Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Краткая характеристика завода
• 2. Выбор источника питания и величины применяемых напряжений
• 2.1 Выбор напряжения питающей и распределительной сети
• 3. Определение электрических нагрузок завода
• 4. Расчет места расположения гпп, рп, тп. картограмма электрических нагрузок
• 5. Выбор числа и мощности трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности
• 6. Выбор схемы и конструктивного исполнения распределительной сети
• 7. Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения
• 7.1 Единовременные капитальные вложения
• 7.1.1 Капитальные вложения на строительство кабельных линий. Капитальные затраты на кабельные линии определяются по формуле:
• 7.1.2 Капитальные вложения на строительство подстанций. Капитальные затраты на подстанций определяются по формуле:
• 7.1.3 Суммарные капитальные вложения по вариантам. Капиталовложения при проектировании электрической сети определяются:
• 8. Расчет токов короткого замыкания
• 9. Выбор и проверка оборудования и токоведущих частей на главной понизительной и цеховой подстанции
• 9.1 Открытое распределительное устройство 110 кВ
• 9.1.1 Выбор выключателей и разъединителей
• 9.1.2 Выбор аппаратов в нейтрали трансформаторов
• 9.1.3 Выбор трансформаторов тока
• 9.1.4 Выбор ограничителей перенапряжения
• 9.2 Закрытое распределительное устройство 10 кВ
• 9.2.1 Выбор типа и конструкции РУ 10 кВ.
• 9.2.2 Выбор и проверка шинного моста
• 9.2.3 Проверка кабельных линий на термическую стойкость
• 9.2.4 Выбор выключателей 10 Кв
• 9.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 9.2.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока
• 9.2.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения
• 9.3 Выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ
• 10. Релейная защита и автоматика
• 10.1 Объем релейной защиты трансформатора согласно ПУЭ
• 10.2 Максимальная токовая защита и токовая отсечка понижающего трансформатора 10/0,4 кВ
• 10.3 Ненаправленная защита от однофазных замыканий на землю по основной гармонике в сетях с изолированной нейтралью
• 11. Электробезопасность
• 11.1 Производственная санитария
• 11.2 Электробезопасность
• 12. Экономическая часть
• 12.1 Определение капиталовложений на сооружение сети
• 12.2 Расчет затрат на эксплуатацию оборудования
• 12.3 Расчет экономического эффекта и срока окупаемости
• Список использованной литературы

Введение

Выпускная квалифицированная работа является заключительным этапом обучения студента в вузе. Оно позволяет наряду с систематизацией и закреплением теоретических знаний, полученных в процессе обучения, всесторонне расширить и углубить их в процессе проектирования системы электроснабжения предприятия, соответствующего специальности будущего инженера-электрика.

Темой выпускной квалифицированной работы является "Электроснабжение завода по производству полиолефинов".

Целью данного дипломного проекта является разработка схемы электроснабжения производства, выбор его параметров, оборудования. На основании расчетов выполнения требуемой части графических работ.

В системе цехового распределения электроэнергии настоящим проектом предусмотрено широкое использование комплектных распределительных устройств и подстанций, что обеспечивает гибкую, экономичную и надежную систему распределения электроэнергии. При этом широко используются современные системы автоматики, микропроцессорные и надежные устройства защиты элементов системы электроснабжения и источников питания.

Исходя из требований времени и современного состояния электроэнергетики, данный дипломный проект предназначен для решения конкретных задач в области энергоэффективности, энергосбережения и бережливого производства в проектируемом предприятии.

Актуальность данного дипломного проектирования продиктовано проблемами уменьшения издержек за счет повышения надежности внутризаводской системы электроснабжения и уменьшения потерь электроэнергии.

Задачи данного дипломного проекта исходят от поставленных целей, т.е. разработка схемы электроснабжения завода:

определение расчетных нагрузок производства;

построение картограммы нагрузок на генеральном плане производства и определение центра энергетических нагрузок;

определение оптимальной схемы электроснабжения производства, путем сравнения вариантов схем электроснабжения;

выбор оборудования для принятого варианта схемы электроснабжения;

разработка вопроса повышения энергоэффективности производства и рассмотрение вопросов энергосбережения на проектируемом производстве.

1. Краткая характеристика завода

Одной из самых характерных особенностей современного этапа развития народного хозяйства является его всесторонняя химизация, представляющая собой более широкое использование в ведущих отраслях промышленности и сельского хозяйства химических продуктов и материалов. Среди химических продуктов полиолефины занимают важное место, так как обладают разнообразными физико-механическими свойствами и особенностями.

Пластическими массами называют такие материалы, которые содержат в качестве основного компонента синтетический полимер. Полиолефины представляют собой самый распространенный тип полимеров, получаемых реакциями полимеризации и сополимеризации этилена и аолефинов (пропилена, бутилена, 4-метил-пептена). Наиболее распространенными среди полиолефинов являются полиэтилен (ПЭ), производимый при высоком (ПЭВД), среднем (ПЭСД) и низком (ПЭНД) давлении, и полипропилен. Самым дешевым из полиолефинов является ПЭВД (ПЭ низкой плотности). Доля его в общем объеме производства полиолефинов составляет 75-78%. Полиэтилен высокой плотности (ПЭВП), обладающий более высокими, чем ПЭ низкой плотности (ПЭНП), физико-механическими свойствами, получают при низком и среднем давлении.

Основу производства ПЭВД в ближайшее время будут составлять агрегаты единичной мощности 50-60 тыс. т/год с трубчатым реактором при рабочем давлении до 300 МПа. В дальнейшем будут созданы технологические линии единичной мощности 100-150 тыс. т/год.

Полиэтилен низкой плотности (920-930 кг/м³) получают полимеризацией этилена в массе непрерывным методом при давлении 150-300 МПа и температуре 240-280 ⁰С в присутствии инициаторов радикального типа. Этилен получают из продуктов переработки нефти, чаще всего термическим разложением смеси этана и пропана при 800 ⁰С в трубчатых печах. Наряду с этиленом образуются также пропилен, бутилен, бутадиен, ацетилен и другие газы.

