Электроснабжение коксохимического производства

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электроэнергетика как отрасль промышленности зародилась в России в конце XIX в. Первоначально электроэнергию вырабатывали с помощью электрохимических источников (батарей), затем получили распространение генераторы, приводимые в движение поршневыми паровыми либо гидравлическими двигателями. На электростанциях небольшой мощности использовались двигатели внутреннего сгорания. Наиболее распространенными видами топлива в то время были мазут и каменный уголь. Электростанции строились для снабжения энергией конкретных объектов (промышленных предприятий, элеваторов, элементы городского хозяйства) и работали изолированно друг от друга. Электроэнергия передавалась на незначительные расстояния: электростанции соединялись с потребителем линиями длиной не более 1--2 км. При этом использовались невысокие значения напряжения. Случаи использования напряжения выше 10 кВ в России носили единичный характер (к 1913 г. протяженность подобных высоковольтных линий составляла 109 км).

Единые стандарты отсутствовали: применялись постоянный, однофазный переменный, трехфазный переменный ток; частоты и напряжения в сетях различались. Начиная с 1890-х гг. получили распространение центральные электростанции, обеспечивавшие освещение и транспорт в крупных городах. Крупнейшей из электростанций России до первой мировой войны стала московская тепловая электростанция (ТЭС мощностью 58 МВт).

К последнему предвоенному 1913 году суммарная установленная мощность электростанций России составила 1,1 тыс. кВт, выработка электроэнергии -- около 2 млрд. кВт.час, что соответствует показателям одного энергоблока современной крупной электростанции.

В ходе Первой мировой и Гражданской войны электроэнергетическое хозяйство было в значительной мере разрушено. Принципиально новым этапом развития отрасли стал послевоенный план ГОЭЛРО -- государственный план электрификации России. В его утвержденном в 1921 году виде план ГОЭЛРО выходил за рамки электроэнергетики и представлял собой комплексный стратегический план развития экономики страны на базе ее электрификации. План предусматривал: Программу А -- использование и восстановление существующих электростанций; Программу В -- строительство новых электростанций; Программу С -- развитие экономики на основе электрификации на перспективу 10--15 лет.

Основными принципами плана ГОЭЛРО являлись: концентрация производства электроэнергии на крупных станциях с централизацией энергоснабжения потребителей; согласование строительства мощностей с развитием экономики данного региона; развитие электрических сетей; создание крупных энергосистем. Если раньше станции, как правило, располагались рядом с потребителями, то в соответствии с планом ГОЭЛРО их стали строить у крупнейших местных источников энергии (месторождений топлива, лучших створов рек). Каждая станция создавалась для энергоснабжения потребителей на определенных территориях. Поэтому станции получили название электроцентралей или государственных районных электростанций (ГРЭС).

Следующий период развития электроэнергетики -- со времени выполнения плана ГОЭЛРО (начало 1930-х гг.) до начала Великой Отечественной войны (22 июня 1941 г.). На этом этапе темпы развития отрасли ускорились, электроэнергетика росла опережающими темпами по сравнению с другими отраслями Советской экономики. В 1931 г. объем ввода новых мощностей впервые превысил 1 млн. кВт в год. К середине 1930-х гг. производство электроэнергии увеличилось на порядок по сравнению с довоенным уровнем 1913 года. Вместо тридцати районных электростанций, предусмотренных планом ГОЭЛРО, к середине 1930-х гг. было введено сорок.

К середине 1930-х гг. страна в основном отказалась от импорта энергетического оборудования. Развитие отечественного энергомашиностроения позволило распространить практику наращивания мощности действующих станций. В 1930-х гг. мощность целого ряда ГРЭС была существенно увеличена по сравнению с уровнем, заложенным в плане ГОЭЛРО.

В годы Великой Отечественной войны значительная часть энергетического потенциала была разрушена: установленная мощность электростанций сократились более чем на 40 %; было выведено из строя 10 тыс. км линий высокого напряжения свыше 10 кВ. Однако уже в военное время началось восстановление отрасли. К 1945 г. протяженность сетей превысила довоенный уровень, а суммарная мощность генерации СССР достигла довоенного уровня и превысила его в 1946 г.

В послевоенные годы электроэнергетика в количественном и качественном отношениях быстро развивалась. В 1947 г. СССР вышел на второе место в мире после США по производству электроэнергии. К 1950 г. установленная мощность электростанций достигла 19,6 ГВт против 11,2 ГВт в 1940 г.

В послевоенные годы активно внедрялись системы удаленного и автоматического управления процессами производства и передачи электроэнергии: противоаварийные устройства, устройства телемеханики управления подстанциями и ГЭС, новые средства связи для оперативно-диспетчерского управления и т.д. Автоматизируются технологические процессы ТЭС.

Важный этап развития энергетики -- ввод в эксплуатацию Волжских ГЭС и дальних электропередач 400--500 кВ. В 1956 г. введена в эксплуатацию первая электропередача 400 кВ Куйбышев -- Москва. Ввод в работу этой электропередачи позволил присоединить на параллельную работу с энергосистемами Центра Куйбышевскую энергосистему района Средней Волги. Этим было положено начало объединению энергосистем различных районов и созданию ЕЭС европейской части СССР. В 1957 г. создано ОДУ ЕЭС европейской части СССР.

Во второй половине 50-х гг. завершился процесс объединения энергосистем Закавказья и продолжилось объединение энергосистем Северо-Запада, Средней Волги и Северного Кавказа. В конце 50-х -- начале 60-х гг. созданы ОДУ Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Сибири и Средней Азии.

Формирование ЕЭС страны потребовало создания высшей ступени иерархии диспетчерского управления. В 1969 г. создано Центральное диспетчерское управление -- ЦДУ ЕЭС СССР.

В 1970 г. начался новый этап развития энергетики страны -- формирование ЕЭС СССР.

С пуском в 1954 г. первой в мире атомной электростанции в г. Обнинске открылась эра атомной энергетики, в последующие десятилетия заметно изменившей структуру энергобаланса и саму энергосистему страны.

