|
Реферат: Электроснабжение газовых промыслов (Технология)
Обнаружение нефти и газа в Западной Сибири надолго определило развитие всей
нефтяной и газовой промышленности. В короткий срок создана и успешно
развивается топливно-энергетическая база, играющая большую роль в росте
производственных сил всей страны.
Полным ходом идет освоение и эксплуатация месторождений с помощью самых
новых и передовых достижений науки и техники, применением современных
методов работы.
В самом начале развития нефтяной и газовой промышленности в Западной Сибири
была начата полная автоматизация производственных процессов.
Районы с самой высокой концентрацией месторождений газа находиться в
северной части западно-сибирской равнины. Для этого района характерны
большая плотность месторождений на сравнительно небольшой глубине залегания
пластов.
Природно-климатические условия Западной Сибири оказали влияние на решение
задачи электрификации этих районов: выбор схем внешнего
электроснабжения,конструктивное исполнение ЭП и ПС, выбор типов
электрооборудования, электроаппаратов и материалов применяемых в
электроустановках.
Все электроаппараты и силовое оборудование (открытое или в блоках из
металических щитов ) так или иначе испытывают влияние суровых климатических
условий.
Основным источником электроэнергии Западной Сибири в 1969-1972 гг. была
Тюменская ТЭЦ, а 1973 - Сургутская ГРЭС. В настоящее время Тюменская и
Уральская Энергосистема являются резервными источниками электроэнергии.
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика потребителей электроэнергии.
Добытый из газовых месторождений природный газ по системе магистральных
газопроводов транспортируется в места его потребления. Для обеспечения
технологических параметров газопровода на его трассе на расстояниях,
определяемых расчетом, расположены линейные компрессорные станции КС,
которые осуществляют компремирование (сжатие) природного газа, нагнетание
его под давлением в газопровод и обеспечивают проектную производительность
газопровода и режим его работы. Поступающий из магистрального газопровода
на КС газ проходит ряд технологических процессов, связанных с обработкой и
подготовкой его для возможности дальнейшей перекачки на большие расстояния.
Технологическая схема КС включает в себя три основных процесса обработки
поступающего из газопровода газа:
а) очистка от пыли и загрязнений;
б) компремирование;
в) охлаждение;
Основными потребителями электроэнергии являются синхронные трехфазные
двигатели. УКПГ относится к 1 категории потребителей, она должна иметь не
менее
двух независимых источников питания. Перерыв в электроснабжении допустим на
время автоматического переключения резерва. На УКПГ должен находится
аварийный источник электроэнергии (дизель-генератор,аккумуляторные батареи,
и др.)
Ближайшим источником питания является энергосистема на расстоянии 16,5 км и
Sк = 4350 МВ*А, с шин которой можно получить 110 кВ.
Исходные данные проекта:
Нагрузка - 4*СТД-
12500-2
сos( =0.9
Расстояние до питающей системы - 16.5 км
Характеристика питающей системы - Sk,МВ*А - 4350
Напряжение питающей системы - кВ - 35;110;250
Технические данные двигателя СТД-12500-2
Мощность Р,кВт - 12500
Напряжение питания, Uп, кВ - 10
Ток статора I1, А - 820
Частота вращения n, об/мин - 3000
КПД, h , % -
97.8
cosY(опережающий) - 0.9
Напряжение возбуждения U2, В - 290
Ток возбуждения I2 ,А -290
1.2 Выбор питающего напряжения и схемы электроснабжения
Электроснабжение каждого объекта осуществляется от понижающей ПС,
потребитель 1 категории, то ПС выполняется 2-х трансформаторной.
Уровень напряжения ПС выбирается по следующей формуле:
Uрасч.=4.34 Ц16*Рне+L (1.1)
Pне =сумма номинальных мощностей всех потребителей, МВт
L - длина питающей линии, (км)
Uрасч.= 4.34Ц16*4*12,5*16,5 = 124 кВ
Из формулы (1.1)получаем стандартное напряжение питающей
линии - 110 кВ.
Напряжение на потребителе выбираем из [1], оно равно 10 кВ.
2. Расчетная часть
2.1 Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок выполняется для определения суммарной
максимальной мощности группы потребителей, установленных на объекте. От
правильности этого расчета зависит выбор мощности источника питания и
дальнейший выбор оборудования на подстанции. Расчет проводится методом
коэффициента спроса.