В промышленности наиболее распространен непрерывный метод полимеризации этилена в трубчатом реакторе змеевикового типа или в автоклаве. Технологический процесс включает следующие основные стадии: смешение этилена с инициатором и возвратным газом, полимеризация этилена, отделение непрореагировавшего этилена от полиэтилена, гранулирование и выгрузка ПЭ (рисунок 1.1).

Свежий этилен чистоты не менее 99,9% из хранилища под давлением 0,8-1,2 МПа и возвратный этилен из отделителя низкого давления 8 поступают в смеситель 2, в котором смешиваются с инициатором - кислородом (до 0,002-0,006%), а затем в многоступенчатый компрессор первого каскада 3. Этилен, сжатый до 25-30 МПа, смешивается в смесителе с возвратным этиленом из отделителя высокого давления и с температурой 40-45 ⁰С направляется в компрессор второго каскада 5. Этилен, сжатый до 150-300 МПа, с температурой 70-75 ⁰С поступает в трубчатый реактор 6. Он может быть введен как в первую, так и последующие зоны реактора. В реакторе происходит: полимеризация части этилена (на 10-12%) при 180-280 ⁰С. Смесь расплавленного ПЭ и этилена с температурой 260-280 ⁰С поступает в отделитель высокого давления 7, в котором снижают давление до 25 МПа. При этом часть непрореагировавшего этилена отделяется от ПЭ и направляется через циклон 10, холодильник 11 и фильтр 12 на смешение со свежим этиленом.

ПЭ в виде расплава из нижней части отделителя 7 поступает в отделитель низкого давления 8, в котором снижают давление до 0,13-0,18 МПа. Непрореагировавший этилен возвращается в цикл после последовательного прохождения циклона 13, холодильника 14, фильтра 15 и компрессора для сжатия до 0,8-1,2 МПа. Расплавленный ПЭ поступает в экструдер-гранулятор 9, продавливается через фильеры, режется вращающимся ножом и затем в виде гранул, охлажденных водой и подсушенных на вибрационном сите, передается в отделение для переработки. В ПЭ при дальнейшей переработке вводят специальные добавки: термостабилизаторы, антиоксиданты, красители, пигменты. Трубчатый реактор состоит из прямых отрезков труб, соединенных последовательно друг с другом и снабженных рубашками.

Рисунок 1.1 - Схема производства полиэтилена (полиолефина) низкой плотности при высоком давлении под влиянием инициатора - кислорода

Все полиолефины по технологическому процессу получают после сушки в виде порошков. Исключением является ПЭВД, который выпускается сразу в виде гранул, Но как порошок, так и первичные гранулы не являются продукцией, пригодной для изготовления изделий. Все они подвергаются окончательной обработке, состоящей в получении однородных крупных партий, смешении со стабилизаторами, красителями, пигментами и другими добавками, гранулировании и упаковке.

В таблице 1.1 представлен состав производственных и вспомогательных цехов завода.

Таблица 1.1. Состав производственных и вспомогательных цехов

№п. п.	Наименование подразделения	Руст, кВт	Категория по надежности электроснабжения	Характеристика среды
1	Полимеризация	3200	I	Пожароопасная
2	Резервуарный парк	1,2	III	Пожароопасная
3	Арматурная	0,8	III	Пожароопасная
4	Экструзия (10 кВ)	5700	II	Пожароопасная
5	Операторная	2	I	Нормальная
6	Электрическая подстанция	1000	III	Пожароопасная
7	Силоса	250	III	Пожароопасная
8	Лаборатория	3,8	III	Нормальная
9	Водяной бассейн	4,5	III	Нормальная
10	Отделение расфасовки	2,6	III	Пожароопасная
11	Хранилище топлива	1,5	II	Взрывоопасная
12	Склад готовой продукции	7,8	III	Пожароопасная
13	Склад химических добавок	3,2	III	Пожароопасная
14	Факел	0,3	II	Пожароопасная
15	Воздушный компрессор	30	I	Нормальная
16	Склад сжиженных газов	4	II	Взрывоопасная
17	Насосная сжиженных газов	10	I	Взрывоопасная
18	Насосная пожаротушения	4,5	I	Нормальная
19	Водяной резервуар	3,5	III	Нормальная
20	Насосная оборотной воды	3,4	I	Нормальная
21	Градирня	5,4	III	Нормальная
22	Здание управления	3,6	III	Нормальная
23	Печь для сжигания отходов	75	I	Пожароопасная
24	Блок испарения	4,5	II	Пожароопасная

2. Выбор источника питания и величины применяемых напряжений

2.1 Выбор напряжения питающей и распределительной сети

Выбор величин напряжений производится в соответствии с рекомендациями Правил устройства электроустановок, а также исходя из номинальных напряжений основного оборудования расчетной мощности предприятия.

Присоединение завода к энергосистеме возможно осуществить от подстанции находящейся на небольшом удалении (1,8 км), на ней имеется возможность подключения к шинам 110 кВ от ВЛ с проводником АС-70 (согласно заданию на проект). Рассматриваемое предприятие имеет большую мощность, поэтому для его электроснабжения наиболее целесообразно применить напряжение 110 кВ. Высокое номинальное напряжение и отсутствие промежуточных трансформаций значительно сокращают потери электроэнергии в системе электроснабжения.

Для питающих и распределительных сетей рационально использовать напряжение 10 кВ являющееся более экономичным по сравнению с напряжением 6 кВ. Напряжение 6 кВ допускается применять только в тех случаях, если на предприятии преобладают электроприемники с номинальным напряжением 6 кВ. Напряжение распределительных линий для проектируемого предприятия принимаем 10 кВ

2.2 Выбор напряжения для силовой и осветительной сети

Основными электроприемниками завода являются электродвигатели переменного тока небольшой мощности, поэтому важное значение для них имеет правильный выбор питающего напряжения.