Атомная энергетика стала приобретать промышленные масштабы. В 1964г. были введены в эксплуатацию два энергоблока с водо-водяными реакторами (ВВЭР) на Белоярской и Нововоронежской АЭС. Во второй половине 1960-х гг. введены следующие энергоблоки на этих АЭС. Максимальная мощность энергоблоков, введенных на АЭС в эти годы, составила 365 МВт, а суммарная мощность атомных электростанций к концу десятилетия превысила 1 ГВт.

Атомная энергетика занимает важное место в энергетике России. Относительная однородность оборудования создает хорошие условия для его совершенствования, модернизации оборудования и эксплуатации.

Кроме своего прямого назначения -- производства электроэнергии -- гидроэнергетика решает дополнительно важнейшие для общества и государства задачи. Прямая выгода от них заключается в создании систем питьевого и промышленного водоснабжения; развитии судоходства; создании ирригационных систем в интересах сельского хозяйства; рыборазведении; регулировании стока рек, позволяющем осуществлять борьбу с паводками и наводнениями, обеспечивая безопасность населения.

Гидроэнергетика -- ключевой элемент обеспечения системной надежности ЕЭС страны, так как располагает более чем 90 % резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС наиболее маневренны и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки энергии в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных -- сутками.

Важнейший элемент повышения надежности работы энергетических систем -- развитие гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Графики потребления электроэнергии современных энергообъединений отличаются высокой степенью неравномерности, что создает трудности как с покрытием пиков, так и в еще большей степени с прохождением ночных провалов суточных графиков электрической нагрузки. Особенно актуальна эта проблема для энергосистем европейской части России, где преобладают низкоманевренные блоки ТЭС, ТЭЦ и АЭС. В этой ситуации ГАЭС обладают максимальными маневренными преимуществами. В отличие от других типов маневренных электростанций, способных покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать и в насосном режиме в период провала графика электрической нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим для ТЭС и АЭС.

Целью курсового проекта является решение вопроса по проектированию электрооборудования подстанции коксохимического производства.

Проект выполнен в соответствии с заданием.

1. Общая часть

1.1 Характеристика потребителей

Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ) в отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприёмники разделяются на три категории.

Электроприёмники I категории - электроприёмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Электроприёмники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Из состава электроприёмников I категории следует выделить особую группу приёмников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. К особой группе можно отнести приёмники аварийной вентиляции, электродвигатели задвижек и запорной аппаратуры, аварийное освещение ряда цехов некоторых химических производств.

Для электроснабжения особой группы электроприёмников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

Электроприёмники II категории - электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Рекомендуется обеспечивать эти приёмники электропитанием от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При нарушении электроснабжения допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания.

Электроприёмники III категории - все остальные приёмники, не подходящие под определения I и II категории. Для электроприёмников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для замены или ремонта необходимого элемента системы, не превышают 1 суток.

Потребители коксохимического производства относятся к I и II категории, поэтому для их электроснабжения необходимы два независимых взаимно резервирующих источника питания.

1.2 Выбор схемы электроснабжения

Электрические сети внутри объекта выполняются по магистральным, радиальным и смешанным схемам.

Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются в тех случаях, когда пункты приёма расположены в различных направлениях от центра питания. Они могут быть одно- или двухступенчатыми. На небольших объектах и для питания крупных сосредоточенных потребителей используются одноступенчатые схемы. Двухступенчатые радиальные схемы выполняются для крупных и средних объектов с подразделениями, расположенными на большой территории. При двухтрансформаторных подстанциях каждый трансформатор питается отдельной линией по блочной схеме линия - трансформатор. Пропускная способность блока в послеаварийном режиме рассчитывается исходя из категорийности питаемых потребителей. При однотрансформаторных подстанциях взаимное резервирование питания небольших групп приёмников первой категории осуществляется при помощи кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении между соседними подстанциями. Радиальная схема характеризуются тем, что от источника питания, отходят линии, питающие крупные электроприемники или групповые распределительные пункты, от которых, в свою очередь, отходят линии, питающие прочие мелкие электроприемники.

Достоинство радиальных схем:

- обеспечивают надёжность питания;

- легко применяются элементы автоматики.

Недостатки: большие затраты на установку распределительных пунктов и проводку кабелей и проводов.

Магистральные схемы напряжением от 6 до 10 кВ применяют при линейном размещении подстанций на территории объекта, когда линии от центра питания до пунктов приёма могут быть проложены без значительных обратных направлений. Магистральные схемы выполняются одиночными и двойными, с односторонним и двусторонним питанием.

Одиночные магистрали применяются тогда, когда отключение одного потребителя вызывает необходимость отключения всех остальных потребителей. Надёжность схемы с одиночными магистралями можно повысить, если питаемые или ТП расположить так, чтобы была возможность осуществить частичное резервирование по связям низкого напряжения между ближайшими подстанциями.

Схемы с двойными («сквозными») магистралями применяются для питания ответственных и технологически связанных между собой потребителей одного объекта.

Одиночные и двойные магистрали с двусторонним питанием («встречные магистрали») применяются при питании от двух независимых источников, требуемых по условиям обеспечения надёжности электроснабжения для потребителей первой и второй категории.

Смешанные схемы питания, сочетающие принципы радиальных и магистральных систем распределения электроэнергии, имеют наибольшее распространение на крупных объектах. Степень резервирования определяется категорийностью потребителей. Потребители первой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников. В качестве второго источника питания могут быть использованы секционированные сборные шины электростанций или подстанций, а также и перемычки в сетях на низшем напряжении, если они подают питание от ближайшего распределительного пункта.

Достоинство магистральных схем:

- не требуют установки распределительного щита на подстанции;

- распределение энергии осуществляется по схеме блок-трансформатор-магистраль, что упрощает и удешевляет сооружение цеховой подстанции;

- надёжно для электроснабжения потребителей первой, второй, третьей категории.

Недостатки магистральных схем:

- повреждение магистрали приводит к отключению всех потребителей, питаемых от нее.

