Принемаем кабель проложеный в земле типа АВВГ 1(4?95), .

2. Определение электрических нагрузок

При проектировании СЭС промышленных предприятий анализируются электроприемники, на основе чего определяются условия их рационального электроснабжения, применяемые схемы и конструкции электрических сетей, а также проводятся расчеты электрических нагрузок. Электрические нагрузки характеризуют электропотребление отдельных электроприемников, групп и предприятия в целом.

Определение силовых нагрузок по коэффициенту расчётной нагрузки проводится согласно "Указаниям по расчету электрических нагрузок " РТМ 36.18.32.4-92 ВНИПИ "Тяжпромэлектропроект".

Исходной информацией для выполнения расчетов является перечень электроприемников с указанием их номинальных (установленных) мощностей. Для каждого приемника электроэнергии по [1] определяем Ки и cos . При наличии в справочных таблицах интервальных значений рекомендуется брать больше.

По данному методу расчётная активная нагрузка цеха определяется по выражению:

(2.1)

где Рнi - номинальная активная мощность i-й группы, кВт;

kиi - коэффициент использования i-й группы;

kр - коэффициент расчётной нагрузки. Величина Кр принимается по [1] в зависимости от эффективного числа электроприёмников nэ и группового коэффициента использования kи .

Под эффективным числом электроприёмников понимается такое число однородных по режиму работы приёмников одинаковой мощности, которое обуславливает ту же величину расчётной нагрузки, что и группа различных по номинальной мощности и режиму работы электроприёмников. Его вычисляют по формуле

nэ= , (2.2)

где Рн.max. - номинальная мощность наиболее мощного электроприемника цеха, кВт. Найденное значение nэ округляем до ближайшего меньшего целого числа.

Если группы цеха имеют различный коэффициент использования, то вычисляем средневзвешенный коэффициент использования:

ku.св= (2.3)

Расчетную реактивную силовую нагрузку для цеха определяем по формуле:

Qр=kр (2.4)

где tg ?i - коэффициент реактивной мощности i-й группы цеха.

Расчетную осветительную нагрузку для цеха определяем по удельной нагрузке на единицу производственной площади по формуле:

(2.5)

где Pу - удельная осветительная нагрузка определяется в зависимости от освещенности, кривых силы света, коэффициентов отражения, коэффициента запаса, кВт/м²;

kc.о - коэффициент спроса освещения;

Расчетную реактивную осветительную нагрузку для цеха определяем по формуле:

(2.6)

где tg ?ламп - коэффициент реактивной мощности ламп.

Расчетную активную и реактивную нагрузку на напряжение до 1кВ определяем по выражениям:

; (2.7)

. (2.8)

Таким образом, исходные данные по каждому цеху заносим в таблицу, в которой указываем наименование оборудования и установленную мощность этого оборудования.

Так же по [1] определяем kи и cos для каждого вида оборудования.

Таблица 6. Структура нагрузки завода

Далее по выше указанным формулам рассчитываем силовую нагрузку для всех цехов.

Произведем расчет на примере блока цехов.

Приводим мощность крановых установок (тельферов) к ПВ 100%, поскольку считаем что номинальная мощность тельферов дана для номинальной ПВ, равной 40%:

При Ки=0,0296 и nэ=81 по [1] kр=0,7.

Определяем расчетную осветительную нагрузку цеха при норме освещенности 300 лк и площади цеха F=148*94=13912 м². Принимаем светильники РСП-0.5-400 с лампами ДРЛ мощностью 400 Вт, КПД светильников 70%, тип кривой силы света Д. При высоте подвеса 6-8 м: Pутаб=3,9 Вт/м².

Расчет электрических нагрузок для других цехов производим аналогично. Результаты расчетов сводим в табл. 7.

Таблица 7. Результаты расчёта нагрузок завода по цехам

3. Выбор цеховых трансформаторов и расчёт компенсации реактивной мощности

3.1 Выбор цеховых трансформаторов и конденсаторных установок и определение потерь в трансформаторах

В качестве источников реактивной мощности на данном предприятии планируем использовать в первую очередь батареи статических конденсаторов напряжением до 1 кВ. Учитывается также реактивная мощность, которую можно получать из энергосистемы. Батареи высоковольтных конденсаторов при соответствующем обосновании применяются на предприятиях с непрерывным режимом работы.