Для проектируемого завода используется напряжение 380/220 В с промышленной частотой 50 Гц и глухозаземленной нейтралью источника, так как указанный уровень напряжения удовлетворяет основным условиям питания потребителей завода, а именно:

1) приемлемый уровень потерь электроэнергии и расхода цветного металла;

2) возможности совместного питания от общих трансформаторов силовых и осветительных электроприемников;

3) сравнительно небольшая мощность электроприемников цеха;

4) сосредоточение электроприемников на небольшой площади;

5) относительно низкое напряжение между землей и фазой;

6) небольшая плотность нагрузок и маломощные цеховые трансформаторы.

электроснабжение параметр оборудование нагрузка

3. Определение электрических нагрузок завода

Знание электрических нагрузок необходимо для выбора и проверки проводников (шин, кабелей и других) и трансформаторов по пропускной способности, а также для определения потерь электрической энергии и отклонений напряжения, выбора устройств защиты и компенсирующих устройств. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок при проектировании является основой для рационального решения всего сложного комплекса вопросов электроснабжения современного промышленного предприятия. При проектировании системы электроснабжения необходимо также учитывать перспективы развития производства.

Будем использовать различные методы расчета электрических нагрузок:

1) Метод коэффициента спроса - по известной величине номинальной мощности и табличными данными К_С, приводимые в справочной литературе [11]:

(3.1)

(3.2)

где Р_НЦ - номинальная установленная мощность цеха, кВт; К_С - коэффициент спроса.

Например, произведем расчет силовой нагрузки цеха полимеризации: Р_нц=320 кВт; К_с=0,55; tgц=0,88:

,

.

2) Метод удельных плотностей нагрузок - по справочным данным [11] определяется удельная мощность осветительной нагрузки, определяется площадь здания, цеха:

(3.3)

(3.4)

где г_ОСВ - удельная нагрузка площади цеха, кВт/м²; F - площадь цеха, м².

Например, рассчитаем осветительную нагрузку цеха полимеризации: г_ОСВ =0,016 кВт/мІ; F=2880 мІ; tgц=0,33:

,

.

Расчет остальных цехов производится аналогично. Результаты сведены в таблицу А.1 приложения А.

Так как трансформаторы цеховых подстанций и высоковольтная сеть не рассчитаны, то приближенно потери активной и реактивной мощности в них можно определить из выражений:

, (3.5)

, (3.6)

(3.7)

где ?Р_Т, ?Q_T, ?Р_Л - потери активной и реактивной мощности в цеховых подстанциях и линиях электропередачи, кВт и кВар соответственно; S_Р^НН - расчетная мощность предприятия на шинах напряжением до 1 кВ за максимально загруженную смену.

,

,

.

Суммарные расчетная активная и реактивная мощности (Р_Р?, Q_Р?), отнесенные к шинам 6-10 кВ ГПП, определяется из выражений:

(3.8)

(3.9)

где К_{Р.М. -} коэффициент разновременности максимумов нагрузки отдельных групп электроприемников, принимаемый в пределах 0,9-0,95.

,

.

Потери мощности в трансформаторах ГПП определяются:

(3.10), , (3.11)

где - полная расчетная мощность предприятия.

,

.

Полная расчетная мощность предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП определяется:

, (3.12)

где Q_КУ - мощность компенсирующих устройств, кВар:

(3.13)

где Q_C - наибольшее значение реактивной мощности, передаваемой из сети энергосистемы в сеть предприятия в режиме наибольших активных нагрузок энергосистемы, кВар:

, (3.23)

где tgц = 0,484 - согласно заданию на дипломный проект.

,

.

Согласно проведенным расчетам полная мощность главной понизительной подстанции составляет 8187,2 кВА.

4. Расчет места расположения гпп, рп, тп. картограмма электрических нагрузок

Подстанции ГПП, ТП являются одними из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому оптимальное размещение подстанций по территории промышленного предприятия является важнейшим моментом при построении рациональных систем электроснабжения.

При проектировании систем электроснабжения предприятий различных отраслей промышленности, разрабатывается генеральный план проектируемого объекта, на который наносятся все производственные цеха. Расположение цехов определяется технологическим процессом производства. На генеральном плане указываются расчётные мощности цехов и всего предприятия.

При рациональном размещении ГПП, ТП на территории промышленного предприятия технико-экономические показатели системы электроснабжения оказываются оптимальными и, следовательно, обеспечиваются минимум приведённых годовых затрат. Для определения места положения ГПП, ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещённые на генеральном плане окружности, причём площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчётным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Центр нагрузок цеха или предприятия является символическим центром потребления электрической энергии. ГПП или ТП следует располагать в ЦЭН. Это позволит снизить затраты на проводниковый материал и уменьшить потери электрической энергии. Картограмма электрических нагрузок позволяет проектировщику наглядно представить распределение нагрузок по территории промышленного предприятия.

Центр электрических нагрузок каждого цеха принимается в центре пересечения его диагоналей (таблица 4.1).

Таблица 4.1

Данные о расчетных мощностях и координатах центра цехов

Цех №	Наименование	Pр, кВт	Qр, кВар	Координата Х, м	Координата Y, м
1	2	3	4	5	6
1	Полимеризация	1806,08	1564,01	315	115
2	Резервуарный парк	2,60	1,24	347	195
3	Арматурная	1,86	0,88	301	195
4	Экструзия	3744,54	4459,05	216	115
5	Операторная	34,58	12,04	221	179
6	Электрическая подстанция	754,63	564,03	214	192
7	Силоса	202,04	286,05	179	48
8	Лаборатория	20,62	7,95	24	138
9	Водяной бассейн	3,28	2,45	317	195
10	Отделение расфасовки	13, 19	5,14	189	118
11	Хранилище топлива	6,83	3,23	341	98
12	Склад готовой продукции	111,55	40,03	147	147
13	Склад химических добавок	10,24	4,70	104	118
14	Факел	8,29	2,77	480	200
15	Воздушный компрессор	24,54	17,55	283	195
16	Склад сжиженных газов	12,60	5,92	408	98
17	Насосная сжиженных газов	19,50	9,59	400	146
18	Насосная пожаротушения	8,52	4,23	122	195
19	Водяной резервуар	6,13	3,12	400	200
20	Насосная оборотной воды	5,05	2,74	400	187
21	Градирня	8,75	4,59	387	101
22	Здание управления	29,70	10,94	40	40
23	Печь для сжигания отходов	65,14	20,93	312	165
24	Блок испарения	18,98	7,68	454	107

Центр электрических нагрузок по полной мощности можно определить по следующему выражению:

, (4.1)

, (4.2)

где Х_Р,Y_Р - координаты центра электрических нагрузок, м; Х_i,Y_i - координаты центра i-го цеха, м; S_Pi - расчетная полная мощность i-го цеха.