Для данного курсового проекта выбираем радиальную схему электропитания, так как достоинством её является, обеспечение высокой надёжности питания и в этой схеме легко могут быть использованы элементы автоматики. Также радиальная схема является простой и наглядной, что повышает ее оперативную надежность, а также возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы, как в эксплуатации, так и при расширении станции, возможность ремонтов оборудования РУ без нарушения нормальной работы присоединений.

Так как потребители проектируемой подстанции относятся к I и II категориям по бесперебойности электроснабжения, выбираем радиальную схему с секционированием шин, которая обеспечивает наличие двух независимых источников питания.

2. Специальная часть

2.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок проводим методом коэффициента максимума по методике, представленной в литературе [2]. Расчет проводим для каждой секции отдельно. Сначала проведем расчет для секции шин 10 кВ.

Исходные данные и результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Исходные данные и результаты расчетов

Потребители	Рном, кВт	n, шт	Рномi, кВт	киi	cos ?i	Рмр, кВт	Qмр, квар	Sмр, кВ·А
Коксовыталкиватель	600	4	2400	0,1	0,75	2953,5	2500	3869,5
Вагоноопрокидыватель	1000	2	2000	0,4	0,6
Транспортеры	500	3	1500	0,5	0,6

Определяем номинальную мощность для группы электроприемников Р_{ном i,} кВт, по формуле

Р_{ном i} = Р_ном · n , (1)

где Р_ном - номинальная мощность электроприемника, кВт;

n - количество электроприемников, шт.

Р_{ном 1} = 600 · 4 = 2400 кВт

Р_{ном 2} = 1000 · 2 = 2000 кВт

Р_{ном 3} = 500 · 3 = 1500 кВт

Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее нагруженную смену для каждой группы электроприемников Р_{см i}, кВт, по формуле

Р_{см i} = к_{и i} · Р_{ном i} , (2)

где к_{и i} - коэффициент использования для каждой группы электроприемников.

Р_{см 1} = 0,1 · 2400 = 240 кВт

Р_{см 2} = 0,4 · 2000 = 800 кВт

Р_{см 3} = 0,5 · 1500 = 750 кВт

Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее нагруженную смену Q_{см i}, квар, по формуле

Q _{см i} = Р_{см i} · tg ?_i , (3)

где tg ?_i - коэффициент изменения мощности.

Q_см1 = 240 · 0,88 = 211,2 квар

Q_см2 = 800 · 1,33 = 1064 квар

Q_см3 = 750 · 1,33 = 997,5 квар

Определяем групповой коэффициент использования для секции шин к_и по формуле

к_и = (4)

к_и = = 0,3

Определяем эффективное число электроприемников упрощенным методом по формуле

m = (5)

m = = 2

Так как m < 3, эффективное число электроприемников

n_э = n = 9 шт.

По справочной литературе [2] определяем коэффициент максимума к_м,

к_м = 1,65

Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее нагруженную смену для электроприемников секции шин Р_см , кВт, по формуле

Р_см = (6)

Р_см = 240 + 800 + 750 = 1790 кВт

Определяем максимальную расчетную активную нагрузку для секции шин 10 кВ Р_мр , кВт, по формуле

Р_мр = к_м · Р_см (7)

Р_мр = 1,65 · 1790 = 2953,5 кВт

Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее нагруженную смену для электроприемников секции шин Q _см , квар, по формуле

Q_см = (8)

Q_см = 211,2 + 1064 + 997,5 = 2272,7 квар

Так как n_э ? 10, определяем максимальную расчетную реактивную нагрузку для секции шин 10 кВ Q_мр , квар, по формуле

Q_мр = 1,1 • Qсм (9)

Q_мр = 1,1 • 2272,7 = 2500 квар

Определяем полную максимальную расчетную нагрузку для секции шин 10 кВ S_мр, кВ·А, по формуле

S_мр = (10)

S_мр = = 3869,5 кВ•А

Далее выполняем расчет нагрузок для секции шин напряжением 0,4 кВ. Исходные данные и результаты расчетов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Исходные данные и результаты расчетов

Потребители	Рном, кВт	n, шт	Рномi, кВт	киi	cos ?i	Рмр, кВт	Qмр, квар	Sмр, кВ·А
Дозировочные столы	200	4	800	0,25	0,5	1023,2	817,9	1310
Вентиляторы	150	3	450	0,65	0,8
Насосы	120	1	120	0,9	0,9
Двересъемные машины	230	2	460	0,25	0,7

Определяем номинальную мощность для группы электроприемников

Р_{ном i}, кВт, по формуле (1)

Р_ном1 = 200 · 4 = 800 кВт

Р_ном2 = 150 · 3 = 450 кВт

Р_ном3 = 120 · 1 = 120 кВт

Р_ном4 = 230 · 2 = 460 кВт

Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее нагруженную смену для каждой группы электроприемников Р_{см i} , кВт, по формуле (2)

Р_см1 = 800 · 0,25 = 200 кВт

Р_см2 = 450 · 0,65 = 292,5 кВт

Р_см3 = 120 · 0,9 = 108 кВт

Р_см4 = 460 · 0,25 = 115 кВт

Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее нагруженную смену Q_{см i} , квар, по формуле (3)

Q_см1 = 200 · 1,73 = 246 квар

Q_см2 = 292,5 · 0,75 = 219,4 квар

Q_см3 = 108 · 0,48 = 51,8 квар

Q_см4 = 115 · 1,02 = 117,3 квар

Определяем групповой коэффициент использования для секции шин 0,4 кВ по формуле (4)

К_и = = 0,4

Определяем эффективное число электроприемников по формуле (5)

m = = 1,9

Так как m < 3, то эффективное число приемников

n_э = n = 10 шт.

