Электроснабжение завода ЖБКИ г. Иланский

В_к= 4,95 кА²с

В_к=675 кА²с

На стороне НН принимаем ТВТ-10-III-600/5-О4

. (99)

Таблица 11.6 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне низшего напряжения

Сторона напряжения	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТВТ-10-III-600/5-О4
НН	Uуст?Uном	Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ
	Iраб.мах?Iном	Iраб.мах=550,05 А	I1ном=600 А
	Z2?Z2ном	Z2=0,25 Ом	Z2ном=1,2 Ом
	Вк?(ктI1ном)2tтер	Вк=77,69 кА2с	Вк=8467 кА2с

Трансформаторы тока в цепи кабельной линии

На отходящих КЛ трансформаторы тока, так же как и другие измерительные приборы, устанавливаются в КРУ К-59. Для наиболее нагруженной КЛ ГПП - Цех 2, рассчитанной выше, согласно каталожным данным на 2012 год, выбираем трансформатор тока ТОЛ-10-300/5 У3.



Таблица 11.7 - Подсчет нагрузки трансформаторов тока на кабельной линии

Сторона напряжения	Прибор	Тип	Нагрузка по фазам
			А	В	С
НН	Амперметр	VDQ96-sw Э379	0,5	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	СЭТ3а-01Т-22-01 - С1	0,05		0,05
Счетчик реактивной энергии	СЭТ3р-01-24-09	0,05		0,05
Итого	0,6		0,6

Таблица 11.8 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне низшего напряжения в цепи КЛ

Сторона напряжения	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТОЛ-10-300/5 У3
НН	Uуст?Uном	Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ
	Iраб.мах?Iном	Iраб.мах=218 А	I1ном=300 А
	Z2?Z2ном	Z2=0,2 Ом	Z2ном=0,4 Ом
	Вк?(ктI1ном)2tтер	Вк=72,3 кА2с	Вк=476 кА2с

11.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от цепей высокого напряжения.

Трансформаторы высокого напряжения подбираются по следующим параметрам:

1) Напряжение установки ;

2) Учёт конструкции и схемы соединения обмоток;

3) Учёт класса точности S₂ < S_{2 ном}.



Таблица 11.9 - Измерительные приборы на подстанции в цепи ВН

Сторона напряжения	Прибор	Тип	Мощность ВА	Кол-во обмоток	Кол-во пр-ов	Потребляемая мощность
						Р, Вт	Q, Вар
ВН	Ваттметр	Д345	2	2	1	4	0
	Варметр	Д345/1	2	2	1	4	0
	Счетчик Активной энергии	СЭТ3а-01Т-22-01 - С1	2	1	2	4	0
	Счетчик реактивной энергии	СЭТ3р-01-24-09	4	1	2	8	0
	Вольтметр	Э379	2	1	1	2	0

Таблица 11.10 - Измерительные приборы на подстанции в цепи НН

Сторона напряжения	Прибор	Тип	Мощность ВА	Кол. обмоток	Кол. приборов	Потребляемая мощность
						Р, Вт	Q, Вар
НН	Ваттметр	Д345	2	2	1	4	0
	Варметр	Д345/1	2	2	1	4	0
	Счетчик Активной энергии	СЭТ3а-01Т-22-01 - С1	2	1	6	12	0
	Счетчик реактивной энергии	СЭТ3р-01-24-09	4	1	6	24	0
	Вольтметр	Э379	2	1	1	2	0

, (100)

. (101)

На напряжение 35кВ выбираем НАМИТ-35-2- УХЛ2, класс точности 0,5.

Трехфазные трансформаторы напряжения НАМИТ-35-2- УХЛ2 являются масштабными измерительными преобразователями, предназначены для питания электрических измерительных приборов, защитных устройств в электрических системах переменного тока.

Климатическое исполнение и стойкость к воздействующим климатическим факторам по ГОСТ 15150-69.

На напряжение 10кВ выбираем НАМИТ-10-2-УХЛ2, класс точности 0,5.

Трансформатор напряжения антирезонансный типа НАМИТ-10-2 является масштабным преобразователем и предназначен для выработки сигнала измерительной информации для измерительных приборов в цепях учёта, защиты и сигнализации в сетях 6 и 10 кВ переменного тока промышленной частоты с изолированной нейтралью или заземлённой через дугогасящий реактор. Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.УХЛ2.

Таблица 11.11 - Расчетные и каталожные данные ТН

Сторона напряжения	Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные
ВН	Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном = 35кВ
	S2 ? S2 ном	S2 = 22 В·А	S2ном = 400 В·А
НН	Uуст ? Uном	Uуст =10 кВ	Uном = 10 кВ
	S2 ? S2 ном	S2 = 44 В·А	S2ном = 200 В·А

11.4 Выбор шин

Для РУ напряжением 35 кВ и выше используются гибкие шины, выполненные проводами АС. В установках напряжением до 20 кВ применяются жесткие алюминиевые шины с сечением различной формы. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновку выбираем по длительно допустимому току. Определение сечения шин производится по условию нагрева , т.е. по рабочему максимальному току.

Условие выбора шин по условию нагрева

. (102)

Допущения при выборе гибких шин:

а) шины выполнены из голых проводов на открытом воздухе, на термическую стойкость короткого замыкания не проверяют;

б) гибкие шины РУ при I_по < 20 кА не проверяют на электродинамическое действие токов КЗ;

На стороне ВН

Принимаем гибкие шины из сталеалюминевого провода АС-240/32 [3, табл. 7.35]. Проверяем выбранный провод по условию нагрева

,

.

Условие выбора шин по току выполняется.

Для линии 35 кВ сечение проводов 70 мм² является минимально допустимым по условию короны, значит провод АС-240/32 проходит.

Проверка шин на термическое и электродинамическое действие тока КЗ не производится.

На стороне НН

В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин.