Порядок расчета:
Весь расчет сводится в таблицу 1
Таблица 1
Таблица электрических нагрузок
| Pном.*n |Кспр| COS ( | tg ( | Рмах.|Qмах. | Sмах.|
|кВт | | | | |квар | |
| | | | |кВт | |кВА |
|12500 ( 4 |0.9 | 0.9 | 0.48 |4500 |21600 | 499916 |
Pмах.=Рном. * n * Кспр.
(2.1)
Qмах.=Рмах * tg( (2.2)
Sмах. = Ц(еPмах.) +(SQмах.) (2.3)
Pном. - номинальная мощность потребителя, кВт
n - число потребителей, шт.
Кспр. - коэфициент спроса
еPмах. - сумма мощностей потребителей
SQмах. - сумма реактивных мощностей потребителей
1) Зная cos(, нахожу при помощи калькулятора tgY.
2) Нахожу максимальную мощность Pмах. по формуле (2.1)
Pмах. = 12500*4*0.9 = 45000 кВт
3) Нахожу Qмах. и Sмах. по формулам (2.2) и (2.3)
Qмах. = 45000*0.48 = 21600 квар
Sмах. = Ц45000 + 21600 = 49916 кВ*А
Потери мощности в трансформаторе:
( Pтр = 0.02 Sмах.
(2.5)
Qтр = 0.1 Sмах.
(2.6)
Sмах. - максимальная полная мощность потребителей.
Pтр = 0.02*49916 = 998 кВт
Qтр = 0.1*49916 = 4991.6 квар
Потери мощности в линии:
Pл = 0.03*Sмах.
(2.7)
Pл = 0.03 49916 =1497.5 кВт
Определяем полную расчетную мощность потребителей с
учетом потерь
SSрасч.=Ц( Ртр + Рл + SРмах.) + ( Qтр + SQмах.)
SSрасч.=Ц(998+1497.5+45000)+(4991.6+21600) = 54432.9 кВ*А
Определяем средневзвешенный коэффициент мощности в ЭС
cos ( = PSрасч./SSрасч. = Ртр+ Рл+Р мах./Sрасч.S (2.9)
cos ( = 998+1497.5+45000/54432.9 =0.87
2.2 Компенсация реактивной мощности
Для обеспечения продуктивной работы системы энергоснабжения моей группы
потребителей на шинах потребителей коэффициент мощности cos Y должен быть в
пределах от 0.92 до 0.97
В качестве компенсирующего устройства используем батарею статических
конденсаторов, подключенную к каждой секции шин потребителей параллельно
нагрузке (поперечная компенсация).
Так как в качестве привода на КС используется синхронные двигатели, то они
используются в качестве компенсирующих устройств, работая в режиме
перенасыщения
(cosY опережающий), поэтому дополнительно ставить КУ не нужно.
2.3 Выбор числа и мощности силовых
трансформаторов
Выбор марки и количества трансформаторов связан с режимом работы ЭП,этот
выбор производится на основании технико-экономического сравнения двух
вариантов. Подстанция выполняется двухтрансформаторной. Следовательно
условием выбора мощности одного трансформатора будет следующим:
Определяем коэффициент загрузки трансформатора по
формуле:
Кзн = Sрасч.S / 2* Sн. тр
(2.10)
Кзн1 = 54432.9/2*32000 = 0.85
Кзн2 = 54432.9/2*40000 = 0.68
Sн.тр - номинальная полная мощность трансформатора.
Sтр.расч. = 54432.9/2 = 27216.5 кВ*А
Таблица 2
Данные рассчитываемых трансформаторов:
| Марка |Sн.тр |Uном1 |Uном2 | Рк | Рх |uк |цена К |
| |кВ*А |кВ |кВ |кВт |кВт |% |т.руб. |
|ТДН-32000/110 |32000 |110 |10 |115 |28 |16.5 |47(10 |
|ТДН-40000/110 |40000 |110 |10 |115 |28 |16.5 |47(10 |
Тмах.= 6000 ч.
Так как известно Тмах расчитываем tмах. по формуле:
tмах. = 8760*(0.124+ Тмах./10 )
(2.11)
tмах. = 8760*(0.124+ 6000/10 ) = 6342 ч.