По справочной литературе [2] определяем коэффициент максимума к_м , к_м = 1,43

Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее нагруженную смену для секции шин 0,4 кВ Р_см , кВт, по формуле (6)

Р_см = 200 +292,5 + 108 + 115 = 715,5 кВт

Определяем максимальную расчетную активную нагрузку для секции шин 0,4 кВ Р_мр , кВт, по формуле (7)

Р_мр = 1,43 · 715,5 = 1023,2 кВт

Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее нагруженную смену для секции шин 0,4 кВ Q_см , квар, по формуле (8)

Q_см = 346 + 219,4 + 51,8 + 117,3 = 743,5 квар

Так как n_э ? 10, определяем максимальную расчетную реактивную нагрузку для секции шин 10 кВ Q_мр , квар, по формуле (9)

Q_мр = 1,1 • 743,5 = 817,9 квар

Определяем полную максимальную нагрузку для секции шин 0,4 кВ S_мр , кВ·А, по формуле (10)

S_мр = = 1310 кВ•А

2.2 Выбор компенсирующего устройства

Установка компенсирующего устройства позволяет повышать коэффициент мощности и снижать потери напряжения в сети.

Определяем коэффициент мощности подстанции cos ?_пс для решения вопроса о необходимости установки компенсирующего устройства по формуле

cos ?_пс = , (11)

где Р_см10 - средняя активная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 10 кВ, кВт;

Р_см0,4 - средняя активная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 0,4 кВ, кВт; Q_см10 - средняя реактивная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 10 кВ, квар;

Q_смр0,4 - средняя расчетная реактивная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 0,4 кВ, квар.

cos ?_пс = = 0,64

Так как cos ?_пс меньше оптимального значения коэффициента мощности cos ?_опт = 0,92 ? 0,95, необходимо наличие компенсирующего устройства. Мощность компенсирующего устройства Q_ку, квар определяем по формуле

Q_ку = Р_см (tg ?_пс - tg ?_опт), (12)

где Р_см - средняя активная нагрузка подстанции за наиболее нагруженную смену, кВт;

tg ?_пс - коэффициент мощности подстанции;

tg ?_опт - оптимальный коэффициент мощности.

tg ? = (13)

tg ?_пс = = 1,2

tg ?_опт = = 0,33

Р_см = 1790 + 715,5 = 2505,5 кВт

Q_ку = 2505,5 • (1,2 - 0,33) = 2179,8 квар

По литературе [2] выбираем компенсирующее устройство, имеющее ближайшую меньшую мощность. Выбираем батареи конденсаторов: УК-6/10 -1125ЛУЗ, ПУЗ мощностью 1125 квар, УК-6/10Н -1125Л, П мощностью 900 квар

Определяем действительный коэффициент мощности подстанции с учетом выбранных компенсирующих устройств cos ?_пс' по формуле

сos ?_пс' = (14)

где Q_ку - суммарная номинальная мощность выбранного компенсирующего устройства, квар, Q_ку = 1125 + 900 = 2025 квар

сos ?_пс'= = 0,93

Выбранное компенсирующее устройство удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. Оно повышает cos ? почти до оптимального значения.

2.3 Расчет и выбор силового трансформатора

Так как по надежности электроснабжения электроприемники данной подстанции относятся к первой и второй категории, то используется раздельная работа двух трансформаторов.

Определяем максимальную расчетную полную нагрузку подстанции с учетом компенсирующих устройств S_{мр пс}, кВ·А, по формуле

S_{мр пс} = 2 • (15)

S_{мр пс} = 2 • = 8363,2 кВ·А

Определяем номинальную мощность силового трансформатора S_{ном т}, кВ·А, по формуле

S_{ном т} ? , (16)

где К_1,2 - доля электроприемников 1,2 категории в общей нагрузке подстанции, К_1,2 = 1

S_{ном т} ? · 1 = 5974 кВ·А

По справочной литературе [5] выбираем два типа трансформаторов, подходящих по мощности, первичному и вторичному напряжению. Данные выбранных трансформаторов представлены в таблице 3.

Проводим технико-экономическое сравнение выбранных трансформаторов.

Таблица 3 - Каталожные данные трансформаторов

Тип трансформатора	Sном, кВ·А	U1ном, кВ	U2ном, кВ	?Ркз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	?Рхх, кВт	Кт, тыс. руб
ТМН-6300/110	6300	115	11	50	1,0	10,5	10	7500
ТМ-6300/110	6300	121	11	55,16	3,72	10,5	27,3	7100

Определяем реактивные потери при холостом ходе ?Q_хх, квар, по формуле

?Q_хх = ·S_{ном т}, (17)

где I_хх - ток холостого хода, %;

S_{ном т} - номинальная мощность силового трансформатора, кВ·А

?Q_хх1 = • 6300 = 63 квар

?Q_хх2 = • 6300 = 234,4 квар

Определяем реактивные потери при коротком замыкании ?Q_кз, квар, по формуле

?Q_кз = · S_{ном т}, (18)

где U_кз напряжение короткого замыкания, %

?Q_кз1 =· 6300 = 661,5 квар

?Q_кз2 =· 6300 = 661,5 квар

Определяем приведенные потери активной мощности при коротком замыкании ?Р_кз', кВт, по формуле

?Р_кз' = ?Р_кз + к_пп·?Q_кз, (19)

где к_пп - коэффициент повышения потерь, , к_пп = 0,05;

?Р_кз - потери активной мощности при коротком замыкании, кВт

?Р_кз1^' = 50 + 0,05 • 661,5 = 83,1 кВт

?Р_кз2^' = 55,16 + 0,05 • 661,5 = 88,2 кВт

Определяем приведенные потери активной мощности при холостом ходе ?Р_хх, кВт, по формуле

?Р_хх' = ?Р_хх + к_пп·?Q_хх, (20)

где ?Р_хх - потери активной мощности при холостом ходе, кВт

?Р_хх1' = 10 + 0,05 · 63 = 13,2 кВт

?Р_хх2' = 27,3 + 0,05 · 234,4 = 39 кВт

Определяем полные приведенные потери активной мощности ?Р', кВт, по формуле

?Р' = n(?Р_хх' + к_з² · ?Р_кз'), (21)

где n - число параллельно работающих трансформаторов, n=1;

к_з - коэффициент загрузки трансформатора

к_з = (22)

S_{мр секц} =, кВ·А (23)