Расчет компенсации реактивной мощности выполняется в несколько этапов. Первоначально предприятие, состоящее из отдельных зданий, может быть разбито на несколько технологически концентрированных групп цеховых трансформаторов одинаковой единичной мощности. В пределах каждой группы все трансформаторы должны иметь одинаковый коэффициент загрузки и один вид компенсирующих устройств. Предварительно необходимо определить расчетные нагрузки трансформаторов, учитывая предельные возможности передачи мощности по линиям до 1 кВ.

Для каждой группы трансформаторов принимается единичная номинальная мощность и коэффициент загрузки, после чего определяется минимальное число трансформаторов. Затем производится расчет установленной мощности батарей низковольтных конденсаторов (БНК) в сетях до 1кВ каждого цехового трансформатора, а также для предприятия в целом. После этого уточняется активная и реактивная нагрузки предприятия с учетом потерь мощности в трансформаторах и вычисляется экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы.

Анализ баланса реактивной мощности на границе раздела предприятия и энергосистемы определяет дальнейший порядок расчетов.

Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное число этих трансформаторов:

электрический ток трансформатор замыкание

Nт.min= (3.1)

Где Рр.ц. - расчётная активная нагрузка до 1кВ рассматриваемой группы, кВт;

т - коэффициент загрузки трансформаторов, определяемый в зависимости от категории электроприёмников по надёжности электроснабжения, для однотрансформаторных подстанций принимается в пределах 0,8-0,9; для двухрансформаторных - 0,7;

Sн.т - принятая минимальная мощность одного трансформатора.

Наибольшее значение реактивной мощности, которую можно передать через масляный трансформатор в сеть до 1кВ:

Qт=; (3.2)

Где 1,1 - учитывает допустимую систематическую перегрузку трансформатора.

Допустимая суммарная мощность БНК:

Qнк1=Qр.ц - Qт; (3.3)

где Qр.ц - расчётная реактивная нагрузка до 1кВ, рассматриваемой группы.

Если Qнк10, то её следует принять равной 0.

Величину Qнк1 распределяем между цеховыми трансформаторами. Затем выбираем стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1 кВ каждого трансформатора.

В нашем случае при данных расчетных нагрузках и расположении цехов при выборе трансформаторов целесообразно объединить расчётные нагрузки главного корпуса и заводоуправления (цеха №1 и №2), а также складского блока и РМЦ (цеха №5 и№8). Результаты расчёта нагрузок объединенных цехов сведем в таблицу 8.

Таблица 8. Результаты расчета нагрузок объединенных цехов

Произведём расчёт для ТП №1:

Nт.min=.

Выбираем два трансформатора ТМГ-1000/10

Результаты выбора трансформаторов сводим в таблицу 9 и 10.

Таблица 9. Результаты расчета выбора трансформаторов

Таблица 10. Выбранные трансформаторы для технологически концентрированных групп

Qт==787 кВар;

Qнк1=1481 - 787=694 кВар;

Мощность конденсатора, приходящегося на каждый трансформатор:

Qнкт1=Qнк1/Nт=694/2=347 кВар.

Принимаем к установке на каждый трансформатор по две батареи низковольтных конденсаторов типа АКУ-0,4-350-20У3.

Фактическая установленная мощность БНК:

Qнкф1=2•350=700 кВар.

Для остальных ТП результаты сведены в таблицу 11.

Таблица 11.

Результаты выбора конденсаторных установок.

Потери активной и реактивной мощности в двухобмоточном трансформаторе:

; (3.4)

(3.5)

Где Рхх - потери холостого хода, кВт;

Рк - потери КЗ, кВт;

Uк - напряжение КЗ, %;

Iхх - ток ХХ, %;

Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА;

т - коэффициент загрузки трансформатора;

Nт - количество трансформаторов.

Для цеха №2 получим:

кВт.

квар.

Аналогично рассчитываем потери в остальных трансформаторах. Результаты расчета приведены в таблице 12.