Принимаем жесткие алюминиевые шины прямоугольного сечения.

Выбираем сечение шин (h=10 мм, b=120 мм), по три полосы на фазу, расположение на ребро.

. (103)

Проверка по допустимому току

. (104)

Проверка на термическую устойчивость

, (105)

где С - коэффициент принимаемы по [11] и равный 91 для алюминиевых шин.

Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы, возникающие при КЗ, имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины -изоляторы совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкций шин эти условия соблюдаются, поэтому ПУЭ не требуют проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.

Наибольшее удельное усилие, действующее на шины при протекании по ним ударного тока трехфазного КЗ

, (106)

где а=0,3 м - расстояние между фазами для КРУ;

- ударный ток на стороне низшего напряжения, кА.

Изгибающий момент

, (107)

, (108)

где - момент сопротивления шин, установленных на ребро по рисунку 11.1;

- допустимое механическое напряжение в материале шин, для алюминия [2, табл.4.7];

- расстояние между опорными изоляторами, м.

Рисунок 11.1 - Расположение шин ЗРУ

Шины механически прочны, так как выполняется условие

.

Проверка на термическую стойкость к токам КЗ производится по условию

,

где - температура шин при нагреве током КЗ, ⁰С;

- допустимая температура нагрева шин при КЗ, ⁰С.

Температура проводника в предшествующем режиме, ⁰С

(109)

где - температура окружающей среды, ⁰С;

- длительно допускаемая температура проводника, ⁰С;

- номинальная температура окружающей среды, ⁰С.

. (110)

По [2] определяем - тепловое состояние проводника к моменту начала КЗ.

Тепловое состояние проводника во время КЗ, ⁰С



, (111)

где - коэффициент по [4];

По [4] определяем , таким образом проверяем соблюдение условия проверки: .

11.5 Выбор автоматических выключателей

Автоматический воздушный выключатель предназначен для проведения тока в нормальном режиме и отключения тока при коротких замыканиях, перегрузках, для оперативных включений и отключений электрических цепей напряжение до 1000 В.

Выбор автоматических выключателей производится по:

1) Напряжение установки ;

2) Условие длительного нагрева ;

3) Ток отключения автомата ;

4) Быстродействующие автоматы благодаря токоограничивающему эффекту на электродинамическую стойкость не проверяются и по термической стойкости проверяются только селективные автоматы.

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора

ТМ 630/10

(112)

=1,4·909=1172,6 А. (113)

Выбираем автоматический выключатель CDM1 225L 3п 1250А (каталожные данные на 2012г.).



Таблица 11.12 - Проверка условий выбора автоматического выключателя на трансформаторе ТМ 630/10

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные CDM1 225L 3п 1250А

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора ТМ 630/10

(114)

=1,4·577,2=808,08 А. (115)

Выбираем автоматический выключатель CDM1 225L 3п 1000А (каталожные данные на 2012г.).

Таблица 11.13 - Проверка условий выбора автоматического выключателя на трансформаторе ТМ 400/10

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные CDM1 225L 3п 1000А

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора ТМ 100/10

(116)

=1,4·144,3=202,02 А. (117)

Выбираем автоматический выключатель CDM1 225L 3п 250А (каталожные данные на 2012г.).

Таблица 11.14 - Проверка условий выбора автоматического выключателя на трансформаторе ТМ 100/10

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные CDM1 225L 3п 250А

11.6 Выбор предохранителей

Предохранитель - аппарат, предназначенный для автоматического однократного отключения электрической цепи при КЗ или перегрузке. Отключение цепи предохранителем осуществляется путём расплавления плавкой вставки, которая нагревается протекающим по ней током защищаемой цепи. После отключения цепи плавкая вставка должна быть заменена вручную.

На напряжение 10 кВ понижающих цеховых КТП устанавливаем и защиты трансформаторов напряжения применяем предохранители ПКТ.

Условия выбора:

1) Напряжение установки ;

2) Номинальный ток ;

3) Отключающая способность ;

4) Номинальный ток плавкой вставки .

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора

ТМ 630/10

=1,4·36,37=51 А. (119)

Отстройка от броска намагничивающего тока трансформатора

(120)

Для трансформатора мощностью 630 кВА и его номинального тока на стороне 10 кВ определяем номинальный ток плавкой вставки предохранителя, он равен 100 А.

Выбираем предохранитель ПКТ104-10-100-12,5УЗ (каталожные данные на 2012г.).

Таблица 11.15 - Каталожные данные предохранителя

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Плавкий предохранитель ПКТ104-10-100-12,5УЗ

Условие обеспечения селективности плавкой вставки



(121)

где - время плавления плавкой вставки при КЗ на стороне 0,4 кВ;

- полное время срабатывания защиты со стороны 0,4 кВ, с которой осуществляется согласование предохранителя, равное 0,02 с, для электромагнитных расцепителей автоматов;

- минимальная ступень селективности , равная 0,6 с;

- коэффициент приведения каталожного времени плавкой вставки и времени ее разогрева, равный 0,9.

.

Допустимое время протекания тока КЗ в трансформаторе

(122)

Проверка осуществляется по условию

,

.

Условие селективности выполняется.

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора

ТМ 400/10



(123)

=1,4·23,1=32,34 А. (124)

Отстройка от броска намагничивающего тока трансформатора

(125)

Для трансформатора мощностью 400 кВА и его номинального тока на стороне 10 кВ определяем номинальный ток плавкой вставки предохранителя, он равен 40 А.

Выбираем предохранитель ПКТ104-10-100-12,5УЗ (каталожные данные на 2012г.).