S_{мр секц} = = 3828 кВ·А

к_з1 = к_з2 = = 0,61

?Р₁^? = 13,2 + 0,61² · 83,1 = 44,1 кВт

?Р₂^? = 39 + 0,61² · 88,2 = 71,8 кВт

Определяем стоимость потерь активной мощности трансформаторов С_п , тыс. руб., по формуле

С_п = С₀ · ?Р' · Т_г , (24)

где С₀ - удельная стоимость потерь, , С₀ = 0,8 ;

Т_г - годовое число часов работы, Т_г = 6500ч

С_п1 = 0,8 · 44,1 · 6500 = 22932 руб ? 229,32 тыс. руб

С_п2 = 0,8 · 71,8 · 6500 = 373360 руб ? 373,36 тыс. руб

Определяем стоимость амортизационных отчислений С_а, тыс. руб., по формуле

С_а = р_а · К_т , (25)

где р_а норма амортизации, р_а = 0,05;

К_т - стоимость трансформаторов, тыс. руб

С_а1 = 0,05 · 7500 = 375 тыс. руб

С_а2 = 0,05 · 7100 = 355 тыс. руб

Определяем стоимость эксплуатационных расходов С_э, тыс. руб., по формуле

С_э = С_п + С_а (26)

С_э1 = 229,32 + 375 = 604,32 тыс. руб

С_э2 = 373,36 + 355 = 728,36 тыс. руб

Определяем приведенные годовые затраты З, тыс. руб., по формуле

З = С_э + 0,125 · К_т (27)

З₁ = 604,32 + 0,125 · 7500 = 1541,82 тыс.руб

З₂ = 728,36 + 0,125 · 7100 = 1615,86 тыс.руб

Окончательно выбираем трансформатор типа ТМН-6300/110, так как приведенные годовые затраты у него меньше, чем у трансформатора

ТМ-6300/110.

2.4 Выбор питающей линии

Питающая линия служит для связи источника питания с подстанцией.

При номинальном напряжении 35 кВ и выше используют воздушные ЛЭП. Воздушную линию выбирают по нагреву.

I_дл.доп ? I_мр, А, (28)

где I_дл.доп - длительно-допустимый ток, величина справочная, это максимальный ток, при прохождении которого длительное время через проводник заданного сечения не происходит нагрева проводника выше допустимого значения, А;

I_мр - максимальный расчетный ток, протекающий по линии в послеаварийном режиме, А.

I_мр = (29)

I_мр = = 44,3 А

Выбираем по справочной литературе [4]

I_дл.доп = 84 А

q = 10 мм²

Выбираем по экономической плотности тока сечение линии

q_эк, мм², по формуле

q_эк = , (30)

где j_эк - экономическая плотность тока, величина справочная, зависит от типа линии, рода проводящего материала и часов работы в году;

I_р - расчетный ток, протекающий в линии в нормальном режиме работы, А.

I_р = (31)

I_р = = 31,6 А

По справочной литературе [4] выбираем j_эк, j_эк = 1

q_эк = = 31,6 мм²

По справочной литературе [4] принимаем ближайшее стандартное значение

q_эк = 35 мм²; I_дл.доп = 175 А.

Проверяем выбранное сечение по допустимым потерям напряжения ?U, % по формуле

?U% =· 100 ? 5% (32)

где Х₀ - удельное индуктивное сопротивление линии, ,

Х₀ = 0,4 ;

- длина линии, км, = 7 км;

cos? и sin? берем с учетом компенсирующего устройства,

cos? = 0,93; sin?= 0,37;

R₀ - удельное активное сопротивление линии, ,

R₀ = ?_AL

?_AL = 0,029

R₀ = 0,029 • = 0,83

?U% = · 100 = 0,45 % < 3%

Минимальное допустимое сечение проводов ВЛ по условиям механической прочности с толщиной стенки гололеда 15 мм и более для сталеалюминевых проводов q = 35 мм². Условие выполняется.

Проверяем выбранное сечение провода по условиям «короны».

Для ВЛ напряжением 110-220 кВ по условиям потерь на корону минимальный диаметр проводов должен быть не менее 11,4 мм (АС70/11).

Окончательно выбираем провод марки АС сечением q = 70 мм², так как он удовлетворяет всем требованиям.

R₀ = 0,029 • = 0,41

2.5 Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания рассчитываем в двух точках на напряжение 110 кВ и 10 кВ.

Составляем расчетную схему, рисунок 1.

S_и = 700 МВ•А = 7 км S_{ном т} = 6300 кВ·А

U_{ном и} = 110 кВ R₀ = 0,41 U_кз = 10,5%

S_кз = 3500 МВ·А X₀ = 0,4 U₁ = 115 кВ

U₂ = 10,5 кВ

Рисунок 1 - Расчетная схема

По расчетной схеме составляем схему замещения, рисунок 2.



Рисунок 2 - Схема замещения

Определяем значения сопротивлений элементов схемы замещения в относительных единицах при базисных условиях. Задаемся базисными условиями

S_б = 100 МВ·А; U_б = 115 кВ

Х_иб* = Х_и*, (33)

где Х_и^* - относительное сопротивление источника питания,

Х_и* = 0,2;

S_{ном и} - номинальная мощность источника питания, МВ•А.

Х_лб* = Х₀ · (34)

R_лб* = R₀ · , (35)

где Х₀, R₀ - активное и реактивное сопротивление ВЛЭП, Ом,

X₀ = 0,4 , R₀ = 0,41 ; - длина ВЛЭП, м, = 7 км;

U_ср - среднее значение напряжения обмотки ВН трансформатора,

U_ср = 115 кВ.

Х_тб* = , (36)

где u_кз - напряжение короткого замыкания трансформатора, величина справочная, %, u_кз = 10,5 %;

S_{ном т} - номинальная мощность трансформатора, кВ•А.