После расчетов Х_Р = 239,5 м,Y_Р =121 м. Место расположения трансформаторной подстанции выбирается исходя из следующих условий:

1) наибольшее приближение к центру нагрузок;

2) предпочтительно с некоторым смещением в сторону источника питания;

3) минимум занимаемой площади;

4) не создание помех производственному процессу;

5) максимальное выполнение требований техники безопасности;

6) выполнение требований архитектуры.

С целью определения места расположения ГПП, РП, ТП при проектировании строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещенные на генплане предприятия или цеха окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам:

1) наносятся на генплан центры электрических нагрузок каждого цеха;

2) определяется масштаб активных и реактивных (m_a) нагрузок, исходя из масштаба генплана.

Принимается для наименьшей нагрузки (цех №3) радиус R_a3=1,82 м, тогда принимаемый масштаб для активной и реактивной мощности определяется из выражения:

(4.3)

.

Принимается для остальных цехов m_a=0,250 кВт/м², m_р=0,250 кВар/м².

3) определяются радиусы кругов активной и реактивной мощности для цеха полимеризации:

(4.4), (4.5)

.

Полученные радиусы наносим на генплан предприятия. Радиусы кругов активной и реактивной мощности остальных цехов определяются аналогично.

Результаты расчетов остальных цехов сведены в таблицу 4.2.

4) осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга, изображающего нагрузку до 1 кВ, угол сектора (б) определяется из соотношения активных расчетных (Р_Р) и осветительных нагрузок (Р_РО) цехов.

(4.6)

Произведем расчет для цеха полимеризации:

Результаты расчетов остальных цехов сведены в таблицу 4.2.

При выборе схемы электроснабжения предприятия существенную помощь оказывает картограмма нагрузок. По картограмме легко определить, требуется ли искать один или несколько центров нагрузок.

Правильный выбор места расположения подстанций и РП на территории предприятия позволяет составить наиболее рациональную схему электроснабжения (наименьшие длины питающих линий, соответственно меньшие потери мощности).

Таблица 4.2

Результаты расчета радиусов круговых диаграмм

Цех №	Наименование цеха	Pр, кВт	Qр, кВар	Sр, кВА	Коорд. Х, м	Коорд. Y, м
1	2	3	4	5	6	7
1	Полимеризация	1806,08	47,97	1564,01	44,64	9,18
2	Резервуарный парк	2,60	1,82	1,24	1,25	235,38
3	Арматурная	1,86	1,54	0,88	1,06	329,03
4	Экструзия	3744,54	69,07	4459,05	75,37	3,80
5	Операторная	34,58	6,64	12,04	3,92	344,38
6	Электрическая подстанция	754,63	31,00	564,03	26,80	2,21
7	Силоса	202,04	16,04	286,05	19,09	25,91
8	Лаборатория	20,62	5,13	7,95	3,18	323,51
9	Водяной бассейн	3,28	2,04	2,45	1,77	186,87
10	Отделение расфасовки	13, 19	4,10	5,14	2,56	320,97
11	Хранилище топлива	6,83	2,95	3,23	2,03	300,66
12	Склад готовой продукции	111,55	11,92	40,03	7,14	341,12
13	Склад химических добавок	10,24	3,61	4,70	2,45	275,63
14	Факел	8,29	3,25	2,77	1,88	350,22
15	Воздушный компрессор	24,54	5,59	17,55	4,73	29,93
16	Склад сжиженных газов	12,60	4,01	5,92	2,75	268,57
17	Насосная сжиженных газов	19,50	4,98	9,59	3,49	221,54
18	Насосная пожаротушения	8,52	3,29	4,23	2,32	217,31
19	Водяной резервуар	6,13	2,79	3,12	1,99	205,71
20	Насосная оборотной воды	5,05	2,54	2,74	1,87	178,22
21	Градирня	8,75	3,34	4,59	2,42	193,37
22	Здание управления	29,70	6,15	10,94	3,73	327,27
23	Печь для сжигания отходов	65,14	9,11	20,93	5,16	49,14
24	Блок испарения	18,98	4,92	7,68	3,13	295,97

Внутризаводскую сеть построена так, что часть цехов будет получать питание с шин ГПП, часть с шин двух распределительных пунктов 0,4 кВ. При сооружении ЦТП предпочтение следует отдавать комплектным трансформаторным подстанциям (КТП), полностью изготовленными на заводах-изготовителях. ГПП расположена возле центра электрических нагрузок, так как не будут созданы помехи технологическому процессу.

Рассмотрим распределение потребления электроэнергии напряжением до 1 кВ между цеховыми трансформаторами подстанции и распределительными устройствами (таблица 4.3). Распределение электроэнергии выполнено на основании картограммы электрических нагрузок по принципу разукрупнения ТП.

Таблица 4.3

Распределение эл. нагрузок по пунктам питания

№ п/п	Наименование пункта питания	Потребители электроэнергии	Место расположения пункта питания по генплану	Суммарная полная мощность пункта (0,4 кВ), кВА
1	2	3	4	5
1	ТП 1	Цех№1,4,11,16,17,21,24	Цех №1	2498,52
2	ТП 6	Цех№2,3,5,6,9,14,15, 19, 20,23	Цех №6	1102,3
3	ТП 7	Цех№7,8,10,12,13,18,22	Цех №7	525,9

5. Выбор числа и мощности трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

Выбор производится в соответствии с [3].