Таблица 11.16 - Каталожные данные предохранителя

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Плавкий предохранитель ПКТ104-10-40 УЗ

Условие обеспечения селективности плавкой вставки

(126)

где - время плавления плавкой вставки при КЗ на стороне 0,4 кВ;

- полное время срабатывания защиты со стороны 0,4 кВ, с которой осуществляется согласование предохранителя, равное 0,02 с, для электромагнитных расцепителей автоматов;

- минимальная ступень селективности , равная 0,6 с;

- коэффициент приведения каталожного времени плавкой вставки и времени ее разогрева, равный 0,9.

.

Допустимое время протекания тока КЗ в трансформаторе

(127)

Проверка осуществляется по условию

,

Условие селективности выполняется.

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора ТМ 100/10

(128)

=1,4·5,77=8,1 А. (129)

Отстройка от броска намагничивающего тока трансформатора

.

(130)

Для трансформатора мощностью 100 кВА и его номинального тока на стороне 10 кВ определяем номинальный ток плавкой вставки предохранителя, он равен 20 А.

Выбираем предохранитель ПКТ104-10-20 УЗ (каталожные данные на 2012г.).

Таблица 11.17 - Каталожные данные предохранителя

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Плавкий предохранитель ПКТ104-10-20 УЗ

Условие обеспечения селективности плавкой вставки

(131)

где - время плавления плавкой вставки при КЗ на стороне 0,4 кВ;

- полное время срабатывания защиты со стороны 0,4 кВ, с которой осуществляется согласование предохранителя, равное 0,02 с, для электромагнитных расцепителей автоматов;

- минимальная ступень селективности , равная 0,6 с;

- коэффициент приведения каталожного времени плавкой вставки и времени ее разогрева, равный 0,9.

.



Допустимое время протекания тока КЗ в трансформаторе

(132)

Проверка осуществляется по условию

,

Условие селективности выполняется.

11.7 Выбор изоляторов

Выбираем изоляторы ИОСПК-10-35/450-II-УХЛ1.

1. Напряжение установки

2. Допустимая нагрузка на головку изолятора, Н

, (133)

где - разрушающая нагрузка на изгиб, Н.

Расчетная сила, действующая на изолятор, Н

. (134)

Табица 11.18 - Каталожные данные изоляторов

Тип	Напряжение, кВ
	Uном, кВ	Наибольшее Uдоп, кВ	Испытательное грозового импульса
ИОСПК-10-35/450-II-УХЛ1	10	35	80



11.8 Защита от перенапряжений

На линиях электропередачи возникают волны перенапряжения, в результате прямых ударов молний в провода либо перекрытий воздушных промежутков при ударе молнии в опору. Эти волны перенапряжений доходят до подстанции и вызывают кратковременное перенапряжение на оборудовании. Они могут вызывать повреждение изоляции. Для предотвращения этого и защиты оборудования используются нелинейные ограничители перенапряжений.

Для защиты от атмосферных перенапряжений и кратковременных внутренних напряжений изоляции ВЛ и трансформаторов на сторонах ВН, НН устанавливаем ограничители перенапряжений типа:

ОПН-П/ЗЭУ-35/10/550 УХЛ1 - предназначены для защиты электрооборудования в сети с изолированной нейтралью, напряжением 35 кВ.

ОПН-КР/TEL-10/12.0 УХЛ2 - предназначены для надежной защиты электрооборудования в сетях класса напряжения 10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью. Рекомендуются для использования в распределительных сетях для защиты трансформаторов и двигателей. Изготавливаются для наружной и внутренней установки (УХЛ1 и 2 по ГОСТ15150). Встраиваются в КРУ К-59.

Таблица 11.19 - Основные технические характеристики ОПН-П/ЗЭУ-35/156/10/550 УХЛ1

Технические характеристики	Нормируемый параметр
1. Класс напряжения сети, кВ	35
2. Номинальный разрядный ток, кА	10
3. Напряжение на ОПН при импульсе тока 8/20 мкс с амплитудой: 5000 А, кВ, не более 10000 А, кВ, не более 20000 А, кВ, не более	490 518 548
4. Напряжение на ОПН при импульсе тока 30/60 мкс с амплитудой: 250 А, кВ, не более 500 А, кВ, не более 1000А, кВ, не более	397 413 437
5. Остающееся на ОПН напряжение при импульсе тока 1/4 мкс с амплитудой 10 кА, кВ, не более	588
6. Амплитуда импульса большого тока 4/10 мкс, кА	100
7. Амплитуда прямоугольного тока пропускной способности, А	550
8. Ток КЗ, при котором обеспечивается взрывобезопасность, кА	40
9. Масса ограничителя, кг, не более	80
10. Длина пути утечки внешней изоляции, см, не менее	790

Таблица 11.20 - Основные электротехнические характеристики ОПН -КР/TEL-10/12.0 УХЛ2

Технические характеристики	Нормируемый параметр
1. Класс напряжения сети, кВ	10,0
2. Номинальный разрядный ток, кА	10
3. Остающееся напряжение на ОПН при импульсе тока 30/60 мкс с амплитудой: 250 А, кВ, не более 500 А, кВ, не более 1000А кВ, не более	28,3 29,5 31,2
4. Остающееся напряжение на ОПН при импульсе тока 8/20 мкс с амплитудой: 5000 А, кВ, не более 10000 А, кВ, не более 20000 А, кВ, не более	35,9 37,2 39,5
5. Остающееся на ОПН напряжение при импульсе тока 1/4 мкс с амплитудой 10 кА, кВ, не более	45,0
6. Амплитуда импульса большого тока 4/10 мкс, кА	100
7. Амплитуда прямоугольного импульса тока пропускной способности, А	550
8. Ток КЗ, при котором обеспечивается взрывобезопасность, кА	40
9. Масса ограничителя, кг, не более	2,0
10. Длина пути утечки внешней изоляции, см, не менее	42

11.9 Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей с.н. подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования.

Мощность ТСН выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции, но не более 160 кВ•А.

Таблица 11.21 - Нагрузка собственных нужд подстанции [4].