Х_{рез б}* = Х_иб* + Х_лб* + Х_тб* (37)

Х_расч* = Х_рез* (38)

Х_иб* = 0,2 •= 0,03

Х_лб* = 0,4 · 7 • = 0,021

R_лб* = 0,41 · 7 • = 0,022

Х_тб* = = 1,67

Х_{рез б}* = 0,03 + 0,021 + 1,67 = 1,721

Х_расч* = 1,721 • = 12,05

Проводим расчет токов короткого замыкания в именованных единицах, так как Х_расч* > 3.

Определяем сопротивление источника Х_и, Ом, по формуле

Х_и = , (39)

где U_ср - среднее напряжение, кВ, U_ср = 115 кВ;

S_кз - мощность короткого замыкания, МВ·А

Х_и = = 3,78 Ом

Определяем реактивное и активное сопротивление линии R_л, Ом, и Х_л, Ом, по формулам

Х_л = Х₀ · (40)

R_л = R₀ · (41)

Х_л = 0,4 · 7 = 2,8 Ом

R_л = 0,41 · 7 = 2,87 Ом

Определяем сопротивление трансформатора Х_т, Ом, по формуле

Х_т = (42)

Х_т = = 220 Ом

Определяем результирующее сопротивление короткого замыкания для точки К1 Х_{рез 1}, Ом, по формуле

Х_{рез 1} = Х_и + Х_л (43)

Х_{рез 1} = 3,78 + 2,8 = 6,58 Ом

3 • Rрез = 3 • 2,87 = 8,61 Ом

Так как 3R_рез > Х_рез1 , то результирующее сопротивление определяем по формуле

Z_рез1 = , Ом (44)

Z_рез1 = = 7,18 Ом

Приводим результирующее сопротивление к напряжению в точке короткого замыкания

Z_рез ^? = Z_рез (45)

Z_{рез 1}^? = 7,18 • = 7,85 Ом

Определяем ток короткого замыкания I_кз1, кА, по формуле

I_кз = (46)

I_{кз 1} = = 8,46 кА

Так как периодическая составляющая тока короткого замыкания носит незатухающий характер, токи в разные моменты времени равны между собой

I_{кз 1} = I₀₁ = I_? = I_? = 8,46 кА

Определяем ударный ток i_у, кА, по формуле

i_у = · I₀ · к_у, (47)

где к_у - ударный коэффициент, к_у = 1,82

i_у1 = · 8,46 · 1,82 = 21,77 кА

Определяем мощность короткого замыкания в момент отключения выключателей S_?1, МВ·А, по формуле

S_{? =} • I_?· U_ср (48)

S_?1 = • 8,46 · 115 = 1685 МВ·А

Определяем результирующее сопротивление второй точки короткого замыкания К2 Х_{рез 2}, Ом, по формуле

Х_{рез 2} = Х_и + Х_л + Х_т (49)

Х_{рез 2} = 3,78 + 2,8 + 220 = 226,58 Ом

Так как 3R_рез < Х_рез2 , то результирующее сопротивление

Z_рез = Х_{рез 2} = 226,58 Ом

Приводим результирующее сопротивление к напряжению в точке короткого замыкания по формуле (45)

Z_{рез 2}^? = 226,58 • = 2,06 Ом

Определяем ток короткого замыкания I_кз2, кА, по формуле (46)

I_кз2 = = 2,94 кА

I_{кз 2} = I₀₂ = I_?2 = I_?2 = 2,94 кА

Определяем ударный ток i_у, кА, по формуле (47)

i_у2 = · 2,94 · 1,82 = 7,57 кА

Определяем мощность короткого замыкания S_?2,МВ·А,

по формуле (48)

S_?2 = • 2,94 · 10,5 = 53,49 МВ·А

2.6 Выбор высоковольтного оборудования

Все высоковольтное оборудование выбирается по номинальному току и напряжению.

Номинальный ток - максимальный ток, при протекании которого длительное время токоведущие части не нагреваются выше допустимого.

Номинальное напряжение - максимальное напряжение, которое выдерживает изоляция аппарата длительное время.

Высоковольтное оборудование проверяется на термическую и электродинамическую устойчивость к токам короткого замыкания, а высоковольтные выключатели - на отключающую способность и мощность.

2.6.1 Выбор шин

Сечение шин выбирают по длительно допустимому току (по нагреву) и экономической целесообразности. Проверку шин производят на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

Для выбора шин по нагреву должно выполняться условие

I_{дл доп} ? I_мр , А , (50)

где I_{дл доп} - длительно допустимый ток, величина справочная, максимальный ток, при протекании которого длительное время через провод заданного сечения не происходит нагрева провода выше допустимой температуры, А ;

I_мр - максимальный расчетный ток, протекающий по линии в послеаварийном режиме, А.

I_мр = (51)

I_мр = = 485 А

По справочной литературе [4] выбираем

q = (40 х 5) мм², I_{дл доп} = 540 А

Выбранное сечение проверяем на термическую устойчивость к токам короткого замыкания

q_min = ? · I_? · , (52)

где ? - температурный коэффициент, зависит от материала ? = 11;

t_п - приведенное время короткого замыкания, с.

t_п = t_па + t_пп , (53)

где t_па - время апериодической составляющей тока короткого замыкания, с.

t_па = 0,005 · (?'')², (54)

где ?'' - температурный коэффициент теплоемкости

?'' = = 1

t_па = 0,005 · 1² = 0,005 с

t_п = 0,005 + 0,5 = 0,505 с

q_min = 11 · 8,46 · = 66,1 мм²

q = (40 х 5) > q_min = 66,1 мм², поэтому выбираем сечение шин

q = (40?5) мм².

Проверяем шины на механическую прочность

?_расч ? ?_доп , МПа, (55)

где ?_доп - допустимое механическое напряжение, МПа

?_доп = 40 МПа;

?_расч - расчетное механическое напряжение, определяется по формуле, МПа

?_расч = , (56)

где F_расч - расчетное усилие динамического воздействия тока короткого замыкания, определяется по формуле, Н.

F_расч = 1,76 • 10^-7 · i_у² · , (57)

где - длина пролета между изоляторами, = 1 м;

а - расстояние между фазами, а = 0,45 м;

W - момент сопротивления шины, определяется по формуле

W = , мм³ , (58)

где h - ширина (высота) одной шины, мм;

b - толщина одной полосы, мм.