Сравниваем :
1.4*Sнт > Sрасч.S * КI
(2.12)
1.4* 32000 = 44800>0.75*54432.9 = 40824.7
1.4* 40000 = 56000>40824.7
По перегрузочной способности проходят оба трансформатора
Находим годовые потери для обоих трансформаторов
Wгод.= 8760* Рх*n+1/n*Pк ( (Кзн.) * tмах. (2.13)
Wгод.= 8760*28*2+1/2*115*(0.85 )*6342=490809.6 кВт*ч
Wгод.= 8760*28*2+1/2*115*(0.68 )*6342=490719.7 кВт*ч
Определяем стоимость потерь :
Ип1= C0*Wгод
(2.14)
C0 - стоимость одного кВ*часа потерянной энергии.
Wгод - годовые потери электроэнергии в кВ*часах
Определяем стоимость потерь
Ип1 =63.7*490.8 = 31264 т.руб.
Ип2 =63.7*490.7 = 31258 т.руб.
Определяем стоимость амортизационных отчислений для обоих вариантов:
Иа = Ра (%)/100*К*n (2.15)
Иа1 = Иа2 = 6.3/100*47*10*2=5921264.6 т.руб.
Определяем приведенные годовые затраты:
З = Ен*К*n+Иа+Ип
(2.16)
З1=0.12*47*10*2+5951264.6 = 17231264.6 т.руб.
З2=0.12*47*10*2+5951258.9 = 17231258.9 т.руб.
Ен-нормативный коэффициент ежегодных отчислений в бюджет на восстановление
оборудования,для электроустановок
Ен =0.12
К - стоимость одного трансформатора
n - число трансформаторов
По расчетным данным для моей КС подходит трансформатор ТДН 40000/110 -
трансформатор трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и
естественной циркуляцией масла, мощность -40 МВА,напряжение первичной
обмотки - 110 кВ, вторичной 10.5 кВ.
2.4 Расчет токов короткого замыкания.
Расчетная схема Схема замещения
Расчет для первой точки К.З
Выбираю uб1 на 5% больше номинального на стороне высокого напряжения
1) uб1=115 кВ
Выбираю базисную мощность
2) Sб1=4350 МВ(А
3) Рассчитываю базисный ток
Iб1= Sб1 / Ц3*uб1
(2.17)
Iб1 = 4350 / Ц3(115 = 21.8 кА
4) Рассчитываю сопротивление системы
Х(с = Sб1 / Sк
(2.18)
Х(с = 4350/4350 = 1
Рассчитываю сопротивление линии
Х(л = Xол(Lл((Sб/Uср ) (2.19)
Х(л = 0.4(16.5((4350/115 )
5) Находим суммарное сопротивление
Хрез(1 = Х(с + Х(л
(2.20)
Хрез(1 = 1+2.17 = 3.17
6) Находим ток короткого замыкания
Iк1 = Iб/Хрез(1
(2.21)
Iк1 = 21.8/3.17 = 6.9 кА
7) Рассчитываю ударный ток
iуд.= (2( Куд ( Iк1; Куд = 1.8 (2.22)
iуд.= (2 ( 1.8 ( 6.9 = 17.6
Находим мощность короткого замыкания
Sк1 = (3 ( Iк1( uб1
(2.23)
Sк1 = (3 ( 6.9 ( 115 = 1374.4 МВ(А
Расчет для второй точки К.З
Выбираю uб1 на 5% больше номинального на стороне низкого напряжения
1) uб2=10.5 кВ
2) Выбираю базисную мощность для второй точки
Sб2=4350 МВ(А
3) Рассчитываю базисный ток
Iб2= Sб2 / Ц3*uб2
(2.24)
Iб2 = 4350 / Ц3(10.5 = 239.2 кА
4) Рассчитываю сопротивление трансформатора
Х(т = uк / 100 (Sб/Sн.тр (2.25)
Х(т = 16.5/100(4350/40 = 17.9
5) Находим суммарное сопротивление для второй точки
Хрез(2 = Хрез(1 + Х(т
(2.26)
Хрез(2 = 17.9+3.17 = 21.1
6) Расчитываем номинальный ток двигателя
Iдв = Р / cos(((((3(Uпит
(2.27)
Iдв = 12.5 / 0.9(0.978((3(10=0.82 кА
7) Расчитываем ток короткого замыкания для второй точки
Iк2 = Iб2/Хрез(2 +4.5S(Iдв (2.28)
Iк2 = 239.2/21.1+4.5(2(0.82 = 18.72 кА
8) Расчитываем ток ударный для второй точки
iуд.= (2( Куд ( Iк2 (2.29)
iуд.= (2(1.8(18.72= 47.7 кА
9) Расчитываем мощность короткого замыкания для второй
точки
Sк2 = (3 ( Iк2 ( uб2
(2.30)
Sк2 = (3 ( 18.72 ( 10.5 = 1546.6 МВ(А
Результаты расчетов токов к.з сводим в таблицу 3
Таблица 3
| | Iк | iуд | Sк |
|Точка |кА |кА |МВ*А |
| К1 | 6.9 | 17.6 | 1374.4 |
| К2 | 18.72 | 47.7 | 1546.6 |
2.5 Выбор питающих линий
Связь проектируемой подстанции с внешней системой
электроснабжения осуществляется по двум питающим линиям,
так как подстанция двухтрансформаторная. В моем случае питающие линии
выполнены воздушными. Необходимо выбрать марку и сечение провода.