Таблица 12. Результаты расчета потери мощности в трансформаторах

3.2 Расчёт экономического значения реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы

Экономически целесообразное значение реактивной мощности (РМ), потребляемой в часы больших нагрузок из энергосистемы определяется по выражению:

(3.6)

где - математическое ожидание активной расчетной нагрузки потребителя на границе балансового разграничения с энергосистемой, кВт;

tg?э - максимальное значение экономического коэффициента РМ.

Математическое ожидание активной расчетной и реактивной нагрузки потребителя

(3.7)

(3.8)

где Рр, Qр - расчётная активная и реактивная мощность;

k - коэффициент приведения к математическому ожиданию.

Расчетные мощности потребителя определим по формулам:

; (3.9)

(3.10)

где kо - коэффициент одновременности, который принимается в зависимости от и количества присоединений к шинам РП.

,

по [1] принимаем kо = 0,9.

Математическое ожидание активной расчетной и реактивной нагрузки потребителя:

;

Нормативное значение экономического коэффициента РМ определяем по выражению:

(3.11)

где dmax - отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия (принимаем dmax=1);

a - основная ставка тарифа на активную мощность, a=100134 руб/кВт·год;

b - дополнительная ставка тарифа на активную мощность, b=77,5 руб/кВт·ч;

tg?б - базовый коэффициент РМ, принимаем равным 0,3;

К1 - коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки, может принимается равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию Кw определяемым по формуле:

, (3.12)

где

Tmax - число часов использования максимальной нагрузки предприятия, которое принимается по [1] Tmax=4500ч.

Кw1 и Кw2 - коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставки тарифа на электроэнергию (определяются делением действующих ставок тарифа на а=60 руб/кВт·год и b=1,8 коп/кВт·ч соответственно):

 (3.13)

(3.14)

Рассчитаем коэффициент увеличения ставки двухставочного тарифа:

;

;

Нормативное значение экономического коэффициента реактивной мощности:

Экономически целесообразное значение потребляемой реактивной мощности

Произведём анализ баланса РМ на шинах РП:

; (3.15)

Так как ?Q'>0, рассмотрим возможность установки Qнк2, для этого определяем удельную стоимость потерь активной мощности в компенсационных устройствах при годовом фонде рабочего времени 4000ч.

Удельная стоимость потерь активной мощности в КУ, руб/кВт.

 (3.16)

Вычисляем степень компенсации реактивной мощности

; (3.17)

Приняв удельную стоимость БНК Cнк=9руб/квар с учетом коэффициента k1=kw=3184 определяем удельные затраты на компенсацию реактивной мощности.

(3.18)

(3.19)

где - удельные потери мощности в БНК принимаем равными 0,004кВт/квар.

По (3.19) удельные затраты на потери мощности в установках БНК, руб./квар:

.

По (3.18) удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК, руб./квар:

Приняв для двухсменного предприятия km=0,8 определяем годовое число часов использования максимальной реактивной мощности

Так как ? kм то число часов максимальных потерь найдем по формуле:

, (3.20)

где Тг - годовой фонд рабочего времени, принимаемый Тг=4000ч для двухсменных предприятий:

Определяем удельную стоимость потребления реактивной мощности и энергии превышающую экономическое значение.

(3.21)

где d2 - плата за 1кварч потребляемой реактивной энергии, принимаем d2=0,2 коп/кварч,

TмQп - годовое число часов использования максимальной РМ при потреблении, превышающем экономическое значение, ч.

Значение экономически целесообразной реактивной мощности, которая может быть передана через цеховые трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, при потреблении РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение:

(3.22)

где Знк - удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК, руб./квар;

СQП - удельная стоимость потребления РМ и энергии, превышающего экономическое значение, руб/квар·год;

А - расчётная величина, характеризующая затраты на потери активной мощности при передаче РМ в сеть напряжением до 1 кВ, руб/кВт.2

Т.к. Знк<СQп, то принимаем Qнк2= ?Q?=2062,26квар.

Таким образом, общая мощность БНК составляет:

Распределим величину Qнк2 пропорционально реактивным нагрузкам корпусов.