Электроприемник	Установленная мощность, кВт	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт
Охлаждение трансформатора ТДН 10000/35	2	2	4
Подогрев приводов выключателей 35 кВ	2	11,3	22,6
Подогрев шкафов КРУ 10 кВ	2	15	30
Подогрев релейного шкафа	1	1	1
Освещение ОРУ 35 кВ	2	2	4
Отопление, освещение ЗРУ	20	1	20
Отопление, вентиляция и освещение помещения персонала	4,5	1	4,5
Итого:			89,1

Расчетная нагрузка при К_с = 0,8, кВ•А

(135)



При двух трансформаторах собственных нужд на подстанции с постоянным дежурством, кВ•А

(136)

где К_П - коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно принять равным 1,4.

Принимаем по каталожным данным на 2012г. два трансформатора ТСЗ-160/10.



12. Релейная защита трансформатора ТДН-10000/35

Защищаемым объектом является силовой трансформатор ГПП. Этот трансформатор является понижающим с односторонним питанием, масляным. Работает в сети с большими токами замыкания на землю.

Номинальная мощность трансформатора равна 10 МВ·А, поэтому его относят к трансформаторам большой мощности. Сделаем расшифровку его аббревиатуры ТРДН:

- Т - трёхфазный;

- Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

- Н - наличие системы регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), в данном случае пределы регулирования составляют ±9Ч1,78%.

Защищаемый трансформатор имеет следующие возможные повреждения и ненормальные режимы при его эксплуатации:

- многофазные замыкания в обмотках и на выводах;

- однофазные замыкания на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети ВН;

- витковые замыкания в обмотках;

- «пожар» стали сердечника.

- появление сверхтоков в результате внешних КЗ;

- технологическая перегрузка;

- снижение напряжения ниже допустимого;

- снижение уровня масла в баке трансформатора.

Для защиты трансформатора устанавливаются шкафы типа ШЭ2607 производства ООО НПП ЭКРА.

Использование микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики позволяет реализовать все необходимые виды защит присоединений 35 кВ:

- индикацию измеряемых величин на встроенном дисплее;

- хранение информации;

- регистрацию и хранение аварийных параметров;

- установку и изменение уставок защит по локальной сети;

- дистанционное управление коммутационным аппаратом по локальной сети.

Для защиты трансформатора рассмотрим 4 вида защиты:

- максимальная токовая защита - от внешних коротких замыканий;

- максимальная токовая защита - защита от перегрузок и ненормальных режимов работы;

- газовая защита трансформатора - от внутренних повреждений в трансформаторе;

- дифференциальная защита - от всех видов КЗ.

Рассчитаем релейную защиту трансформатора ТДН-10000/35.

12.1 Выбор трансформаторов тока

12.1.1 Выбор трансформаторов тока для ДЗ

ТА1: Со стороны ВН обмотка защищаемого трансформатора соединена по схеме «звезда», а вторичные обмотки трансформатора тока соединены в «треугольник», поэтому коэффициент схемы .

ТА2: Со стороны НН обмотка защищаемого трансформатора соединена по схеме «треугольник», а вторичные обмотки трансформаторов тока в «звезду», поэтому коэффициент схемы .

На стороне ВН (ТА1):

(137)

(138)



где - номинальная мощность трансформатора, кВ;

- номинальное междуфазное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ.

Принимаем стандартный коэффициент трансформации

(139)

Для стороны ВН принимаем трансформатор тока типа ТОЛ-35/III-II.

На стороне НН (ТА2):

(140)

(141)

где - номинальная мощность трансформатора, кВ;

- номинальное междуфазное напряжение обмотки НН трансформатора, кВ.

Принимаем стандартный коэффициент трансформации

(142)

Для стороны НН принимаем трансформатор тока типа ТОЛ-10-1500/5.

12.1.2 Выбор трансформаторов тока для резервных защит

ТА3: Со стороны ВН обмотка защищаемого трансформатора и вторичные обмотки трансформатора тока соединены по схеме «звезда», поэтому коэффициент схемы .

На стороне ВН (ТА3):

(143)

где - номинальный ток обмотки ВН трансформатора, А (см. п. 12.1.1).

Принимаем стандартный коэффициент трансформации

(144)

Для стороны ВН принимаем трансформатор тока типа ТОЛ-35/III-II.

12.2 Выбор трансформаторов напряжения

На стороне ВН (TV1):

Устанавливаем трансформаторы напряжения типа НАМИТ-35-УХЛ1 (TV1) с коэффициентом трансформации .

На стороне НН (TV2):

Устанавливаем трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-УХЛ2 (TV2) с коэффициентом трансформации .

12.3 Расчёт релейной защиты трансформатора ТДН-10000/35

Релейную защиту трансформатора ТДН-10000/35 выполняем на базе микропроцессорного оборудования Sepam серии 80.



12.3.1 Расчёт основной продольной дифференциальной защиты трансформатора ТДН-10000/35

Действующее значение вторичного тока трансформатора тока на стороне ВН

(145)

Действующее значение вторичного тока трансформатора тока на стороне НН

(146)

Выбираем за основную сторону НН, так как в трансформаторах тока на стороне НН протекает больший действующий вторичный ток.

Определение первичного тока срабатывания защиты:

по условию отстройки от броска тока намагничивания

(147)

где K_н - коэффициент надежности, равный 1,3 о. е.;

по условию отстройки от максимального тока небаланса, возникающего при трёхфазном внешнем КЗ,

(148)

где - ток небаланса, обусловленный наличием тока намагничивания трансформаторов тока и погрешностью их работы,



(149)

K_о - коэффициент однотипности трансформаторов тока, равный 1,0 о. е.;

K_а - коэффициент, учитывающий переходный режим, равный 1,5 о. е.;

f_i - погрешность работы трансформатора тока, равная 0,1 о. е.;

- периодическая составляющая первичного максимального тока КЗ, проходящего через защищаемый трансформатор при внешнем КЗ, приведённого к основной стороне, равная 11502 А;

(150)

U_рег - половина суммарного диапазона регулирования напряжения регулятора РПН.