1) Определяем величину рабочего тока в линии и по нему
выбираем сечение проводника предварительно по нагреву в
рабочем режиме
Iраб.л = Sраб/(3(Uн
(2.31)
Iраб.л = 54432.9/(3(110 = 285.7 A
Предварительно я выбираю марку АС-95
Iдоп.= 330 А r0 = 0.30599 ОМ(км
S = 95.4 мм х0 = 0.4 ОМ(км
2) Проверяем выбранное сечение по потере наряжения
(Uл= ((3( Iдоп (Lл (( r0(cos(+ х0 (sin() / Uн)(100 (2.32)
(Uл=((3(330(16.5((0.31(0.95+0.4(0.31)/110000)(100=3.6%
3) Проверяем сечение по экономической плотности тока
Iэк = 1.4 А/мм
Sэк = Iраб/Iэк
(2.33)
Sэк = 285.7/1.4 = 204 мм
4) Проверяем выбранное сечение на термическую
устойчивость
Sт.уст. = (Iк1(( tвыкл + tр.з )/C
(2.34)
Sт.уст. = (6.9(10 ((1+0.05)/88 = 80.35 мм
Sт.уст. = 80.35 < Sвыбр.= 95.4 мм
tвыкл - время срабатывания выключателя.
tр.з - время срабатывания
Окончательно выбираем марку провода воздушной линии так как все параметры
сошлись.Выбираю марку провода АС-95.
Реферат на тему: Электроснабжение завода
Государственный комитет Российской Федерации по высшему образованию
Кафедра электроснабжения
Пояснительная записка
к курсовому проекту
на тему:
«Электроснабжение завода»
по курсу:
«Электроснабжение промышленных предприятий»
Студентки VI курса
спец. 1004
группы ЭСЗ-981
выполнила: Басанцова О.И.
проверил: Макаров В.П.
г. Ставрополь
2004 г.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ 4
1.2. ВЫБОР МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТП 5
1.3. Определение расчётных нагрузок линий сети 6(20 кВ 7
1.4. Выбор выключателей конца питающих линий и линий, отходящих от ГПП
(ГРП) 10
1.5. Определение сечений кабельных линий распределительной сети 6(20 кВ 13
2. Расчёт токов короткого замыкания 20
2.1. Выбор выключателей. 22
2.2. Выбор разъединителей 22
2.3. Шины ГПП 23
3. Релейная защита 24
Список использованных источников 25
ВВЕДЕНИЕ
В настоящем курсовом проекте решается вопрос об электроснабжении
завода.
Расчет максимальных расчетных нагрузок произведен по методу
упорядоченных диаграмм.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ
Расчётная нагрузка на шинах низшего напряжения ТП-1 равна:
активная [pic] кВт;
реактивная [pic]квар;
полная [pic]кВА
По величине полной расчётной нагрузки [pic]кВА намечаем к установке в
ТП-1 два тр-ра мощностью по 1000 кВА каждый.
В нормальном режиме т-ры будут работать с коэффициентом загрузки:
[pic].
Загрузка тр-ров в послеаварийном режиме (при выходе из строя одного из
рабочих тр-ров):
[pic]
Предварительный выбор числа и мощности тр-ров остальных цеховых ТП
аналогичен и сведен в таблицу 1.2.