W = = 1333 мм³ = 1,333 • 10^-6 м³

F_расч = 1,76 • 10^-7 · (21,77 • 10³)² · = 185,4 Н

?_расч = = 97 МПа > 40 мПа

Выбранное сечение шин не удовлетворяет условию электродинамической устойчивости.

Принимаем шины сечением q = (60?6) мм², I_{дл доп} = 870 А

W = = 3600 мм³ = 3,6 • 10^-6 м³

?_расч = = 36 МПа < 40 мПа

Выбранное сечение шин удовлетворяет условию электродинамической устойчивости.

Окончательно выбираем шины алюминиевые сечением

q = (60?6) мм², I_дл.доп = 870 А

2.6.2 Выбор опорных изоляторов

Изоляторы выбираются по номинальному напряжению и проверяют на разрушающее воздействие от ударного тока короткого замыкания. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Каталожные данные и результаты расчетов

Тип	Условия выбора	Каталожные данные	Расчетные данные
ИО-10-3,75 У3	Uном ? Uуст Fдоп ? Fрасч	Uном = 10 кВ Fдоп = 3,75 кН	Uуст = 10 кВ Fрасч = 185,4 Н

F_доп = 0,6 · F_разр , Н, (59)

где F_доп - допустимое усилие, Н;

F_разр - разрушающее усилие, Н, F_разр = 3,75 кН = 3750 Н.

F_доп = 0,6 · 3750 = 2250 Н

2.6.3 Выбор высоковольтных выключателей

Выключатели выбирают по номинальному току, напряжению, типу, роду установки и проверяют по электродинамической, термической стойкости и отключающей способности в режиме КЗ.

Выбираем выключатели вакуумные на напряжение 110 и 10 кВ. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблицах 5 и 6.

Таблица 5 - Каталожные данные и результаты расчетов на 110 кВ

Тип	Условия выбора	Каталожные данные	Расчетные данные
ВБЭ-110	Iном ? Iмр Uном ? Uуст Iном тс ? I? Iм ? iу Iн отк ? I? Sном ? S?	Iном = 1250 А Uном = 110 кВ Iн отк = 20 кА	Iмр = 44,3 А Uуст = 110 кВ I? = 8,46 кА tп = 0,505 c iу = 21,77 кА I? = 8,46 кА S? = 1685 МВ·А

Расчетный ток, протекающий по линии в нормальном режиме

I_р110 = = 31,6 А

С учетом возможной перегрузки трансформаторов

I_мр110 = = 44,3 А

Таблица 6 - Каталожные данные и результаты расчетов на 10 кВ

Тип	Условия выбора	Каталожныеданные	Расчетные данные
ВБКЭ-10	Iном ? Iмр Uном ? Uуст Iном тс ? I? Iм ? iу Iн отк ? I? Sном ? S?	Iном = 630 А Uном = 10 кВ Iтс = 20 кА Iн отк = 20 кА Iм = 52 кА	Iмр = 485 А Uуст = 10 кВ I? = 2,94 кА tп = 0,505 c iу = 7,57 кА I? = 2,94 кА S? = 53,49 МВ·А

Расчетный ток, протекающий по линии в нормальном режиме

I_р10 = = 346,4 А

С учетом возможной перегрузки трансформаторов

I_мр10 = = 485 А

2.6.4 Выбор трансформатора тока

Трансформатор тока выбираем по номинальному первичному току, номинальному напряжению, нагрузке вторичной цепи, обеспечивающей погрешность в пределах паспортного класса точности. Трансформаторы тока проверяют на внутреннюю и внешнюю электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблице 7.

Определяем кратность динамической устойчивости к_дин по формуле

к_дин = (60)

к_дин = = 8,9

Определяем кратность термической устойчивости к_ту по формуле

к_ту = I_ном , (61)

где t_ту - время термической устойчивости, с

t_ту = 1 с;

I_ном = 0,6 кА

к_ту = 0,6 · = 0,43

Таблица 7 - Каталожные данные и результаты расчетов

Тип	Условия выбора	Каталожные данные	Результаты расчетов
ТПОЛ-10У3	Iном ? Iмр Uном ? Uуст кдин ? кту ? Iном Z2доп ? Z2	Iном = 600 А Uном = 10 кВ кдин = 81 кту = 32 Z2доп = 0,6 Ом	Iмр = 485 А Uуст = 10 кВ iу = 7,57 кА кдин = 8,9 кту = 0,43 Z2 = 0,27 Ом

Произведем расчет мощности электроприборов, подключаемых через трансформатор тока. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Данные электроприборов

Наименование и тип прибора	фаза А	фаза В	фаза С
Амперметр Счетчик активной и реактивной энергии	0,1 2,5	0,1 -	0,1 2,5
Итого	2,6	0,1	2,6

Определим допустимую вторичную нагрузку Z₂, Ом, по формуле

Z₂ = R_приб + R_пров + R_конт , (62)

где R_приб - сопротивление приборов, Ом;

R_пров - сопротивление соединительных проводов, Ом;

R_конт - переходное сопротивление контактов, Ом

R_конт = 0,1 Ом

R_приб = , Ом, (63)

где S_приб - мощность, потребляемая приборами, Вт;

I_{2 ном} - номинальный вторичный ток трансформатора тока, А,

I_{2 ном} = 5 А.

R_пров = ? , Ом, (64)

где ? - удельное сопротивление проводов,

? = 0,029 ;

- длина проводов, м, = 10 м;

q - сечение проводов, мм², q = 4 мм².

