели, питающие ТП №18,19 корпуса №10, марки ААШВ 10 - 395.
Для корпуса№11.
Кабельные линии №7,8.
Выбран кабель сечением 70 мм2, два кабеля, питающие корпус, расположены в одной траншее.
Iдоп=148,5 А Iрасч=66,1 А – сечение удовлетворяет требованиям,
Iдоп п/а.=148,51,3=193,05 А Iрасч п/а =66,12=132,2 А – сечение удовлетворяет
требованиям.
Выбираем кабели, питающие ТП № 20 корпуса №11, марки ААШВ 10 - 370.
Для РП.
Кабельные линии №1,2.
Выбран кабель сечением 300мм2, шесть одножильных кабелей питающих РП расположены в
одной траншее.
Iдоп = 4600,75=345 А Iрасч = 158,7 А – сечение не удовлетворяет требованиям.
Iдоп п/а =3451,23=424,35 А Iрасч п/а=158,7∙2=317,4 А – сечение удовлетворяет требованиям.
Выбираем кабели питающие РП марки 3xПвП 10 - 1×300.
26
Литература:
1.Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. Москва «Мастерство» 2001г.
2.Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Москва «Высшая
школа» 1990г.
3.Крупович В.И, Барыбин Ю.Г, Самовера М.Л. Справочник по проектированию
электроснабжения. Москва «Энергия» 1980г.
4.Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Москва «Энергоатомиздат» 1989г.
5. Коновалова Л.Л, Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок.
Москва «Энергоатомиздат» 1989г.
6. Рожкова Л.Д, Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Москва «Энергия»
1980г.
27
Скачать