Таблица 1.2.
|№ |Наим. |Потребители |Расчётная нагр. |К-во|Мощн. |Загр.|Загр.|
|п/п |п/ст. |электроэнергии | |тр-р|тр-ров|тр. в|тр. в|
| | | | |ов | |норм.|авар.|
| | | | | | |реж. |реж. |
|1, 2, 3 |ТП-1 |2 х 630 |893 |11,2 |106,8 |
|(тр-ры | | | | | |
|6(20/0,4 | | | | | |
|кВ) | | | | | |
| |ТП-2 |2 х 1600 |1937 |19,3 |240 |
| |ТП-3 |2 х 1600 |1485 |14 |240 |
| |ТП-4 |2 х 1000 |976 |10,4 |142 |
| |ТП-5 |2 х 1000 |1443 |17 |142 |
| |ТП-6 |2 х 1600 |2316 |25 |240 |
| |ТП-7 |2 х 2500 |2481 |20,4 |325 |
| |ТП-8 |2 х 1600 |1529 |14 |240 |
Определяем расчётные нагрузки линий распределительной сети 6(20 кВ (по
вар.).
Линия № 1 (Л-1, вариант 1, Uн=6 кВ).
Линия Л-1 питает ТП-3 от РУ-1 по двум кабелям: расчётная нагрузка Л-1
– это расчётная нагрузка со стороны высшего напряжения тр-ров ТП-3:
[pic] кВт;
[pic] квар,
где [pic],[pic]- рас чётные нагрузки на шинах низшего напряжения ТП-3.
Потребляемая мощность компенсирующих устройств со стороны высшего
напряжения тр-ров ТП-3:
[pic]квар,
[pic], где tg(н=0,33 – соотв. нормативному значению коэффициента
мощности cos(н , равному 0,95.
Для ТП-3, не имеющей шин со стороны высшего напряжения тр-ров и
территор.совмещенной с РУ-1, не имеет смысла устанавливать компенсирующие
устройства на стороне выше 1000 В при Qку=230 квар.
Следовательно, полная расчётная нагрузка линии:
[pic]кВА
Расчётный ток в линии:
[pic]А
Линия № 2 (Л-2, вариант 1, Uн=6 кВ).
Линия Л-2 питает РУ-1 от ГПП. Расчётная нагрузка Л-2 без учёта
компенсации реактивной мощности со стороны 6 кВ (на шинах РУ-1):
[pic] кВт;
[pic] квар,
где [pic],[pic]- расчётные нагрузки на шинах РУ-1, создаваемых
приемниками 6 кВ цехов № 14 и 15.
Необходимая мощность компенсирующих устройств на шинах РУ-1:
[pic]квар,
[pic] - соотв. средневзв. естеств. cos(н=0,82, tg(н=0,33 – соотв.
cos(н , равному 0,95.
Выбираем две ячейки конденсаторов мощностью по 500 квар каждая типа КУ-
6-П, т.е. общая мощность компенсирующих устройств равна:
[pic]квар.
Потери активной мощности в конденсаторах ввиду их малости не
учитываем.
Некомпенсированная реактивная мощность на шинах РУ-1 составит:
[pic]квар.
Тогда
[pic]кВА
Расчётный ток в линии:
[pic]А
Аналогично выполняется расчёт для линий варианта 1 и всех линий
вариантов 2-5, этот расчёт сведен в табл. 1.5.
Таблица 1.5.
|Предохранители |
|Номин.напр., кВ |Uн уст=6 кВ |ПК-6/150 |Uн=6 кВ |Uн (Uн уст |
|Номин.длит.ток, А |Imax p=145 А| |Iн дл =150 А |Iн дл ( Imax |
| | | | |p |
|Ном.ток откл., кА |I”=8,5 кА | |Iн отк =20 кА |Iн отк( I” |
|Разъединители |
|Номин.напр., кВ |Uн уст=6 кВ |РВ-6/400 |Uн=6 кВ |Uн (Uн уст |
|Номин.длит.ток, А |Imax p=145 А| |Iн дл =400 А |Iн дл ( Imax |
| | | | |p |
|Ном.ток динам.уст.: | | | | |
|а) амплит.знач., кА | | | | |
| |iу=21,6 кА | |iн дин=50 кА |iн дин( iу |
|б) действ.знач., кА |Iу=12,8 кА | |Iн дин=29 кА |Iн дин( Iу |
|Ном.ток терм.уст., кА |Itн=2,72 кА | |Itн10=10 кА |Itн10( Itн |
2.3. Шины ГПП
Выбор и проверку шин ГПП выполняем по максимальному рабочему току
(Imax p), термической устойчивости (Sт уст), допустимому напряжению в шине
на изгиб ((доп).