Однотрансформаторные цеховые подстанции применяют при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки "складского" резерва, или при резервировании, осуществляемом по перемычкам на вторичном напряжении.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании потребителей первой и второй категорий, а также при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки.

Мощность цеховых трансформаторов следует определять по среднесменной потребляемой мощности, Sсм, за наиболее нагруженную смену, а не по максимальной расчетной нагрузке [3], за исключением резкопеременного графика нагрузки:

(5.1)

где S_P - мощность цеха за наиболее загруженную смену, кВА; K_з - коэффициент загрузки трансформатора, n - число трансформаторов на подстанции. Оптимальная загрузка цеховых трансформаторов зависит от категории питаемых электроприемников, числа трансформаторов и способа резервирования.

Согласно [3] рекомендуется применять следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:

1) при преобладании нагрузок первой категории при двухтрансформаторных подстанциях Кз = 0,65-0,7;

2) при преобладании нагрузок второй категории при двухтрансформаторных подстанциях и взаимном резервировании на вторичном напряжении Кз = 0,7-0,8;

3) при преобладании нагрузок второй категории при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках 3-й категории при однотрансформаторных подстанциях Кз = 0,9-0,95.

Коэффициенты загрузки в первых двух случаях (1 и 2) установлены, исходя из необходимости взаимного резервирования при выходе из работы одного из трансформаторов и с учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе.

Общее количество и расположение подстанций определяется в соответствии с картограммы нагрузок.

На ГПП устанавливается два трансформатора, мощность каждого с учетом компенсации реактивной мощности определяется по выражению (5.1):

.

Для ГПП принимаются трансформаторы ТМН 6300/110/10.

Расчет мощности трансформатора цеховых подстанций необходимо выполнить с учетом устройств компенсации реактивной мощности.

Расчётная мощность КУ определяется по выражению:

(5.2)

где , а tgц_з=0,484 при cosц=0,9.

По справочнику выбираем стандартное значение мощности КУ на каждый трансформатор и определяем не скомпенсированную мощность:

(5.3)

где п - число батарей.

Затем находим полную мощность и по выражению (5.1) определяем мощность трансформатора цеховой подстанции:

(5.4)

Для выбора оптимального варианта схемы электроснабжения составим два варианта. Они отличаются мощностью, количеством, местоположением трансформаторных подстанций.

Расчет и выбор компенсирующего устройства и силовых трансформаторов произведем на примере ТП 1.

Определим мощность, необходимую для компенсации:

где

По справочнику [1] выбираем две конденсаторные установки АУКРМ-0,4-350-7 У3. Тогда расчетная мощность цеха с учетом компенсации:

Расчетная мощность трансформатора для потребителя I категории:

,

Принимаем к установке 2 трансформатора ТМГ 1600/10/0,4.

Расчет для остальных ТП произведен аналогично, результаты расчета сведены в таблицу А.2 (приложение А).

Технические характеристики выбранных трансформаторов представлены в таблице 5.1.

В цехе экструзии (цех №4) завода имеются высоковольтные асинхронные электродвигатели мощность 2Ч1200 кВт и 2Ч1650 кВт. Для обеспечения требуемого коэффициента мощности завода по выражению (5.2) необходимо рассчитать мощность и выбрать устройства компенсации реактивной мощности на стороне 10 кВ.

где

По справочнику [1] выбираем две конденсаторные установки 2ЧУКРМ-10,5-1350-450 У3.

Таблица 5.1

Технические характеристики трансформаторов

Тип трансформатора	Sнт, кВА	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Iхх, %	Uк, %
1	2	3	4	5	6
ТМН 6300/110/10	6300	3,9	22	0,6	11,5
ТМГ 1600/10/0,4	1600	2,6	17	1,1	6
ТМГ 1000/10/0,4	1000	1,1	9,5	1,3	6
ТМГ 400/10/0,4	400	0,6	3,85	1,9	4,5

Расчет потерь в трансформаторах. Активные потери мощности в трансформаторах ?Р_тр, кВт, определяются по формуле [4]:

(5.5)

где n - число трансформаторов; Р _хх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; Р _кз - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт; S_м - полная нагрузка ТП, кВА; S_мт - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Реактивные потери мощности в трансформаторах ?Q_тр, квар, определяются по формуле [4]:

(5.6)

где n - число трансформаторов; I _хх - ток холостого хода, А; U _кз - напряжение короткого замыкания, %.

Проводим расчёт потерь мощности в трансформаторе ТП 1:

Расчет потерь в трансформаторах ГПП произведен с учетом потерь в трансформаторах ТП.

Расчет для остальных ТП произведен аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу А.3 приложение А.

6. Выбор схемы и конструктивного исполнения распределительной сети

Распределительная сеть выполняется кабельными линиями, кабелем из сшитого полиэтилена на напряжение 10 кВ и поливинилхлорида на напряжение 0,4 кВ.

Прокладка кабельных линий производится по эстакаде, так как такой вид канализации обеспечивает хорошую защиту кабеля от механических повреждений, от воздействия агрессивных составляющих грунта, облегчает быстрый ремонт.

Для дальнейшего рассмотрения принимаются два варианта сети (рисунок 6.1 и 6.2).

Рисунок 6.1 - Вариант №1 распределительной сети (радиальная)

Рисунок 6.2 - Вариант №2 распределительной сети (радиально-магистральная)

Сечение высоковольтных кабелей выбирается по экономической плотности тока.

Для кабельных линий, прокладываемых по трассам, проходящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, выбор конструкций и сечений кабелей следует производить по участку с наиболее тяжелыми условиями.

Расчет сети варианта №1:

1) Расчетный ток определяется по формуле:

, (6.1)

где S_р - расчётная нагрузка линии с учетом потерь, кВА; U_n - фазное напряжение сети, кВ; n - число кабелей в линии.