Выбираем наибольшее из полученных значений и производим предварительную проверку чувствительности защиты:

(151)

где - значение тока, протекающего через защиту при двухфазном КЗ в зоне действия защиты в режиме минимальной генерации (Приложение Б), приведённого к основной стороне, равная 12988,63 А.

Ток срабатывания реле

(152)



где K_сх - коэффициент схемы основной стороны;

K_I - коэффициент трансформации трансформатора тока основной стороны.

Рассчитываем количество витков основной обмотки

(153)

где F - МДС срабатывания реле, равная 100А•в.

Расчетное количество витков основной обмотки округляем в меньшую сторону до ближайшего целого

Расчетное количество витков первой уравнительной обмотки

(154)

Округляем до ближайшего целого

Ток небаланса, обусловленный неточностью выравнивания токов в плечах защиты

(155)



где - коэффициент, учитывающий неточность выравнивания токов в плечах защиты,

(156)

Уточнённый ток срабатывания защиты

(157)

Уточнённый ток срабатывания реле

(158)

Уточнённый коэффициент чувствительности

(159)

12.4 Защита от повреждений и снижения уровня масла внутри бака трансформатора

Газовая защита получила широкое применение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформатора от повреждений обмоток, особенно при витковых замыканиях, на которые дифференциальная защита реагирует только при замыкании большого числа витков, а максимальные защиты и отсечки не реагируют совсем. На сегодняшний день все трансформаторы мощностью 1000 кВ·А и выше поставляются с газовой защитой. В нашем случае для защиты трансформатора будем применять газовое реле типа BF-80/Q.

Для защиты нашего трансформатора газовое реле устанавливаем:

- в патрубке,

- в РПН;

- в баке.

Газовое реле ? KSG1, KSG2, KSG3 - BF80/Q.

Газовое реле защиты BF80/Q имеют простую и надежную конструкцию и удобно в эксплуатации. Поплавки газового реле с встроенными в них управляющими магнитами выполнены сплошными (цельнолитые), без механических связей с другими элементами реле. В процессе изготовления поплавки испытываются избыточным давлением масла 100 кПа, поэтому при последующей эксплуатации они не подвергаются испытаниям.

Основные технические характеристики газового реле BF80/Q:

- срабатывание сигнальных контактов в газовом реле происходит при снижении уровня масла в реле, соответствующем уменьшению объема масла на 100-250 см³;

- время срабатывания реле при скорости потока масла, превышающей значение установки в 1,25 раза - не более 0,1 с.

В реле BF80/Q применяются герконы повышенной электрической прочности, которые вместе с соединительными проводами размещаются в корпусе контактного узла. Они неподвижны, полностью изолированы от масла и имеют усиленную защиту от механических воздействий и атмосферной влаги. Конструкция реле позволяет производить осмотр и замену контактного узла на месте установки реле без спуска масла и вскрытия реле.



12.5 Защита трансформатора от сверхтоков внешних КЗ

На трансформаторах большой мощности устанавливают:

от симметричных внешних КЗ - МТЗ с ПМН на стороне ВН;

от несимметричных внешних КЗ - ТЗНП на стороне ВН.

12.5.1 МТЗ с ПМН

Уставки защиты. Ток и напряжение срабатывания защиты, А, В

(160)

где - коэффициент надежности защиты, о.е.;

- коэффициент возврата реле, о.е.;

- номинальный ток трансформатора ВН, А (см п. 12.1.1).

(161)

где - номинальное напряжение трансформатора со стороны питания, В.

Ток и напряжение срабатывания реле, А, В

(162)

(163)

Время срабатывания защиты, с



Коэффициент чувствительности защиты по току, о.е.

(164)

где - минимальное значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ в узле 2 в зоне действия защиты в минимальном режиме работы системы, равное 5359 А.

Коэффициент чувствительности защиты по напряжению, о.е.

(165)

где - коэффициент возврата реле РН-54, о.е.;

В;

- периодическая составляющая первичного максимального тока КЗ, проходящего через защищаемый трансформатор при внешнем КЗ в узле 2, приведенного к основной стороне защиты, А (см. приложение Б);

- индуктивное сопротивление трансформатора (9, табл. 6.11).

12.5.1 Расчёт основной защиты от однофазных замыканий на землю со стороны ВН

В качестве защиты от однофазных КЗ применяется токовая защита нулевой последовательности.

Первая ступень - токовая отсечка нулевой последовательности.

Ток срабатывания защиты:

отстройка от тока внешнего однофазного КЗ

(166)



где - коэффициент надёжности, равный 1,3 о.е.

- ток, протекающий через защищаемый элемент при внешнем однофазном КЗ, равный 3177 А.

Ток срабатывания реле

(167)

Время срабатывания защиты: .

Коэффициент чувствительности

(168)

где - ток, протекающий через защищаемый элемент при внешнем однофазном КЗ в конце смежного элемента, равный 3154 А

Вторая ступень - комплект КЗ-15.

Уставки не рассчитываются.

Третья ступень - максимальная токовая защита нулевой последовательности.

Ток срабатывания защиты

(169)

где - коэффициент надёжности, равный 1,25 о.е.

- коэффициент броска тока, равный 0,1 о.е.

Ток срабатывания реле



(170)

Коэффициент чувствительности

(171)

Защита проходит по чувствительности

12.6 Защита трансформатора от технологической перегрузки

В качестве защиты от технологической перегрузки на защищаемом трансформаторе установим МТЗ в однофазном исполнении на стороне ВН и НН.

12.6.1 Защита трансформатора от технологической перегрузки на стороне ВН

Уставки защиты. Ток срабатывания защиты, А

(172)

где - коэффициент надежности защиты, о.е.;

- коэффициент возврата реле, о.е.;

- номинальный ток трансформатора ВН, А (см п. 12.1.1).