(3.23)

Покажем на примере цеха №1(главного корпуса):

Суммарная мощность БНК цеха №1:

Мощность БНК приходящаяся на один трансформатор:

Устанавливаем на каждый трансформатор по две батареи типа АКУ-0,4-280-20У3.

Таблица 13. Распределение мощности БНК между цеховыми ТП

Произведём анализ баланса РМ на шинах РП:

; (3.24)

Так как получилась перекомпенсация реактивной мощности то снижаем Qэ на величину ?Q'.

4. Построение картограммы электрических нагрузок

Выбор места расположения ГПП, РП и цеховых ТП удобно производить с помощью картограммы нагрузок, которая представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия окружности. Площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе отражают расчетные нагрузки цехов.

Радиус окружности (мм) для каждого цеха определяется по выражению:

(4.1)

где m - масштаб площади круга, кВт/мм2.

Каждый круг разделяется на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах вычисляется по формуле:

. (4.2)

Угол сектора силовой нагрузки в градусах вычисляется по формуле:

(4.3)

Величины осветительной и силовой нагрузок указываются внутри секторов.

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия можно определить в соответствии с формулами:

 (4.4)

(4.5)

где xi и yi - координаты центра нагрузок цехов.

При равномерном распределении нагрузок по площади цеха ЦЭН совпадает с геометрическим центром фигуры, изображенной на генплане предприятия.

Принимаем масштаб площади круга m = 1 кВт/мм².

Произведем расчет радиуса окружности расчетной нагрузки и угла сектора осветительной нагрузки для термического цеха:

;

Производим такие же расчеты для остальных цехов и результаты сводим в таблицу.

Таблица 14

Определим координаты центра электрических нагрузок предприятия:

5. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжение выше 1 кВ

В соответствии с заданием питание завода осуществляется от подстанции 110/10 кВ, находящейся за территорией завода. Длина питающей линии от подстанции до РП завода равна 1,25 км. На подстанции установлены два трансформатора типа ТДН с единичной номинальной мощностью 16МВА. Выполнение питающей линии предусматриваем кабелем марки АПвВ с изоляцией из сшитого полиэтилена, прокладку кабеля осуществляем в земле. Мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ равна 2380 МВА.

Схема электроснабжения - смешанная. На РП предприятия используем вводную и линейный камеры типа КСО-298. В камерах устанавливаются масляные выключатели типа ВВ/TEL, разъединители присоединений типа РВФЗ.

Кабельная сеть предприятия на 10 кВ выполнена кабелями марки АПвВ - кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, проложенными в земле. Кабели прокладываются вдоль зданий и проездов с учетом наименьшего расхода кабеля. Наиболее экономичной и простой является прокладка кабеля в траншеях. В одной траншее рекомендуется размещать не более 6 кабелей напряжением 10 кВ. глубина прокладки кабельной линии от планировочной отметки должна быть не менее 0,7 м. Внутри зданий кабельные линии прокладываются непосредственно по конструкциям зданий (открыто, в коробах или трубах, каналах, блоках, туннелях, трубах и т.д.).

Питание двухтрансформаторных подстанций осуществляется по схеме блок линия - трансформатор. На вторичном напряжении таких ТП применяется автоматический ввод резерва. Взаимное резервирование однотрансформаторных подстанций осуществляется при помощи кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении. На подстанциях устанавливаем трансформаторы типа ТМГ номинальной единичной мощностью 1000кВА и 630кВА.

На РП предприятия используются трансформаторы тока серии ТОЛ на линиях питающих цеховые ТП, и серии ТПОЛ на питающей линии завода.

В соответствии со сказанными выше условиями разработаем схему электроснабжения предприятия. Полная схема электроснабжения представлена на листе 2 графической части записки.

Представленный вариант схемы электроснабжения обладает рядом преимуществ:

- сокращение расхода проводникового материала,

- меньшее число присоединений РП,

- равномерная загрузка ячеек и секций РП,

- соблюдение надежности электроснабжения при сокращении расхода проводникового материала.

6. Расчет токов короткого замыкания

Необходимость расчета токов КЗ обусловлена выбором сечений кабелей питающих линий и других высоковольтных аппаратов, а также необходимостью проверки выбранных аппаратов по условиям электродинамической и термической стойкости.