1. Длительный допустимый ток определим:
[pic],
где I’доп – длительно допустимый ток для одной полосы при tш=70оС,
tв=25оС и расположении шин вертикально
к1 -0 поправочный коэффициент =0,95;
к2 – коэффициент длительно допустимого тока;
к3- поправочный коэффициент при tв , отличном от 25оС.
Выбираем окрашенные однополосные прямоугольные алюминиевые шины
сечением 100х10 мм (S=1000 мм2), расположенные горизонтально с
длительно допустимым током I’доп =1820 А;
Iдоп = 0,95*1*1*1820=1730 А.
Расчетное напряжение в шине на изгиб определяется по формуле:
[pic],
где f – сила взаимодействия между шинами разных фаз, кг*с;
L – расстояние между опорными изоляторами, принимаемое = 90 см;
W – момент сопротивления сечения, см3.
f=1,75*10-2*(t2/а)=1,75*10-2*(21,62/25)=0,33 кг*с;
W=0,17*bh2=0,17*1*102=17 см2;
[pic] кг/см2.
Выбор и проверку шин сводим в табл. 1.10.
Таблица 1.10.
|Проверяемая |Расчетные |Марка сечения |Номин. данные |Формулы для |
|величина |параметры |шин |шин |проверки и |
| | | | |расчета |
|Шины ГПП |
|Длительный |Imax p=1690 А | |Iдоп =400 А |Iдоп ( Imax |
|допустимый | | | |p |
|ток, А | | | | |
|Сечение шины |Sту min=110 | |S=1000 мм2 |S( Sту min |
|(проверка по |мм2 | | | |
|термич.уст.) | | | | |
|Допуст.нагр. в|(расч=15,7 | |(доп=650 кг/см2 |(доп((расч |
|шине на изгиб,|кг/см2 | | | |
|кг/см2 | | | | |
|Условия в |fс кр=62 Гц | |fс кр1=45(55 Гц |fс кр1( fс |
|одн.мех.резон.| | |fс кр2=90(110 Гц|кр |
| | | | |fс кр2( fс |
| | | | |кр |
3. Релейная защита
Релейная защита и автоматика выполнены на переменном оперативном токе
с применением выпрямительных блоков питания БПТ-1001 и БПН-1001.
Компоновка ГПП 35/6 кВ дана в графической части.
Список использованных источников
1. Справочник по проектированию электроснабжения под ред.
Ю.Г.Барыбина, Л.Е. Фёдорова и т.д. М.; Энергоатомиздат, 1990.
2. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования, А.А.
Фёдоров, Л.Е. Старкова, М., Энергоатомиздат, 1987.
3. Электроснабжение промышленных промпредприятий, А.А. Фёдоров, Н.М.
Римхейн, М.: Энергия, 1981.
-----------------------
1/0,8 2/0,8 3/3,4
Хс Хл Хт1
К-2
К-2
Х( рис. 1
Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=20 кВ)
1/4,82
1/0,8 2/1,81 3/0,79 4/3
К-2
Хс Хт Хл Хт1
К-2
1/6,2
Х( рис. 1.2.
Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=35/10 и 35/6 кВ)
1/0,8 2/1,61 3/2,4[pic]
К-2
Хс Хт Хл
К-2
1/4,81
Х( рис. 1.2.
Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=110/20, 110/10,
110/6 кВ)
Зл
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
2х150 2х185 3х150 2х240 3х185 S, мм2
(
Sc=600 МВА
Хс=0,8
115 кв
4000 кВА
35 кв
Л-1
L=4 см
К3
Sн=1600 кВА
Uкз=8%
К-1
Л-2
L=0,23 см
К2
(6,3 кв
1600 кВА
0,23-0,4 кВ
ГПП
РУ-1
ТП-3
К-3
Хл
rл
Хт
Хл
rл
Расчётная схема
(
Sc=600 МВА
Х1
0,81
Х2
1,61
Х3
0,785
r3
0,33
Х4
3,0
К-1
Х5
0,267
r5
0,3
К-2
Схема замещения
(точки К-1, К-2)
| |