2) Сечение жил определяются по экономической плотности тока:

, (6.2)

где - экономическая плотность тока, А/мм².

Для предприятий металлургической промышленности Тм=5000 часов [9].

Для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией с медными жилами при Тм=5000 часов =2,5 А/мм² [4].

Произведем расчёт кабеля для участка ГПП-ТП 1. Питание осуществляется по двум кабелям:

,

.

Принимаем кабель марки N2XSEY сечением кабеля 3Ч50 мм² с I_{дл. доп}=213 А (фирма SIVAX).

3) Проверка по нагреву длительно допустимым током в аварийном режиме производится в соответствии с условием:

(6.3)

где I_доп - длительно допустимый ток кабеля, А; I_ав - максимальный ток аварийного режима, А.

(6.4), , (6.5)

где К_сн - коэффициент снижение токовой нагрузки при групповой однослойной или многослойной прокладке кабеля и при их прокладке с расстоянием между ними в свету 100 мм [9]; К_ср - коэффициент, учитывающий температуру среды, отличную от расчётной [9].

,

,

.

Условие проверки выполняется. Следовательно, сечение кабеля выбрано правильно.

Расчет остальных участков сведен в таблицу А.4, А.5 приложение А.

4) При выборе сечения кабеля, линия проверяется по допустимой потери напряжения ?U_доп только если фактическая длина линии L больше её предельной длины L_пред. Ввиду незначительного расстояния между подстанциями проверка линии по допустимой потере напряжения ?U_доп не проводиться.

Потери мощности в кабельных линиях определяются по формуле:

(6.6)

где S_i - полная мощность участка, кВА; U_н - номинальное напряжение сети, кВ; R_i - активное сопротивление участка кабельной линии, Ом.

Активное сопротивление участка кабельной линии определяется:

, (6.7)

где r - удельное сопротивление провода, Ом/км; l_oi - длина участка, км.

Определяются потери мощности на участке ГПП-ТП 1:

,

Расчет потерь мощности в кабельных линиях для других участков варианта №1 и варианта №2 производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице А.6, А.7 приложение А.

7. Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

7.1 Единовременные капитальные вложения

Сравнительная экономическая эффективность капитальных вложений используется при сопоставлении вариантов хозяйственных или технических решений.

Сравнение вариантов технических решений возможно при соблюдении следующих требований к расчетам:

1) в одинаковых ценах,

2) по переменным затратам, т.е. стоимость одинаковых элементов

3) электроснабжения в сравниваемых вариантах может не участвовать,

4) варианты расчетов должны обеспечивать одинаковый производственный результат,

5) необходимо учесть меру влияния на затраты всех возможных факторов.

7.1.1 Капитальные вложения на строительство кабельных линий. Капитальные затраты на кабельные линии определяются по формуле:

, (7.2)

где

К_кл - капитальные затраты на строительство кабельных линий, которые определяются согласно смете затрат, руб.; S_каб - стоимость кабеля, руб/км; L_каб - длина кабеля, км; К_п - поправочный коэффициент, учитывающий территориально-климатические особенности региона; S_м - стоимость одной концевой кабельной муфты, руб.; N_м - количество концевых кабельных муфт, шт.; S_нак - стоимость одного кабельного наконечника, руб.; N_нак - количество кабельных наконечников, шт.; S_кан - стоимость одного кабельного канала, руб.; N_кан - количество кабельного канала, шт.; ?К_{м кл -} капитальные затраты на монтажные работы по сооружению кабельных линий, руб.

Капитальные затраты на кабельные линии для варианта 1 (таблица А.8 и А.10 приложение А):

Капитальные затраты на кабельные линии для варианта 2 (таблица А.9 и А.11 приложение А):

7.1.2 Капитальные вложения на строительство подстанций. Капитальные затраты на подстанций определяются по формуле:

, (7.3)

где

К_тп - капитальные затраты на строительство трансформаторных подстанций, которые определяются согласно смете затрат, руб.; К_ктп - стоимость комплектной трансформаторной подстанции, руб.; N_ктп - количество комплектных трансформаторных подстанций, шт.; К_{тр -} стоимость силового трансформатора, руб.; N_тр - количество силовых трансформаторов, шт.; К_яч - стоимость ячейки, руб.; N_{яч -} количество ячеек, шт.; ?К_{м тп -} капитальные затраты на монтажные работы по сооружению КТП, руб; ?К_КУ - стоимость конденсаторных установок.

Капитальные затраты на сооружение трансформаторных подстанций определяются (таблица А.12 и А.13 приложение А):

7.1.3 Суммарные капитальные вложения по вариантам. Капиталовложения при проектировании электрической сети определяются:

(7.4)

Капитальные затраты на сооружение электрической сети вариант I определяются:

Капитальные затраты на сооружение электрической сети вариант II определяются:

7.2 Расчет стоимости потерь электроэнергии

Стоимость потерь электрической энергии определяется исходя из действующих тарифов (Z) и потерь электроэнергии по формуле:

; (7.5)

где Z_э - действующие тарифы, тыс. руб., ДW - годовые потери электроэнергии в кВт. ·ч., определяемые по соответствующим формулам в зависимости от вида электрических установок.

Годовые потери электроэнергии определяются по формуле:

, (7.6)

где - годовое время максимальных потерь, час; - потери активной мощности в сети, кВт.

Годовое время максимальных потерь определяется по формуле:

(7.7)

где

- число часов использования максимальных нагрузок, час.

.

В целях более полного использования потребителем заявленной мощности применяется двухставочный тариф. Двухставочный тариф составляет 2,55 руб/кВт.

Потери мощности в трансформаторах и кабельных линиях рассчитываются ранее:

, (7.8)

где , - соответственно, потери мощности в кабельных линиях и трансформаторах, кВт.

Вариант 1

,

,

Вариант 2

,

Из технико-экономического сравнения наиболее рациональным является выбор второго варианта схемы электроснабжения, так как разница в капитальных вложениях двух вариантов сооружения электрической сети составляет 319419 руб. Разница в электрических потерях составляет 4958 руб. в год.

8. Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов короткого замыкания необходимо для:

1) выбора аппаратов, шин, изоляторов и проверки их работы при коротком замыкании.

2) выбора устройств ограничения токов короткого замыкания.

3) проектирования релейной защиты и ее настройки.

4) проектирования и расчета защитных заземлений.

В практических расчетах токов короткого замыкания существуют следующие допущения:

1. Считается, что трехфазная система симметрична.

2. Не учитываются переходные сопротивления в точке короткого замыкания, то есть короткое замыкание считается глухим.

3. Принимается, что в течение всего процесса короткого замыкания ЭДС всех генераторов системы совпадает по фазе.

4. Не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянные, не зависящие от тока, индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи.

5. Намагничивающими токами силовых трансформаторов пренебрегают.

6. Не учитываются емкости всех элементов цепи.

Расчет токов короткого замыкания проведен для нескольких точек (рисунок 8.1):

1) точка К-1 за выключателем на высшей стороне ГПП;

2) точка К-2 на шинах ГПП;

3) точка К-3 за выключателем на высшей стороне ТП;

4) точка К-4 на шинах ТП;

Принимаем следующие базисные условия: базисная мощность S_б=6,3 МВА; базисное напряжение U_б1=115 кВ.

Тогда базисное напряжение (кВ) остальных ступеней можно определить по выражению, кВ:

, (8.1)

Базисные напряжения:

,

.

Рис. 8.1 - Точки определения тока короткого замыкания в сети

Базисный ток на трех ступенях напряжения определяется по выражению, кА:

. (8.2)

Базисные токи:

,

,

.

Расчет в относительных единицах при базисных условиях сопротивлений элементов системы электроснабжения.

Сопротивления воздушной линии 110 кВ:

, (8.3)

. (8.4)

где r₀=0,422 Ом/км, x₀=0,432 Ом/км - сопротивления 1 км длины воздушной линии АС-70 по [4]; l - длина воздушной линии, км.

Сопротивление трансформатора ГПП:

(8.5), . (8.6)

,

Сопротивление кабеля от ГПП до ТП 1:

, (8.7)

. (8.8)

где R_К, Х_К - активное и индуктивное сопротивление кабельной линии, Ом.

,

Сопротивление трансформатора ТП:

(8.9)

. (8.10)

Расчет К.З. в точке К-1

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

, (8.11)

(8.12)

где - индуктивное сопротивление энергосистемы (при S_КЗ=1500 МВА).

,

Полное сопротивление до точки КЗ:

(8.13), .

Ток К. З.:

, (8.14)

где - ЭДС энергосистемы.

Определим ударный ток КЗ в точке К-1.

Ударный коэффициент:

, (8.15)

где , тогда

Ударный ток КЗ, кА:

(8.16)

Расчет К.З. в точке К-2

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

, (8.17), (8.18)

Полное сопротивление до точки КЗ:

Ток К. З.:

Определим ударный ток КЗ в точке К-3.

Ударный коэффициент:

, тогда .

Ударный ток КЗ, кА:

Расчет КЗ в точке К-3.

Для точки К-3 пример расчета рассмотрен для линии ГПП-ТП 1.

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

, (8.19), (8.20)

Полное сопротивление до точки КЗ:

Ток КЗ.:

Определим ударный ток КЗ в точке К-3.

, тогда

Ударный ток КЗ, кА:

Для точки К-4 пример расчета рассмотрен для линии ГПП-ТП 1.

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

, (8.21)

(8.22)

Полное сопротивление до точки КЗ:

Ток КЗ:

Определим ударный ток КЗ в точке К-4.

Ударный коэффициент:

, тогда

Ударный ток КЗ, кА:

Расчет для остальных подстанций аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу А.14 приложение А.

Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса B_k, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания).

, (8.23)

где I_пф - значение периодической составляющей тока короткого замыкания при t = ф; ф - расчетное время; T_a - постоянная времени цепи короткого замыкания. Расчетное время определяется [3]:

, (8.24)

где t_рс - время срабатывания релейной защиты (не более 0,1 с); t_св - собственное время отключения выключателя (по каталогу), для современных выключателей оно не превышает 0,1 с; n - количество ступеней селективности; - продолжительность ступени селективности.

.

Определяем величину теплового импульса B_k:

Для ячейки ввода:

.

Для ячейки секционирования:

.

Для ячейки отходящих линий:

.

Расчет для остальных подстанций аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу А.14 приложение А.

9. Выбор и проверка оборудования и токоведущих частей на главной понизительной и цеховой подстанции

9.1 Открытое распределительное устройство 110 кВ

9.1.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выше 1000В, предназначенные для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также работы в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц.

Выключатели выбираются по:

1) назначению и роду установки;

2) по конструктивному исполнению;

3) по номинальному напряжению установки:

,

где - номинальное напряжение установки, кВ.

4) по длительному току:

,

где - расчетный ток, выбирается из наиболее неблагоприятного эксплуатационного режима, А;

5) по отключающей способности:

,

где - предельный сквозной ток (действующее значение периодической составляющей), кА.

Выключатели необходимо проверять на:

1) электродинамическую стойкость:

,

где - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока), кА.

2) термическую стойкость:

,

где - тепловой импульс тока короткого замыкания по расчету, кА²·с; - предельный ток термической стойкости по каталогу, кА; - длительность протекания этого тока, с.

Выбирается элегазовый выключатель: ВГТ-110-40/3150 У1 [5].

Выбор разъединителей производится: по напряжению установки, по току, по конструкции и роду установки. Их проверяют по электродинамической и термической стойкости. Выбирается разъединитель: РПД-110. Результаты проверки указанных аппаратов сведены в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 Таблица по выбору высоковольтных аппаратов

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные
		Выключатели	Разъединители
, кВ	110	110	110
, А	43,02	315	1250
, кА	6,907	40	-
, кА	17,347	102	64
, кА2с	93,98	4800	1875

Выбранные аппараты по условиям проверки проходят.