Расчетным видом КЗ является трехфазное, т.к. при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном. Для вычисления токов КЗ составим расчетную схему сети. На схеме приведем основные параметры оборудования. Расчетными точками КЗ являются шины РП предприятия и концы кабельных линий заводской сети 10 кВ. После расчетной схемы производится составление схемы замещения сети и расчет ее параметров.

Рис. 2. Схема электроснабжения предприятия

Расчет токов КЗ производим в относительных величинах. Зададимся базисными условиями. Базисное напряжение Uб=10,5кВ, базисная мощность Sб=100МВА.

Сопротивление системы xс, рассчитаем по формуле:

,(6.1)

Сопротивление трансформатора xт, найдем по формуле:

,(6.2)

где Uк% - напряжение короткого замыкания, %;

Sнт - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Сопротивление кабельных линий:

(6.3)

где X0 -удельное сопротивление кабельной линии.

Для опредления сопротивления необходимо предварительно выбрать сечение кабеля.

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают по условию:

Fэ=Iрл/jэ (6.4)

где Iрл - расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

jэ - экономическая плотность тока, А/мм², принимаем jэ=1,7А/мм² при Тм=4300ч.

Базисный ток Iб,кА, рассчитаем по формуле:

;(6.5)

Ток трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

 (6.6)

где X? - суммарное сопротивление последовательно соединенных элементов до точки короткого замыкания.

Максимальные расчётные токи линии Iрmax, А, рассчитаем по номинальной мощности трансформатора:

.

Допустимая перегрузка кабеля на 23%, кпк=1,23, для двухтрансформаторных подстанций допускается перегрузка одного из трансформаторов, при выходе из строя другого, на 40%, кпт=1,4

Проверка кабеля по перегрузочной способности производится по условию:

кп•Iдопкпт•Iрmax (6.7)

Условие соблюдается, значит кабель проходит по уловию нагрева.

После выбора кабеля прозводим проверку термической стойкости кабеля.

Сечение кабеля проверяем по односекундному току короткого замыкания:

,(6.8)

где I1c - значение односекундного тока для кабеля данного сечения, кА.

K - поправочный к-т, для продолжительности короткого замыкания, отличающегося от 1 с:

. (6.9)

tотк - время отключения КЗ, с, принимаем при КЗ на шинах РП tотк=1,6с, КЗ в конце линии заводской сети tотк=0,6с.

Из двух найденных сечений принимается большее.

Приведем пример расчета тока КЗ для точки К1 и выбор кабеля для от п/ст до РП.

.

Определим сопротивления системы, реактора и трансформатора:

;

.

По (6.4) выберем сечения кабеля для завода. Выбор производим по току наиболее загруженной секции РП(1). Fэ=289,5/1,7=170,3 мм²

По [1] выбираем кабель типа АПвВ - 3(1х185/25-10), с Iдоп=360 А, x0=0,103 Ом/км.

Произведем проверку кабеля по условию (7,7). При выходе из строя одного кабеля по другому будет протекать ток всего завода:

360<521,9/1,23А

Берем кабель большего сечения АПвВ - 3(1х300/25-10), с Iдоп=475 А, x0=0,096 Ом/км.

Произведем проверку кабеля по термической стойкости:

;

;

.

Т.о. кабель соответствует условиям термической стойкости.

Выберем кабель от РП до ТП5.

Fэ=76,5/1,7=45 мм²

По [1] выбираем кабель типа АПвВ-3(1х50/16-10) с Iдоп=170А, x0=0,126 Ом/км.

1,23•170=209,3>77•1,4=107,8А.

Произведем проверку кабеля по термической стойкости:

;

;

.

Кабель не соответствует условиям термической стойкости.

Берем кабель большего сечения АПвВ - 3(1х70/35-10), с Iдоп=210 А, x0=0,119 Ом/км и производим проверку кабеля по термической стойкости:

;

;

.

Кабель не соответствует условиям термической стойкости.

Расчет токов КЗ и выбор кабелей для остальных ТП производим аналогично. Данные сводим в таблицу 15.