Ток срабатывания реле, А

(173)



Время срабатывания защиты, с, мин

12.6.2 Защита трансформатора от технологической перегрузки на стороне НН

Ток срабатывания защиты, А

(174)

где - коэффициент надежности защиты, о.е.;

- коэффициент возврата реле, о.е.;

- номинальный ток трансформатора НН, А (см п. 12.1.1).

Ток срабатывания реле, А

(175)

Согласно ПУЭ, по коэффициенту чувствительности данная защита не проверяется.



13. Молниезащита ГПП

При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам.

Молнии характеризуются большим разрушающим действием, объясняемым большими амплитудой, крутизной нарастания и интегралом тока.

В соответствии с Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии (ПУМ) и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи, защите подлежат следующие объекты, расположенные на их территории:

а) открытые распределительные устройства (ОРУ), в том числе шинные мосты и гибкие связи, в том числе шинные мосты и гибкие связи;

б) здания машинного зала и закрытые распределительные устройства;

в) здания маслохозяйства.

ОРУ станций и подстанций защищаются от ПУМ стержневыми молниеотводами и только для протяженных шинных мостов и гибких связей применяются тросовые молниеотводы.

Защита ОРУ осуществляется установкой стержневых молниеотводов на порталах подстанций или устройством отдельно стоящих стержневых молниеотводов со своими обособленными заземлителями.

Молниеотводы, установленные на порталах подстанций, дешевле отдельно стоящих молниеотводов, так как требуют меньше металла на изготовление. Они ближе располагаются к защищаемому оборудованию, поэтому эффективнее используется их защитная зона. Но при поражении портального молниеотвода ударом молнии с большой амплитудой и крутизной фронта импульса тока на молниеотводе и на портале значительно возрастает напряжение. Это напряжение может оказаться достаточным, чтобы вызвать «обратное» перекрытие изоляции ОРУ с заземленных элементов на токоведущие части подстанции. Молниезащиту выполним стержневыми молниеотводами высотой 28 м расположенными на линейных и трансформаторных порталах. При выполнении молниезащиты многократным стержневым молниеотводом зону защиты будем определять как зону защиты попарно взятых соседних молниеотводов.

Стандартной зоной защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой 13 метров является круговой конус, вершина которого совпадает с вертикальной осью молниеотвода.

Высота молниеотвода, м

(176)

, (177)

Высота конуса, м

(178)

Радиус конуса на уровне земли, м

(179)

Построим зону защиты между 1 и 2 молниеотводами.

При расстоянии между молниеотводами граница зоны не имеет и провеса и , м

Размеры горизонтальных сечений зоны защиты

Максимальная полуширина зоны в горизонтальном сечении на высоте , м

. (180)

Ширина горизонтального сечения в центре между молниеотводами на высоте, м

. (181)

Рисунок 13.1 - Зона защиты между 1 и 2 молниеотводами

Построим зону защиты между 2 и 3 молниеотводами.

Высота молниеотвода, м

(182)

, (183)

Высота конуса, м

(184 )

Радиус конуса на уровне земли, м



(185)

Построим зону защиты между 1 и 2 молниеотводами.

При расстоянии между молниеотводами граница зоны не имеет и провеса и , м

Размеры горизонтальных сечений зоны защиты

Максимальная полуширина зоны в горизонтальном сечении на высоте , м

. (186)

Ширина горизонтального сечения в центре между молниеотводами на высоте, м

. (187)

Рисунок 13.2 - Зона защиты между 2 и 3 молниеотводами

1 - стержневые молниеотводы; 2 - периметр ГПП;

3 - зона защиты молниеотводов на высоте 14 м.

Рисунок 13.3 - Молниезащита подстанции

Молниеотводы состоят из молниеприемника, несущей конструкции, токоотвода и заземлителя. Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии. Поэтому он должен надежно противостоять механическим и тепловым воздействиям тока и высокотемпературного канала молнии. Молниеприемники изготовляются из прокатной стали любого профиля сечением не менее 100 мм², при длине не более 2,5 м. Несущая конструкция несет на себе молниеприемник и токоотвод, объединяет все элементы молниеотвода в единую, жесткую, механически прочную конструкцию. В энергетике получили широкое распространение конструкции молниеотводов с деревянными, железобетонными и металлическими опорами.

Токоотвод соединяет молниеприемник с заземлителем и предназначен для пропускания тока молнии от молниеприемника к заземлителю. Поэтому он рассчитывается на тепловые и электродинамические воздействия, связанные с прохождением по нему тока молнии. Токоотводы у молниеотводов с деревянными опорами изготовляются различного профиля с сечением, рассчитанным для прохождения полного тока молнии. Рекомендуется брать круглую сталь диаметром не менее 6 мм², угловую сталь сечением не менее 48 мм² и толщиной стенки 4 мм.

Заземлители молниеотводов служат для отвода тока молнии в землю. Исходя из требований грозоупорности ЭУ, сопротивления заземлителей не должны превосходить 10-15 Ом.

Соединение отдельных частей токоотвода между собой, с молниеприемником и с заземлителем производится при помощи сварки. Для предохранения от коррозии токоотводы окрашиваются.



14. Заземление подстанции

Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью выполняются с учетом сопротивления Ом или допустимого напряжения прикосновения.

Расчет по допустимому сопротивлению Ом приводит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств для подстанций небольшой площадью, не имеющих естественных заземлителей. Опыт эксплуатации распределительных устройств35 кВ и выше дозволяет перейти к^:нормированию напряжения прикосновения, а не величины . Обоснованием этого служат следующие соображения. В момент прикосновения человека к заземленному оборудованию, находящемуся под потенциалом, часть сопротивления заземлителя шунтируется сопротивлением тела человека , и сопротивлением растеканию тока от ступеней в землю .