9.1.2 Выбор аппаратов в нейтрали трансформаторов

В установках 110 кВ в нейтрали трансформатора предусматривается заземлитель нейтрали ЗОН - 110М - УХЛ1 [9] и ограничитель перенапряжений для нейтралей трансформаторов, типа ОПНН-П-110УХЛ1 [9] предназначенный для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений с полимерной изоляцией.

Таблица 9.2

Данные заземлителя ЗОН

Тип	Тип привода	Uн, кВ	Umax. раб, кВ	Iном., А
ЗОН - 110М - УХЛ1	ПРН - 11 УХЛ1	110	126	400

Таблица 9.3

Характеристики ограничителей перенапряжения

Тип	Uн, кВ	Uдоп, кВ
ОПНН-П-110УХЛ1	110	56

9.1.3 Выбор трансформаторов тока

Принимается элегазовый трансформатор тока: ТРГ-110.

Таблица 9.4

Выбор трансформаторов тока

Условия выбора	Расчетные данные сети	ТРГ-1105
, кВ	110	110
, А	43,02	100
, кА	17,347	102
, кА2с	93,98	1600

Выбранные трансформаторы тока по условиям проверки проходят.

9.1.4 Выбор ограничителей перенапряжения

ОПН предназначены для защиты электрооборудования и изоляции от атмосферных и внутренних перенапряжений. В сетях, работающих с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостного тока замыкания на землю. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН (U_нр) выбирается не меньшим, чем рабочее напряжение электрооборудования для данного класса напряжения.

Таблица 9.5

Характеристики ограничителей перенапряжения

Тип	Uн, кВ	Uдоп, кВ	Uост. ком., кВ	Iр, А
ОПН-110	110	73	180	280

9.2 Закрытое распределительное устройство 10 кВ

9.2.1 Выбор типа и конструкции РУ 10 кВ.

Таблица 9.6

Основные технические данные КРУ серии СЭЩ-61М

Параметр	Значение
Номинальное напряжение, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12,0
Номинальный ток сборных шин, А	100-3150
Номинальный ток главных цепей, А	630-3150
Номинальный ток отключения выключателей, встроенных в КРУ, типа ВБЧЭ-10-40/630-1600 УЗ, кА.	40
Термическая стойкость трехсекундная, кА	20
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей шкафов КРУ, кА	51
Тип трансформатора тока	ТОЛ-СЭЩ
Тип трансформатора напряжения	НАМИ
Тип трансформатора тока нулевой последовательности	ТЗЛМ
Тип трансформатора собственных нужд	ТСКС
Тип ограничителя перенапряжения	ОПНн-10/29 У3

9.2.2 Выбор и проверка шинного моста

Шинный мост - это соединение трансформатора с распределительным устройством низкого напряжения (РУ НН). Шинный мост выбирается по экономической плотности тока.

, (9.1)

где

U_нн - напряжение на низкой стороне, кВ,

,

, (9.2), .

По [9] принимаются медные шины прямоугольного сечения марки ШМТВ мм, А, , см².

Выбранные шины проверяют по длительно-допустимому току:

, (9.3)

,

.

Выбранные шины проходят по длительно допустимому току.

Проверка на электродинамическую стойкость:

Проверка шинного моста на изгиб.

При механическом расчете однополосных шин наибольшая сила (F), Н, действующая на шину средней фазы (при расположении шин в одной плоскости), определяется при трехфазном коротком замыкании по формуле:

(9.4)

где i_уд - ударный ток при трехфазном коротком замыкании, кА, l - длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м; (рекомендуется l = 1 - 1,5 м), а - расстояние между фазами, м; (рекомендуется а = 0,6 - 0,8 м).

,

Сила F создает изгибающий момент (М), при расчете которого шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах.

, (9.5),

,

Напряжение в материале шин у_расч, (МПа), возникающее при воздействии изгибающего момента:

, (9.6)

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см³.

, (9.7)

,

,

Шины механически прочны если выполняется условие:

, (9.8)

где - предел прочности на разрыв материала шин, МПа (для медных шин =250 МПа) [8]. .

Условие проверки на электродинамическую стойкость выполняется.

Проверка по термической стойкости.

Минимальное сечение, отвечающее термической стойкости:

, (9.9)

где - тепловой импульс, кА²·с; с - постоянная для медных шин с=140,

.

(9.10)

.

Условие проверки на термическую стойкость выполняется.

9.2.3 Проверка кабельных линий на термическую стойкость

Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса B_k, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания).

Минимальное допустимое сечение кабеля:

, (9.11)

где - минимальное сечение кабеля по термической стойкости, мм²; - температурный коэффициент, = 140 [8]; - тепловой импульс тока КЗ. Рассмотрим проверку кабельной линии от ГПП до ТП 1:

.

Так как , следовательно, ранее выбранное сечение кабеля условиям термической стойкости удовлетворяет.

Проверка на термическую стойкость остальных кабельных линий производится аналогично. Результаты проверки сведены в таблицу 9.7.

Таблица 9.7

Проверка кабельных линий на термическую стойкость

Пункт	Sрасч, кВА	n	Марка	Fприн, ммІ	Bk, кА·ммІ	qmin, ммІ	Fкон, ммІ
1	2	3	4	5	6	7	8
ГПП-ТП 1	2157,48	2	N2XSEY	3Ч50	8,74	21,117	3Ч50
ГПП-ТП 6	1028,92	2	N2XSEY	3Ч25	8,64	21,001	3Ч25
ГПП-ТП 7	448,98	2	N2XSEY	3Ч25	8,83	21,230	3Ч25
ГПП-АД1	1485,00	2	N2XSEY	3Ч25	8,80	21,187	3Ч25
ГПП-АД2	1187,00	2	N2XSEY	3Ч25	8,80	21,187	3Ч25

9.2.4 Выбор выключателей 10 Кв

Выбор вакуумных выключателей производится аналогично выбору выключателей со стороны ВН.