R_приб = = 0,1 Ом

R_пров = 0,029 · = 0,07 Ом

Z₂ = 0,07 + 0,1 + 0,1 = 0,27 Ом

2.6.5 Выбор трансформатора напряжения

Трансформатор напряжения выбираем по номинальному напряжению первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток. Соответствие классу точности проверяется сопоставлением номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключенных приборов. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Каталожные данные и результаты расчетов

Тип	Условия выбора	Каталожные данные	Результаты расчетов
НТМИ-10	Uном ? Uуст Sдоп ? Sрасч	Uном = 10 кВ S2 доп = 120 В·А	Uуст = 10 кВ Sприб = 28 В·А

Таблица 10 - Данные приборов

Тип прибора	Р, Вт	Q, вар
Вольтметр Э-335 Ваттметр Д-335 Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии	2 3 4 6	- - 9,7 14,5
Итого	15	24,2

Определим мощность приборов S_приб , В·А, по формуле

S_приб = , (65)

где Р - суммарная активная мощность приборов, Вт;

Q - суммарная реактивная мощность приборов, вар.

S_приб = = 28 В·А

2.7 Релейная защита

Релейная защита - совокупность специальных защитных устройств, контролирующих состояние всех элементов системы электроснабжения и реагирующих на возникновение повреждений или ненормального режима работы системы.

При повреждении релейная защита выявляет поврежденный участок и отключает его, воздействуя на коммутационные аппараты. К релейной защите предъявляют следующие основные требования: избирательность (селективность) действия; быстродействие; надежность действия и чувствительность.

В качестве защиты силовых трансформаторов от повреждений применяются токовая отсечка, дифференциальная и газовая защиты. Защита от внешних КЗ осуществляется при помощи максимальной токовой защиты, максимальной защиты с блокировкой минимального напряжения. Защита от перегрузки выполняется реагирующей на ток.

Принимаем к установке следующие виды защит:

- токовую отсечку от междуфазных КЗ, выполненную по схеме неполной звезды с двумя реле;

- максимальную токовую защиту с пуском по напряжению, выполненную по схеме неполной звезды с двумя реле;

- защиту от перегруза, выполненную на одном реле.

Защиты установлены на стороне 110 кВ.

Определяем номинальный ток трансформатора на высшем напряжении I_{ном вн}, А, по формуле

I_{ном вн} = (66)

I_{ном вн} = = 31,6 А

Выбираем коэффициент трансформации К_т

К _т = = 200

Определяем ток срабатывания отсечки I_сз , А, по формуле

I_сз = К_н · I_{кз вн}' , (67)

где К_н коэффициент надежности, К_н = 1,3 для реле РТ-40;

I_{кз вн}' - ток трехфазного короткого замыкания за трансформатором, приведенный к высшему напряжению трансформатора, А, определяется по формуле

I_{кз вн}' = I_{кз 2} (68)

I_{кз вн}' = 2940 • = 268 А

I_сз = 1,3 · 268 = 348,4 А

Определяем ток срабатывания реле I_ср, А, по формуле

I_ср = , (69)

где К_сх - коэффициент схемы, К_сх = 1

I_ср = = 1,74 А

Принимаем реле РТ-40/6; I_сраб = (1,5 ? 6) А

Определяем коэффициент чувствительности отсечки К_ч по

формуле

К_ч = , (70)

где I_{кз вн} - ток двухфазного КЗ перед трансформатором, А

К_ч = = 21,3 >> 2

Чувствительность токовой отсечки достаточна, поэтому дифференциальная защита не устанавливается.

Определяем ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению I_сз, А, по формуле

I_сз = I_{раб макс}, (71)

где К_н - коэффициент надежности, К_н = 1,2; К_в - коэффициент возврата, К_в = 0,85; I_{раб макс} - максимальный ток трансформатора на высшей стороне, А, определяем по формуле

I_{раб макс} = (72)

I_{раб макс} = = 44,3 А

I_сз = · 44,3 = 62,5 А

Определяем ток срабатывания реле РТ-40 I_ср по формуле (69)

I_ср = = 0,31 А

Принимаем реле РТ-40/0,6; I_сраб = (0,15 ? 0,6) А

Определяем напряжение срабатывания реле минимального напряжения U_сз, кВ, по формуле

U_сз = , (73)

где U_ост - минимальное остаточное напряжение в месте установки пускового органа напряжение в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ

U_ост = 0,7U_ном;

К_в - коэффициент возврата, К_в = 1,2 для реле РН-50;

К_н - коэффициент надежности, К_н = 1,1.

КА1-КА5 - реле тока; KL1-KL3 - промежуточное реле; КТ1,КТ2 - фильтр времени; КН2-КН4 - реле указательное; KSG - газовое реле; KVZ - фильтр реле напряжения; KV1 - реле минимального напряжения

Рисунок 3 - Схема релейной защиты трансформатора

U_сз = = 58 кВ

Принимаем реле РН 53/60; U_сраб = (15 ? 60) В

Определяем ток срабатывания защиты от перегрузки I_сз ,А, по формуле

I_сз = I_{ном т} , (74)

где К_н - коэффициент надежности, К_н = 1,05;

К_в - коэффициент возврата, К_в = 0,85.

I_сз = · 31,6 = 39 А

Определяем ток срабатывания реле РТ-40 I_ср по формуле (69)

I_{с р} = = 0,195 А

Принимаем реле РТ-40/0,6; I_сраб = (0,15 ? 0,6) А

Схема релейной защиты представлена на рисунке 3.

2.8 Конструктивное выполнение подстанции

Любая подстанция состоит из распределительных устройств высокого и низкого напряжения, силовых трансформаторов.

Распределительным устройством (РУ) называется электрическая установка, служащая для приема и распределении электроэнергии.

Для энергетической системы распределительное устройство является узлом сети, оборудованным электрическими аппаратами и защитными устройствами.

По существу РУ - это конструктивное выполнение принятой электрической схемы, т.е. расстановка электрических аппаратов внутри помещений или на открытом воздухе с соединениями между ними голыми (редко изолированными) шинами или проводами строго в соответствии с электрической схемой.

Каждое РУ состоит из подходящих и отходящих присоединений, которые связаны между собой сборными шинами, перемычками, кольцевыми и многоугольными соединениями, с размещением различного числа выключателей, разъединителей, реакторов, измерительных трансформаторов и прочих электрических аппаратов, обусловленных принятой схемой.