На тело человека фактически будет действовать напряжение

(188)

где - падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней человека в землю.

Если принять ступню за диск радиусом 8 см, то сопротивление растеканию тока от ступней, Ом

(189)



где =150 Ом - удельное сопротивление верхнего слоя грунта (примем за верхний слой суглинок).

Ток, протекающий через человека

. (190)

Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через тело человека.

За расчетную длительность воздействия примем, с

. (191)

где - время действия релейной защиты;

- полное время отключения выключателя.

По [8, с. 596] принимаем

Допустимое напряжение прикосновения, В

. (192)

Наибольшее допустимое напряжение прикосновения определим напряжение на заземлителе, В

. (193)

где - коэффициент напряжения прикосновения.



(194)

где - длина вертикального заземлителя, равная 5 м;

- длина горизонтальных заземлителей, равная 960 м;

- расстояние между вертикальными заземлителями, равное 5 м;

- площадь заземляющего устройства, равная 1200 м²;

М - параметр, зависящий от ;

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступеней

,. (195)

(196)

Так как , то сопротивление заземляющего устройства, Ом

(197)

где - ток стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном КЗ.

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной, м

(198)



Число ячеек по стороне квадрата

(199)

Длина полос в расчетной модели, м

(200)

Длина сторон ячейки, м.

b=2,66 (201)

Число вертикальных заземлителей по периметру контура

(202)

Общая длина вертикальных заземлителей, м.

. (203)

Относительная глубина

0,165?0,1. (204)

Определяем сопротивление сложного заземлителя, Ом

. (205)

где - эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом•км (8, табл.7.6);

- общая длина вертикальных заземлителей, м.

. (206)

Полученное значение меньше .

Напряжение прикосновения, В

. (207)

Расчетное напряжение прикосновения меньше допустимого 245 В.

Рисунок 14.1 - Заземляющий контур ГПП

В качестве искусственных заземлителей применяем прутковую круглую сталь диаметром 10 мм неоцинкованную для вертикальных заземлителей, для горизонтальной укладки - стальные полосы сечением 48 мм².

Длину вертикальных стержневых электродов принимаем равной 5 м, верхний конец вертикального заземлителя заглубляем на 0,7 м от поверхности земли.



15. Экономическая часть

15.1 Смета капитальных затрат (сметно-финансовый расчет)

Сметная стоимость 30339,25 тыс. руб.

Смета составлена в ценах 2011 года.

Таблица 15.1 - Смета капитальных затрат

№ п/п	Источник	Наименование работ и затрат	Сметная стоимость, тыс. руб.	Общая сметная стоимость, тыс. руб.
			Строительных работ	Монтажных работ	Оборудования	Проч. затраты
Оборудование 35 кВ
1		Выключатель ВГБ 35-630/1000 УХЛ1 2·937,1·0,29=543,52 тыс.р. 2·937,1·0,1=187,42 тыс.р. 2·937,1·0,55=1030,81 тыс.р.	543,52	187,42	1030,81		1761,75
2		Трансформатор ТДН-10000/35 (с ТВТ-35-III-300/5-О4) 2·5700·0,29=3306 тыс.р. 2·5700·0,1=1140 тыс.р. 2·5700·0,55=6270 тыс.р	3306	1140	6270		10716
3		Разъединитель РДЗ. 35/1000 УХЛ1 2·88·0,29=51,04 тыс.р. 2·88·0,1=17,6 тыс.р. 2·88·0,55=96,8 тыс.р.	51,04	17,6	96,8		165,44
4		НАМИТ-35-2-УХЛ2 2·150·0,29=87 тыс.р. 2·150·0,1=30 тыс.р. 2·150·0,55=165 тыс.р.	87	30	165		282
5		ОПН-П/ЗЭУ-35/10/550УХЛ1 2·35,2·0,29=20,42 тыс.р. 2·35,2·0,1=7,04 тыс.р. 2·35,2·0,55=38,72 тыс.р.	20,42	7,04	38,72		66,18
	ИТОГО	4007,98	1382,06	7601,33		12991,37
6		Всего с учетом территориального коэффициента: 4007,98·1,41=5651,25 1382,06·1,21=1672,29 7601,33·1,07=8133,42 Прочие затраты (5651,25+1672,29)·0,258=1889,47	5651,25	1672,29	8133,42	1889,47	17346,43
Оборудование 10 кВ, ЗРУ
7		КРУ К-59: ОПН-КР/TEL-10/12.0УХЛ2, BB/TEL/10, ТОЛ-10-300/5 УЗ, ТСЗ-160/10, микропроцессорная РЗиА, НАМИТ-10-2-УХЛ1, ПКТ 104-10.УЗ РВЗ-1-10/400 У2 570·0,29=165,3 тыс.р. 570·0,1=57 тыс.р. 570·0,55=313,5 тыс.р.	165,3	57	313,5		535,8
9		Цеховые трансформаторы ТМ (630 кВА) 12·210·0,29=730,8 12·210·0,1=252 12·210·0,55=1386	730,8

Подобные документы

• Электроснабжение завода механоконструкций

  Расчёт электроснабжения завода механоконструкций. Выбор трансформаторов и основного оборудования, расчет распределительных сетей. Технические меры электрической безопасности при электроснабжении завода механоконструкций. Безопасность и экологичность.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 05.04.2010
  

• Расчет и анализ системы электроснабжения деревоперерабатывающего завода

  Проектирование системы электроснабжения деревоперерабатывающего завода: расчет электрических нагрузок, выбор трансформаторной подстанции и коммуникационной аппаратуры. Разработка мероприятий по повышению надежности электроснабжения потребителей завода.
  