Таблица 15. Расчет токов КЗ и выбор кабелей

7. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ

Выберем шины на заводском РП 10 кВ по номинальным значениям тока и напряжения, и проверим на электродинамическую и термическую устойчивость.

IдопImax; (7.1)

, (7.2)

где Fmin - минимальное сечение шины, мм²,

c-коэффициент принимаемый для алюминиевых шин равным 91 А•с0,5/мм².

допр;(7.3)

где доп , р - соответственно допустимое и рабочее напряжения возникающее в металле шины, МПа

Imax=300,7А.

По [1] выбираем алюминиевые шины сечением 506 мм2 с Iдоп=740 А. Шины устанавливаем плашмя, расстояние между фазами, а=25см, расстояние между изоляторами l=100см, момент сопротивления шин W, см3, определим по формуле:

(7.4)

где h, b- соответственно меньший и больший размеры поперечного сечения шин, см³.

Расчётное напряжение в металле шин определим по формуле:

(7.5)

По [1] найдем доп=48 МПа - для алюминиевых шин марки АДО, тогда по условию (7.2):

48 МПа > 26,1 МПа

300 мм² > 95,1 мм²

Выбранные шины проходят по электродинамической и термической устойчивости.

В настоящем курсовом проекте мы объединили электроприемники 1-го и 9-го цехов,6-го и 8-го цехов. Трансформаторные подстанции установили соответственно в 1-ом и 6-ом цехах, а запитку электроприемников 9-го и 8-го цеха осуществляем на низком напряжении соответствующими кабелями.

Выберем сечение кабеля для питания корпуса заводоуправления. Производим перерасчет расчётной нагрузки цеха 9 с учетом того, что он будет питаться по кабелю:

Кр=1(по первой таблице), тогда

Pр=192/0,8=240 кВт Qр=223.2 квар

Pрн=240+68,8=309 кВт Qрн=252 квар

Sрн=399 кВА

Iр.адм.корп.= 606,2 А, выберем сечение кабеля марки 2*АВВГ-(3x150) при прокладке в земле Iдоп =335 А.

Выберем сечение кабеля для РМЦ, правев аналогичные вычисления:

Iр.адм.корп.= 925 А, выберем сечение кабеля марки 3*АВВГ-(3x150) при прокладке в земле Iдоп =335 А.

Произведем выбор электрических аппаратов в сети 10 кВ.

Выбор электрических аппаратов основывается на условиях:

UномUраб;(7.6)

IномIраб;(7.7)

iднiу;(7.8)

ВтВк (7.9)

где Uном, Iном - соответственно, номинальные напряжение и ток аппарата;

Uраб,Iраб - напряжение и ток сети, в которой установлен аппарат;

Вт=I2tn•tk - тепловой импульс аппарата, нормированный заводом изготовителем, А2с;

Вк=I2•tср - тепловой импульс расчётный, А2с.

Выбираем панели типа КСО-292 вводную по расчётному току завода, линейную - по наибольшему току присоединения.

Таблица 16. Выбор вводной панели КСО-292

Таблица 17. Выбираем линейную панель КСО-292

Произведем выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Выбор трансформаторов тока производится по номинальному току и напряжению первичной цепи, классу точности, номинальному току вторичной цепи и номинальной мощности вторичной обмотки.

S2=Sпр.б+I22•(rпр+ rкон) (7.10)

где rпр и rкон - сопротивления проводов и контактов, Ом, rкон=0,1 Ом;

I2 - ток вторичной обмотки, А, I2=5 А;

Sпр.б - мощность, потребляемая приборами, В•А.

(7.11)

Условие электродинамической устойчивости:

.(7.12)

Условие термической устойчивости:

.(7.13)

Выбор трансформаторов напряжения производим по номинальным параметрам, классу точности и нагрузке.

SномS2=;(7.14)

где Р - суммарная активная мощность потребляемая катушками приборов;

Q - суммарная реактивная мощность потребляемая катушками приборов.

Р=SпрбcosпрбQ=Pпрбtgпрб

В таблице 8.3 приведем перечень приборов являющихся вторичной нагрузкой трансформаторов напряжение на ЦРП