  дипломная работа [697,2 K], добавлен 18.06.2011
  

• Расчет системы электроснабжения ремонтно-механического цеха станкостроительного завода

  Описание электрического оборудования и технологического процесса цеха и завода в целом. Расчет электрических нагрузок завода, выбор трансформатора и компенсирующего устройства. Расчет и выбор элементов электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [286,7 K], добавлен 17.03.2010
  

• Расчет электроснабжения завода

  Определение расчетной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса. Определение числа и мощности цеховых трансформаторов завода. Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения. Расчет технико-экономических показателей питающих линий.
  
  курсовая работа [522,6 K], добавлен 30.06.2012
  

• Расчет системы электроснабжения нефтеперерабатывающего завода

  Расчет внешнего и внутреннего электроснабжения, компенсации реактивной мощности, релейной защиты. Выбор оборудования и схемы на основе технико-экономического сравнения вариантов. Проектирование электроремонтного цеха, безопасность и экологичность проекта.
  
  дипломная работа [7,8 M], добавлен 26.06.2011
  

• Электрооборудование и электрохозяйство завода металлообрабатывающих станков "Луч"

  Разработка системы электроснабжения завода металлообрабатывающих станков "Луч". Технико-экономическое обоснование; определение расчетных нагрузок цехов и завода. Выбор и размещение цеховых подстанций и распределительных пунктов; проект осветительной сети.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 16.02.2013
  

• Электроснабжение автомобильного завода

  Расчет электрических нагрузок цехов и разработка проекта по электроснабжению автомобильного завода. Выбор числа трансформаторов и определение порядка компенсации реактивной мощности энергосети. Технико-экономическое обоснование схемы электроснабжения.
  
  курсовая работа [923,6 K], добавлен 02.05.2013
  

• Электроснабжение завода ЖБИ

  Создание систем снабжения электроэнергией промышленных предприятий для обеспечения питания электрической энергией промышленных электроприемников. Проектирование сетей электроснабжения цехов на примере завода ЖБИ. Безопасность и экологичность проекта.
  
  дипломная работа [515,6 K], добавлен 15.02.2017
  

• Проектирование системы электроснабжения завода станкостроения. Электроснабжение цеха обработки корпусных деталей

  Определение электрических нагрузок от силовых электроприёмников. Выбор количества и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор напряжения и схемы электроснабжения. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования и кабелей.
  
  курсовая работа [817,1 K], добавлен 18.06.2009
  

• Проектирование систем электроснабжения на примере завода электротермического оборудования

  Схема генерального плана завода электротермического оборудования. Сведения об электрических нагрузках по цехам. Определение категорийности потребителей. Способ питания и номинального напряжения. Затрата на проектирование внутреннего электроснабжения.
  
  курсовая работа [746,5 K], добавлен 17.03.2014
  

• Электроснабжение завода торгового машиностроения

  Характеристика электроприемников завода. Расчет электрических и силовых нагрузок, составление их картограммы. Определение количества и мощности цеховых трансформаторных подстанций. Подбор электрического оборудования. Выбор схемы внешнего электроснабжения.
  
  курсовая работа [528,6 K], добавлен 07.02.2014
  

• Особенности электроснабжения завода

  Определение расчетных активных нагрузок при электроснабжении завода. Выбор силовых трансформаторов главной подстанции завода и трансформаторных подстанций в цехах. Расчет и выбор аппаратов релейной защиты. Автоматика в системах электроснабжения.
  
  курсовая работа [770,9 K], добавлен 04.05.2014
  

• Электроснабжение завода кузнечных машин

  Определение электрических нагрузок предприятия на примере завода кузнечных машин. Выбор цеховых трансформаторов, расчёт компенсации реактивной мощности. Разработка схемы электроснабжения предприятия на заданное напряжение. Расчёт токов коротких замыканий.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 04.01.2015
  

• Электроснабжение металлургического завода

  Категории надёжности электроснабжения предприятия, расчет нагрузок цеха. Выбор напряжения и схемы. Выбор мощности трансформаторов, высоковольтного оборудования. Расчёт токов короткого замыкания, линий электропередачи. Расчёт стоимости электроэнергии.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 06.02.2010
  

• Электроснабжение завода по переработке нефти

  Проект внутреннего и внешнего электроснабжения нефтеперерабатывающего завода. Расчет электрических нагрузок, выбор числа цеховых трансформаторов, силовых кабелей; компенсация реактивной мощности. Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [452,4 K], добавлен 08.04.2013
  

• Проектирование внутризаводского электроснабжения

  Проектирование эффективной (с точки зрения надёжности, качества и экономичности) системы электроснабжения авторемонтного завода. Расчёт электрических нагрузок. Место расположения и центр питания мощности предприятия. Внешнее и внутреннее электроснабжение.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 24.06.2015
  

• Электроснабжение механического завода местной промышленности

  Разработка систем электроснабжения механического завода местной промышленности: описание технологического процесса, расчет электрических нагрузок, выбор системы питания и распределения электроэнергии, расчет релейной защиты и заземляющего устройства.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 05.09.2010
  

• Проектирование и монтаж оборудования и сетей системы электроснабжения завода

  Технологический процесс и электрооборудование цементного завода, расчет силовых электрических нагрузок цеха. Выбор схемы питающей и распределительной сети, числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций, коммутационного оборудования завода.
  
  дипломная работа [2,3 M], добавлен 25.09.2012
  

• Проектирование системы электроснабжения завода

  Проектирование внутреннего электроснабжения завода и низковольтного электроснабжения цеха. Расчет центра электрических нагрузок. Выбор номинального напряжения, сечения линий, коммутационно-защитной аппаратуры электрических сетей для механического цеха.
  
  дипломная работа [998,0 K], добавлен 02.09.2009
  

• Электроснабжение завода горношахтного оборудования

  Описание технологического процесса завода горношахтного оборудования. Основные приемники электрической энергии - металлообрабатывающие станки и подъемные механизмы. Построение графиков нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор системы питания.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 02.01.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам