Проектирование системы электроснабжения машиностроительного завода

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

(111)

(112)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

(113)

(114)

7. Показатели надежности отдельных секций шин ТП при сохранении электроснабжения на других - индивидуальные показатели ().

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ():

(115)

(116)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ():

(117)

(118)

8. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():

(119)

(120)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():

(121)

(122)

9. Показатели полных отключений ввода ().

Показатели для данной ЛРС не определяются, так как на вводе схемы элементов нет, а вышерасположенные элементы относятся к I и II ЛРС, при расчете которых ремонтные показатели уже были учтены. Отсюда, показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности из-за аварийных отключений ввода, которыми в данном случае являются показатели ИП 3 и ИП 4 ():

10. Показатели полных отключений секций шин ().

Так как показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности ИП 3 и ИП 4 () соответственно, то показатели полных отключений секций шин равны показателям аварийных отключений секций шин соответственно:

11. Показатели полного отключения ТП ().

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

(123)

 (124)

Полное отключение ТП происходит при:

· аварийном отключении 4 секции шин (аварийное отключение ввода или аварийное отключение из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) во время ремонта или аварии на 3 секции шин и наоборот;

· аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений во время аварии или ремонтных работ на вводе 3 секции шин с учетом отказа АВР (то же для 4 секции шин);

· аварийном отключении 3 или 4 секции шин (аварийном отключении ввода или аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений)с учетом ложного срабатывания АВР;

· отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП () равны:

(125)

 (126)

12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ():

(127)

(128)

13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ():

(129)

(130)

 (131)

(132)

14. Отказы любого вида ():

(133)

(134)

15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения.Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:

(135)

(136)

Результаты расчета представлены в таблице 13.

Таблица 11

Показатели надежности для схемы с выключателями (рис. 7б)

Разновидности нарушения электроснабжения	Числовой показатель надежности
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции	0,192	0,464	0,825	0,0110-3
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции	0,192	0,464	0,825	0,0110-3
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой	0,384	0,464	0,681	0,0210-3
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции	0,202	0,797	0,817	0,01810-3
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции	0,202	0,797	0,817	0,01810-3
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно	0,0095	7,499	0,991	0,00810-3
Любое нарушение ЭС	0,394	0,631	0,674	0,02810-3

Таким образом, видно, что вероятность безотказной работы для схемы с выключателями (рис. 7,б) больше, а коэффициент простоя меньше, чем для схемы с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 7,а) для всех вышерассмотренных случаев нарушения электроснабжения.

Итак, рассчитав параметры надежности рассматриваемых схем, можно определить среднегодовой ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения, входящий в формулу годовых приведенных затрат.

5.2.2 Среднегодовой ожидаемый ущерб

Как уже отмечалось, среднегодовой ожидаемый ущерб У_СГ (руб./год) от нарушения электроснабжения технологических установок определяется с использованием полученных в результате расчета надежности СЭС средних значений параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов.

Для схемы (рис. 7,а) берут следующие значения среднего параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов рассматриваемой подстанции соответст- венно: из табл. 11. Для данных значений и по графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 4), находят

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 7,а) по формуле (137), равен:

Аналогично, для схемы (рис. 7,б): из табл. 13. По графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 4):

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 7,б) по формуле (137), равен:

Таким образом, среднегодовой ожидаемый ущерб У_СГ от нарушения электроснабжения технологических установок для схемы (рис. 7,б) меньше, чем для схемы (рис. 7,а).

5.2.3 Технико-экономический расчет

Используют ту же методику, что и при определении рационального напряжения питания. Находят приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения (рис 9, а,б).

При определении приведенных затрат на сооружение распределительных устройств высшего напряжения для каждого варианта схем суммирование производится по элементам схем (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет. В данном случае, не учитывают следующие составляющие: высоковольтные выключатели и разъединители подстанции системы; ВЛЭП, по которой осуществляется питание завода; силовые трансформаторы подстанции. Следовательно, капитальные затраты для схемы (рис 7,а) будет составлять стоимость разъединителей QS5, QS6, а для схемы (рис. 7,б) - стоимость разъединителей QS1 - QS4 и стоимость высоковольтных выключателей Q1 и Q2.

Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным Е_Н = 0,15 о.е./год.

Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ [8].

Современная стоимость высоковольтного оборудования была уже определена при выборе рационального напряжения питания. Она составила для высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 , а для высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ)

Стоимость потерь энергии с_Э в данном случае не учитывают, так как она одинакова для обоих вариантов.

Отсюда, учитывая найденные ранее значения среднегодового ожидаемого ущерба, рассчитывают приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения:

Таким образом, с точки зрения ТЭР схема с выключателями на высокой стороне подстанции (рис.7,б) является более выгодной, чем схема с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис.7,а), так как приведенные затраты для схемы (рис. 7,б) на меньше, чем для схемы (рис. 7,а).

Заключение

В результате проведения технико-экономического сравнения вариантов схем с учетом надежности электроснабжения потребителей выбирается схема с выключателями на высокой стороне (рис.7,б).

5.2.4 Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения

Учитывая выбор силового трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой мощностью 40 МВА с вторичным напряжением 6-10 кВ, выбирают схему РУ НН, изображенную на рис. 11. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви.



17

6. Компенсация реактивной мощности

Размещение компенсационных устройств в сети предприятия.

Для рационального выбора мощности трансформаторов комплектных трансформаторных подстанций необходимо учесть скомпенсированную реактивную мощность, т.е. реактивную мощность с учетом размещения БСК по узлам нагрузки электрической сети.

Определим мощность компенсирующих устройств:

33289,79-29958,23=3340,56 Вар;

Распределение реактивной мощности по узлам нагрузки будем производить методом пропорционально-реактивных нагрузок узлов. В этом случае величина мощности БСК Q_Кi в каждом i-м узле нагрузки будет равна:

(138)

Q_{нагр i} - реактивная нагрузка в i - м узле

Q_нагр - сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

Полная мощность, приходящаяся на КТП с учетом компенсации реактивной мощности:

. (139)

Результаты расчета размещения БСК по узлам нагрузки электрической сети сведем в таблицу 12

Таблица 12

6.1 Выбор числа, мощности трансформаторов цеховых ТП

Число КТП и мощность трансформаторов на них определяется средней мощностью (S_м) цеха, удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.

Если нагрузка цеха (S_м) на напряжение до 1000 В не превышает 150 - 200 кВА, то в данном цехе ТП не предусматривается, и ЭП цеха запитывается с шин ТП ближайшего цеха кабельными ЛЭП.

При определении мощности трансформаторов следует учесть, что если S_уд не превышает 0,2 (кВА/м²), то при любой мощности цеха мощность трансформаторов не должна быть более 1000(кВА). Если S_уд находится в пределах 0,2-0,3(кВА/м²) то единичная мощность трансформаторов принимается равной 1600 (кВА). Если S_уд более 0,3 (кВА/м²) то на ТП устанавливаются трансформаторы 2500 (кВА).

Цеховые трансформаторы выбираются по S_см с учетом S_уд _ удельной плотности нагрузки.

Удельная мощность цеха:

S^/_уд = S^/_м /F; (140)

где F_ площадь цеха, м².

Расчеты по выбору числа и мощности трансформаторов цехов сведены в таблицу 13.

Таблица №13

6.2 Выбор марки и сечения КЛЭП

6.2.1 КЛЭП напряжением 6 кВ

Распределение энергии на территории предприятия осуществляем кабельными линиями.

Двух трансформаторные подстанции с потребителями 1 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по радиальной схеме. Так же по радиальной схеме запитываются КТП с трансформаторами 2500 кВА.

Двух трансформаторные подстанции с потребителями 2 и 3 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по магистральной схеме, а там где это невозможно из-за больших нагрузок - по радиальной схеме.

Для определения расчетной нагрузки кабельных линий необходимо определить потери мощности в трансформаторах КТП (таблица 12).

; (141)

где ДР_хх _ потери холостого хода трансформатора, кВт.

ДР_кз _ потери короткого замыкания в трансформаторах, кВт.

n _ число трансформаторов.

; (142)

где: I_хх _ ток холостого хода трансформатора, %.

U_к _ напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Затем с учетом потерь мощности в трансформаторах находится расчетная мощность, по которой выбирается сечение кабелей:

; (143)

Находится ток в нормальном режиме:

 (144)

где: n _ число кабелей, работающих в нормальном режиме;

S_р - мощность, передаваемая кабелем.

Находится ток в послеаварийном режиме:

. (145)

По таблице1.3.18 [1] выбирается ближайшее стандартное сечение.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и после аварийных режимов работы электрической сети.

При проверке сечения кабеля по условиям после аварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ необходимо учитывать допускаемую в течение пяти суток, на время ликвидации аварии, перегрузку в зависимости от вида изоляции (при дипломном проектировании можно принять для кабелей с бумажной изоляцией перегрузку до 30% номинальной).

Поэтому допустимая токовая нагрузка кабеля при прокладке в земле в послеаварийном режиме:

I_{доп.пар}=1,3^.I_доп. (146)

Допустимая токовая нагрузка кабеля при прокладке в земле в нормальном режиме:

I_{доп.н.р.}=I_доп. (146)

В качестве примера выбирается сечение кабельной линии ПГВ-ТП 16:

Расчетная мощность, по которой выбирается сечение кабелей:

Находится ток в нормальном режиме:

.

Находится ток в послеаварийном режиме:

.

По таблице 1.3.16 [1] выбирается ближайшее стандартное сечение. Предварительно принимается кабель трехжильный с алюминиевыми жилами марки АШв сечением F = 95мм², I_доп. = 225А.

Допустимая токовая нагрузка кабеля при прокладке в земле двух кабелей в нормальном режиме:

;

где К₁-поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от удельного теплового сопротивления земли (для нормальной почвы К₁=1);

К₂-поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле;

-допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля по таблице 1.3.16 ПУЭ для токопроводящей жилы сечением F = 95мм² с бумажной изоляцией.

В послеаварийном режиме:

.

Результаты расчета остальных кабельных линий сведены в таблицу 13.

Таблица №13

7. Расчёт токов короткого замыкания

Коротким замыканием (К.З.) называется всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой и землей, при котором токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к месту присоединения резко возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима.

Основной причиной нарушения нормального режима работы систем электроснабжения является возникновения К.З. в сети или в элементах электрооборудования. Расчетным видом К.З. для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное К.З.

Расчет токов К.З. с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов электроснабжения сложен. Поэтому вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей:

1. Не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников;

2. Трехфазная сеть принимается симметричной;

3. Не учитываются токи нагрузки;

4. Не учитываются емкостные токи в ВЛЭП и в КЛЭП;

5. Не учитывается насыщение магнитных систем;

6. Не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

7.1 Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000В

Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В имеет ряд особенностей:

Активные элементы систем электроснабжения не учитывают, если выполняется условие r<(x/3), где r и x-суммарные сопротивления элементов СЭС до точки К.З.

При определении тока К.З. учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения.

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условиям короткого замыкания, с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе электрооборудованием.

Для расчета токов К.З. составляем расчетную схему и на её основе схему замещения. Расчет токов К.З. выполняется в относительных единицах.

Принципиальная схема для расчета токов КЗ. и схема замещения представлена на рисунке 8.

Расчеты будут производится в относительных единицах, приведенных к базисным условиям.

Базисные условия: S_б=1100 МВА, U_б1=115 кВ, U_б2=6,3 кВ, X_c=0,35 Ом, Е_с=1.

Базисный ток определяем из выражения

кА. (147)

кА. (148)

7.1.1 Расчет токов короткого замыкания в точке К-1

Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям

 (149)

; (150)

Х₀-удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км.

l-длина линии, км;

U_б- среднее напряжение;

Сопротивления системы до точки К-1

(151)

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К-1:

кА. (152)

Принимаем значение ударного коэффициента k_уд=1,8, тогда значение ударного тока

кА; (153)

где К_уд _ ударный коэффициент тока К.З. 2.45 [2] по таблице, кА.

I”_по(к-1)-начальное действующее значение периодической составляющей, кА.

7.1.2 Расчет токов короткого замыкания в точке К-2

Точка К-2 расположена на напряжении 6 кВ.

Сопротивление силового трансформатора на ППЭ:

Трансформатор типа ТРДН-40000/110 с расщепленной обмоткой Н.Н.

, (154)

, (155)

. (156)

К сопротивлениям до точки К-1 прибавляется сопротивление трансформатора.

(157)

Ток короткого замыкания от системы до точки К-2:

кА. (158)

В этой точке необходимо учитывать подпитку тока КЗ от синхронных двигателей РП1.

Определяется сопротивление подпитывающей цепочки.

Сопротивление кабельной линии от двигателей компрессорной до шин РУНН ПГВ:

F=960; l=0,08 км; Х₀=0,11 Ом/км.; r₀=3,1

Сопротивление двигателей:

; (159)

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

; (160)

; (161)

Ток короткого замыкания от системы до точки К-2:

кА (162)

Ударный ток КЗ:

кА (163)

7.1.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К-3

Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания в точке К-3.

Для проверки на термическую и динамическую стойкость выключателя на отходящих кабельных линиях от 1СШ ПГВ при К.З. необходимо знать величину тока подпитки от двигателей.

Сопротивление кабельной линии от шин РУНН ПГВ до РП1:

l=0,32 км; Х₀=0,071 Ом/км.; r₀=0,129

 ;

Ток короткого замыкания от системы до точки К-3:

кА.

Ударный ток К.З:

кА.

7.1.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К-4

Для практических расчетов принято считать, что всё, находящееся выше шин ВН КТП есть система с бесконечной мощностью(S_с=; х_с =0).

Расчет производится в именованных единицах для ТП-8 (ЦЕХ8)

Сопротивление трансформаторов ТП8 таблица 2.50 [2]:

R_т=9,4 мОм; Х_т=27,2мОм;

Сопротивление трансформатора тока таблица 2.49 [2]:

R_тт=0,05 мОм; Х_тт=0,07 мОм;

Сопротивление автоматического выключателя:

R_авт=0,41 мОм; Х_авт=0,13 мОм;

Сопротивление контактов:

R_K=0,01мОм - для контактных соединений шинопроводов,

R_K=1 мОм - для контактных соединений коммутационных аппаратов.

Сопротивление шин:

R_ш=0,033 мОм; X_ш=0,015 мОм

Сопротивление дуги:

R_д=4мОм

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-4:

мОм.

Ток короткого замыкания:

кА.

Ударный ток:

кА.

8. Выбор и проверка электрооборудования

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в трех основных режимах: в длительном режиме, в режиме перегрузки и в режиме короткого замыкания.

_В длительном режиме надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых ещё гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса прочности.

_В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств по условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора по отключающей способности.

_При выборе аппаратов и параметров токоведущих частей следует обяза-тельно учитывать род установки, температуру окружающей среды, влажность и загрязненность её и высоту установки аппаратов над уровнем моря.

8.1. Выбор оборудования 110 кВ

Максимальный рабочий ток:

I_НР=132,2 A;

I_ПАР=264,5A

8.1.1 Выбор разъединителя УВН ППЭ

Разъединитель - это коммутационный аппарат, предназначенный для коммутации цепи без тока. Основное назначение разъединителя создание надежного видимого разрыва цепи для обеспечения безопасного проведения ремонтных работ на оборудовании и токоведущих частях электроустановок. Прежде чем оперировать разъединителем, цепь должна быть отключена выключателем. Во включенном положении разъединитель надежно, без каких-либо повреждений, выдерживает токи К.З.

Выбор разъединителя

· По напряжению установки U_уст ? U_ном

· по току I_норм ? I_ном, I_мах ? I_ном

· По электродинамической стойкости i_у ? i_пр, I_по ? I_{пр с}

· По термической стойкости В_к ? I²_терt_тер

Намечаем разъединитель РН-110/630T1.

Определим тепловой импульс квадратичного тока КЗ: с.

В_к- тепловой импульс:

Таблица 14.

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=110 кВ	Uн=110 кВ	Uуст ? Uн
Iраб.мах=264,5 А	Iн=630А	Iраб.мах ? Iн
iу=22,5кА	Iпред.=80	iу ? Iпред.
Bk=7,05	IT/tt=31,5	Bk ?

Окончательно выбираем разъединитель РНД-110/630T1.

8.1.2 Выбор вводных выключателей

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения токоведущих элементов электроэнергетических систем в нормальных (отключение рабочего тока) и аварийных (отключение тока КЗ) режимах работы и тем самым для предотвращения развития аварий в электроэнергетических системах.

Выбираем выключатели по условиям:

· По напряжению установки U_уст ? U_ном

· По длительному току I_норм ? I_ном, I_мах ? I_ном

· По отключающей способности I_п I_{отк ном}

· По электродинамической стойкости i_у ? i_дин, I_по ? I_дин,

где i_дин - ток электродинамической стойкости

I_дин, - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока.

· По термической стойкости В_к ? I²_терt_тер

Намечаем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1

Расчетные и каталожные данные выключателя сводим в таблицу

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iмах ? Iном	Iмах = 264,5А	Iном = 1000
Iп ? I отк ном	Iп = 8,4 кА	I отк ном = 20 кА
iу ? iдин	iу = 22,5 кА	iдин = 52 кА
Вк ? I2терtтер	Вк = 7,05кА2с	IT/tt=20

8.2 Выбор оборудования 6 кВ

8.2.1 Выбор ячеек РУНН ПГВ(6кВ)

Максимальный рабочий ток:

А.

РУНН ПГВ комплектуются из шкафов типа КРУ. Приняты к установке шкафы типа К-104, производится на примере вводной ячейки с выключателем ВЭ.

Выбор ячеек КРУ производится по тем же критериям, что и выбор силовых выключателей.

Таблица 15.

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=6кВ	Uн=6кВ	Uуст ?Uн
Iраб.мах=1539А	Iн=2000А	Iраб.мах ? Iн
Iпо(к-2)= 16,71кА	Iотк..=40кА	I”по(к-2) ? Iотк.
iуд.= 49,73кА	iдин.мах=128кА	iу ? iдин.мах.

Выбор сборных шин не производится, т.к. они комплектуются вместе с ячейками.

8.2.2 Выбор выключателя ввода и межсекционного на ППЭ

Ячейки К-104 комплектуются выключателем типа ВЭ.

Намечаем выключатель ВЭЭ-6-40/2000Т3

Таблица 16.

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=6кВ	Uн=6кВ	Uуст ? Uн
Iраб.мах=1539А	Iн=2000	Iраб.мах ? Iн
Iпо(к-2)= 18,34кА	Iотк..=40кА	I”по(к-2) ? Iотк.
iу=31,8кА	Iпред.=128кА	iу ? Iпред.
Bk=47,08	=40/3	Bk ?

Где

Окончательно принимаем выключатель марки ВЭЭ-6-40/2000Т3 так как он удовлетворяет условию выбора.

8.2.3 Выбор выключателя на отходящей линии

В качестве примера выбирается выключатель на отходящей линии то ПГВ до ТП6. Расчетный ток I_р=267,7 А.

Намечаем выключатель ВЭЭ-6-40/2000T3

Таблица 17.

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия выбора
Uуст.=6кВ	Uн=6кВ	Uуст ? Uн
Iраб.мах=267,7А	Iн=2000	Iраб.мах ?Iн
I”по(к-2)=18,34кА	Iотк..=40кА	I”по(к-2) ? Iотк.
iу=96,326кА	Iпред.=128кА	iу ? Iпред.
Bk=47,08	=40/3	Bk ?

Где

Окончательно принимаем выключатель марки ВЭЭ-6-40/2000T3 так как он удовлетворяет условию выбора.

На отходящей от шин РУНН ППЭ кабельных линиях установлены выключатели марки ВЭЭ-6-40/2000T3.

8.3 Выбор автоматического выключателя на 0,4кВ

Для установки на РУ-0,4кВ в качестве вводного и секционного выключателей предусматривается выключатель типа “ Электрон“:

Максимальный рабочий ток потребляемый ТП-17:

 А.

Намечаем автоматический выключатель Э25 с I_н=2500 А с полупроводниковым расцепителем.

Таблица 13.

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=0,4кВ	Uн=0,4кВ	Uуст ? Uн
Iраб.мах=2141А	Iн=2500А	Iраб.мах ? Iн
iу=11,5кА	Iотк..=60кА	iу ? Iпред.
Iраб.мах=2141А	Iрасц.=3125А	Iраб.мах ? Iрасц
1,25 Iпик=4014,37	Iрасц.к.з.=7500	1,25Iпик? Iрасц.к.з.

В зоне перегрузки установка срабатывания расцепителя:

I/I_н=1,25;

I_{расц.пер}=1,25·I_н=1,25·2500=3125 А.

В зоне К.З. установка срабатывания расцепителя:

I/I_н=3;

I_{расц.К.З.}=3·I_н=3·2500=7500 А.

I_пик=1,5·I_р.мах.=1,5·2141=3211 А.

Окончательно выбираем автоматический выключатель Э25.

8.4 Выбор измерительных трансформаторов

8.4.1 Выбор трансформатора тока на вводах 6 кВ ППЭ

Выбор трансформатора тока производится по номинальному току, номинальному напряжению нагрузке вторичной цепи. Предварительно принимается трансформатор тока ТШЛ-10У3:

I_н2=5А; z₂=1,2 Ом; класс точности 0,5[6].

Определяется сечение проводов:

Расчетное сопротивление приборов:

где I_2н _ ток вторичной цепи,А

Наименование приборов	Тип	Количество	Потребляемая мощность
Амперметр	Э-337	1	0,5
Ваттметр	Д-335	1	0,5
Варметр	Д-335	1	0,5
Счетчик активной энергии	И-682	1	2,5
Счетчик реактивной энергии	И-683М	2	2,5
ИТОГО		6	9

Определим расчетное сопротивление нагрузки:

r_{2 расч} = r _приб + r_пров + r_конт

Ом.

r_конт=0,1 Ом.- сопротивление контактов.[2]

Определим допустимое сопротивление проводов.

r_пров=z_2н-r_?приб-r_конт=1,2-0,36-0,1=0,74 Ом.

Сечение провода:

мм²,

где с = 0,028 Ом·мм²/м - удельное сопротивление алюминия, l_p=20м.

Принимаем стандартное сечение F=4 мм² по условию механической прочности.

Ом.

Расчетное сопротивление нагрузки вторичной цепи

r_2расч=0,36+0,1+0,14=0,6 Ом.

Таблица 17.

Условия проверки	Параметры ТТ	Расчетный параметр
Uуст? Uн Iр.н. ? Iн r2 расч ?z2н. Вк ?	10 кВ 2000 А 1,2 Ом 3679	6 кВ 1275 А 0.6Ом 887

Окончательно принимаем к установке трансформаторы тока марки: ТШЛ-10У3. Схема подключения приборов к трансформатору тока приведена на рисунке 10.

8.4.2 Выбор трансформаторов напряжения на РУ НН ППЭ

Трансформатор напряжения предназначен для питания цепей напряжения измерительных приборов и релейной защиты и автоматики.

Трансформатор напряжения выбирается:

По напряжению установки U_уст ? U_ном

ь По конструкции и схеме соединения обмоток

ь По классу точности

ь По вторичной нагрузке S₂ ? S_ном где S_ном - номинальная мощность в выбранном классе точности

S₂- нагрузка всех измерительных приборов присоединенных к трансформатору

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться:

1). На вводе линии электропередачи в подстанцию потребителя при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении;

2). На стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении.

Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

1). На тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;

2). На присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.

Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии для трансформаторов 25 МВА 1.0

Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0.5.

Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройств (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию.

На каждой полусекции шин предполагается установка трансформатора типа НАМИ-6-66У3.

Для выбора трансформатора напряжения необходимо рассчитать нагрузку вторичной цепи..

Таблица 18.

Прибор	Число	Тип	Мощность одной обмотки, ВА	Число обмо-ток	Общая потребляемая мощность
Вольтметр	4	Э-350	3	1	12
Ваттметр	1	Д-335	1,5	2	3
Частотомер	1	Э-371	3	1	3
Варметр	1	Д-335	1,5	2	3
Счетчик активной энергии	8	И-672	9,6	2	153,6
Счетчик реактивной энергии	2	И-673	8	2	32
Итого	17	-	-	-	206,6

Проверка трансформатора напряжения.

Таблица 19.

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
Uуст.=6кВ Sрасч.=206,6 ВА	Uн=6кВ Sном.=630ВА	Uуст.<Uн Sрасч.<Sном

Окончательно принимаем к установке трансформаторы напряжения типа НАМИ-6-66У3.



Рис 10. Схема подключения измерительных приборов.

9. Релейная защита понижающего трансформатора ПГВ

Для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше должны быть предусмотрены устройства защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы согласно [ ]:

многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

однофазных замыканиях на землю в обмотке и на выводах;

присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

витковых замыканий в обмотках;

токов обусловленных перегрузкой;

понижения уровня масла;

однофазных заземлений на землю в сетях напряжением 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

Для трансформаторов напряжением свыше 3 кВ применяют следующие основные виды защит:

плавкими предохранителями и открытыми плавкими вставками;

Релейная защита следующих типов:

токовая отсечка без выдержки времени;

продольная дифференциальная;

газовая;

максимальная токовая с пуском или без пуска по напряжению;

максимальная токовая от токов, обусловленных перегрузкой;

специальная токовая нулевой последовательности от однофазных К.З. на землю сети НН, работающей с глухозаземленной нейтралью.

Защита от междуфазных К.З. в обмотках и на их выводах.

Для защиты трансформаторов от междуфазных К.З. в обмотках трансформаторов и на их выводах предусматривается продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами, действующая на отключение без выдержки времени. В основном дифференциальная защита трансформаторов выполняется на реле серии РНТ и ДЗТ. Расчет защиты состоит в определении токов срабатывания защиты и реле, числа витков обмоток реле и коэффициента чувствительности.

Первичный ток срабатывания защиты с реле РНТ выбирают по условиям отстройки броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение и максимального тока небаланса при переходных режимах внешних К.З. Как правило для современных понижающих трансформаторов с РПН при выборе тока срабатывания дифференциальной защиты с реле серии РНТ определяющим условием является отстройка от максимального тока небаланса при переходных режимах внешних К.З. Дифференциальная защита, ток срабатывания который выбран по условию отстройки от тока небаланса, зачастую оказывается грубой и малоэффективной.

Поэтому для защиты трансформатора напряжением 110 кВ и выше целесообразнее применять реле серии ДЗТ, которое благодаря наличию тормозной обмотки обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса при внешних К.З [ ]. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют только по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение.

Для расчета уставок Р.З. трансформатора необходимо определить максимальные и минимальные первичные токи, проходящие через трансформатор при К.З. между тремя фазами на шинах 10 кВ.

Сопротивление системы в ее максимальном режиме:

Сопротивление системы в ее минимальном режиме (сопротивление системы увеличивается на 30%):



Минимальное и максимальное сопротивление К.З. трансформатора согласно [ ]:

U_k.min=10,35%; U_k.max=11,02%

Напряжение соответствующие крайним ответвлениям РПН:

U_min.вн =96,6 кВ; U_max.вн =126 кВ

Максимальное и минимальное сопротивление силового трансформатора ПГВ с учетом устройства РПН:

(164)

(165)

Схема замещения трансформатора с расщепленными обмотками имеет вид трехлучевой звезды. Сопротивление луча, обращенного к зажиму высшего напряжения, составляет:

X_вн =0,125·X_Т; (166)

X_вн1 =Х_нн2 =1,75·Х_Т; (167)

X_BH.MIN =0,125·24,15=3,02 Oм;

X_HH1.MIN =X_HH2.MIN =1,75·24,15=42,26 Ом;

Х_Т.MIN = 3,02+42,26 =45,28 Ом;

X_BH.MAX =0,125·43,74=5,467 Ом;

X_HH1.MAX =X_HH2.MAX =1,75·43,74=76,545 Ом;

X_T.MAX =5,467+76,545=82,01 Ом

Сопротивление воздушной линии электропередачи:

(168)

Максимальный и минимальный первичные токи, проходящие через защищаемый трансформатор при К.З. между тремя фазами на шинах 6 кВ:

(169)

Расчет дифференциальной токовой защиты с реле типа РНТ - 565.

Первичные токи на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

Коэффициенты трансформации и схемы соединения трансформаторов тока:

n = 400/5 схема соединения - треугольник,

n = 1500/5 схема соединения - звезда

Вторичные токи в шинах защиты, соответствующие номинальной мощности защищаемого трансформатора:

(170)

Первичный расчетный ток небаланса без учета небаланса, обусловленного неточностью установки расчетного числа витков реле:

Предварительный первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от максимального тока небаланса I_{нб.расч}''';

, К_Н = 1,3;

по условию отстройки от броска намагничивающегося тока:

, К_Н = 1,3;

Расчетной для выбора тока срабатывания является отстройка от тока небаланса при внешних К.З.;

Произведем предварительную проверку чувствительности, расчетным при проверки по чувствительности является К.З между фазами на стороне 6 кВ в точке К-2 в минимальном режиме работы питающей системы и при максимальном режиме работы питающей системы и при максимальном сопротивлении защищаемого трансформатора:

(171)

Коэффициент чувствительности:

(172)

Коэффициент чувствительности больше требуемого ПУЭ в крайних случаях, поэтому расчет защиты с реле типа РНТ - 565 можно продолжить. Однако в рассматриваемых условиях желательно использовать реле типа ДЗТ - 11.

Расчет продольной дифференциальной защиты трансформатора с реле типа ДЗТ - 11.

Номинальный ток защищаемого трансформатора на стороне высокого напряжения:



Первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение:

Ток срабатывания реле, приведенного к стороне ВН:

Расчетное число витков обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:

(173)

Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны ВН: ;

Расчетное число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН:

(174)

Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны низкого напряжения:

Расчетное число витков тормозной обмотки по условию отстройки от тока небаланса при К.З. на стороне НН:

, (175)

- полная погрешность трансформатора тока

- тангенс угла наклона к горизонтальной оси касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле, соответствующей минимальному торможению:

Принятое число витков тормозной обмотки:

Минимальное значение тока в реле при двухфазном К.З. на выводах НН:

на среднем ответвлении РПН

на крайнем ответвлении РПН

(176)

Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты:

на среднем ответвлении РПН

, (177)

На крайнем ответвлении РПН

(178)

Расчет зашиты от перегрузки трансформатора.

На трансформаторах мощностью 400 кВА и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Для обмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками и с соединением их параллельно защиту устанавливают на каждой расщепленной обмотке.

Ток срабатывания защиты от перегрузки:

(179)

где К_Н - коэффициент надежности К_Н = 1,05

К_В = 0,85 - коэффициент возврата.

(180)

Ток срабатывания реле:

(181)

Ток срабатывания максимальной токовой защиты без пуска по напряжению для РТ - 40:

, (182)

где К_Н- коэффициент надежности = 1,2,

К_В - коэффициент возврата реле = 0,8,

К_С.З- коэффициент самозапуска нагрузки после отключения внешнего К.З.

Ток срабатывания реле и чувствительность максимальных токовых защит трансформаторов можно определить соответственно по выражениям:

, (183)

, (184)

где I⁽³⁾_К.MIN - ток трех фазного К.З. в минимальном режиме работы питающей системы при К.З. в конце защищаемого участка.

- коэффициент, учитывающий расчетный вид и место К.З., схему соединений трансформаторов тока и реле

,

,

,

,

,

,

Напряжение срабатывания фильтра реле:

,

где U_НОМ - номинальное междуфазное напряжение сети,

n_н - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, к которому подключены реле пускового органа.

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения определяется на ВН:

,

,

,

где U_г - наименьшее значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки трансформатора напряжения, питающего фильтр - реле, при К.З. между двумя фазами расчетной точке,

U_ОСТ - наибольшее значение междуфазного напряжения в месте установки трансформатора напряжения при трехфазном К.З. в расчетной точке.

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения на НН:

,



Газовая защита используется от всех повреждений внутри бака с масляным заполнением и понижения уровня масла. Это единственная в технике Р.З. защита, которая работает на неэлектронном принципе. Она реагирует на выделение газа.

Достоинством газовой защиты являются: высокая чувствительность, позволяющая защите реагировать на все опасные повреждения внутри бака; небольшое время срабатывания при больших скоростях потока масла; простота устройства.

Однако газовая защита не действует при повреждениях на выводах трансформатора. Поэтому газовая защита дополняется защитой от внутренних повреждений.

Максимальная токовая защита предназначена для отключения питающего элемента от сверхтоков при внешних К.З. Максимальная токовая защита является резервной по отношению к остальным защитам (дифференциальной и газовой) на случай их отказа при выводах из строя. Защита устанавливается со стороны источника питания с тем, чтобы включить всю зону действия и сам трансформатор.

Ток срабатывания МТЗ выбирается исходя из условия, что защита от К.З. не должна действовать при перегрузках, требующих быстрого отключения трансформатора.

10. Самозапуск электродвигателей

Самозапуск заключается в том, что при восстановлении электроснабжения после его кратковременного нарушения электродвигатели автоматически восстанавливают свой нормальный режим работы. Отличительные особенности самозапуска по сравнению с обычным пуском:

- одновременно пускается группа электродвигателей;

- в момент восстановления электроснабжения и начала самозапуска часть или все электродвигатели вращаются с некоторой скоростью;

- самозапуск обычно происходит под нагрузкой.

При кратковременном нарушении электроснабжения самозапуск допустим как для самих механизмов, так и для электродвигателей.

Если невозможно обеспечить самозапуск двигателей, то в первую очередь необходимо обеспечить самозапуск для ответвленных механизмов, отключение которых необходимо.

В цехе № 6 установлены 2х2000 СД. Из справочника выбираем двигатель СДН-2-16-74-6УЗ.

РН, кВт	SН, кВа	UH, кВ	з, %					JПОТ, m·м2
2000	2300	6	96,6	7	1,2	1,8	1,7	1,9

cosц = 0,86; n = 1000 об/мин

Электромеханическая постоянная времени механизма м двигателя определяется:

; (185)

где n₀ - синхронное число оборотов в минуту.

Р_Н - номинальная мощность двигателя.

сек.

Выбор определяется по формуле:

(186)

где t_H - время нарушения электроснабжения.

m_C - момент сопротивления механизма.

Цех питается от трансформатора ППЭ.

За базисную мощность принимаем мощность двигателя.

Индуктивное сопротивление источника питания:

Расчетная пусковая мощность, индуктивное сопротивление двигателя и напряжения при самозапуске в начале самозапуска К' = 6

, (188)

; (189)

(190)

При скольжении 0,1; К' = 3

,

Выходной момент при глухом подключении:

(191)

где определенно по номограмме.

Входной момент при глухом подключении недостаточен для обеспечения самозапуска.

Проверим достаточность момента при разрядном сопротивлении.

Критическое скольжение:

; (192)

;

Так как это условие выполняется, двигатель дойдет до критического скольжения.

Избыточный момент:

В начале самозапуска

(193)

При скольжении 0,05:

(194)

Время самозапуска:

(195)

Дополнительный нагрев:

(196)

Из расчета видно, что самозапуск возможен как АО условию необходимого избыточного момента, так и по условию допустимого дополнительного нагрева.

11. Молниезащита и заземляющее устройство

Защита ПГВ от прямых ударов молнии производится с помощью стержневых молниеотводов. Защитное действие молниеотводов проявляется во время лидерной стадии грозового разряда, когда из всех возможных направлений определяется максимальными напряженностями электрического поля. При большой высоте лидера разряда такое направление устанавливается исключительно самим каналом разряда, и объекты, расположенные на земле при этом не влияют на направление развития разряда. Однако, начиная с некоторой высоты, называемой высотой ориентации молнии, начинает сказываться искажение поля различными звеньями наземных сооружений, и развитие лидера разряда происходит в направлении к наиболее возвышенным опорам ЛЭП, трубам, молниеотводам. При этом вероятность удара молнии в сооружение, расположенное около молниеотвода, резко снижается, и при некоторой высоте превышения молниеотвода над защищаемым сооружением ни один удар молнии эти сооружения поражать не будет.

Правильный выбор и расчет методов защиты зданий и сооружений от различных воздействий разряда молнии зависит от классификации защищаемого объекта. Все производственные здания и сооружения в зависимости от их назначения, должны иметь молниезащиту согласно инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

Защита зданий и сооружений осуществляется отдельно стоящими молниеотводами установленными на защищаемом объекте. Пространство, защищенное от прямых ударов молнии, называется зоной защиты молниеотвода. Таким образом, защищенное сооружение должно полностью вписываться в границы зоны защиты.

Будем использовать четыре стержневых молниеотвода. Молниеотводы №1 и №2 установлены на порталах ОРУ - 100 кВ, молниеотводы №3 и №4 на здании ЗРУ.

Размеры подстанции () м². Подстанция 110/6 кВ.

- здание ЗРУ 7м;

- трансформаторы 6м;

- порталы 11м

Активная высота молниеотвода:

м (197)

Радиус зоны защиты одиночного молниеотвода r_х на высоте h_x:

; (198)

(199)

Высота 1 и 2 молниеотводов:

h =16,99 м,

a = 27,9 м,

b_x= 2,41 м,

r_x = 4,80 м

Высота 3 и 4 молниеотводов:

h =14,5м,

a = 31 м,

b_x= 4,26 м,

r_x = 7,33 м

Зона защиты на высоте h_х = 11 м;

Зона защиты на высоте h_х = 7 м;

Высота 1 и 2 молниеотводов: Высота 3 и 4 молниеотводов

h = 16,99 м, h = 14,5 м,

r_x = 11,33 м r_x = 8,09 м,

dB = 0,69 м

11.1 Расчет заземляющего устройства ПГВ 110/6 кВ

На высокой стороне подстанции (110кВ) требуемое сопротивление заземления: R_З0,5 Ом

Определяем необходимое сопротивление исскуственного заземлителя (R_u):

(200)

где R_З - рассчетное сопротивление заземляющего устройства,

R_E - сопротивление естественного заземлителя

R_ОП = 10 Ом - сопротивление заземления одной опоры;

l_ПР =25 м - длина пролета;

S_TP = 50 мм² - сечение троса;

n_TP = 1 - число тросов на опоре;

n_Ц = 2 - число цепей ЛЭП

Сопротивление системы «трос - опора» R_E = 1,37 Ом

Ом

Выбор формы и размеров электродов.

Вертикальные электроды: пруток диаметром 14мм, длина 5м.

Для горизонтального: полоса 4x40

Составление предварительной схемы заземления.

Число вертикальных электродов nB =50

a = p/nB - расстояние между вертикальными электродами.

a = 2,64

Отношение a/l = 0,53

Определение коэффициента использования вертикального электрода:

K_UB = f(n, a/l)=0,332

Определение расчетного удельного сопротивления грунта:

, (201)

где Р_ИЗМ - измеренное значение удельного сопротивления грунта.

К_С - коэффициент сезонности = 1,3

Р = 60 Ом·м - удельное сопротивление грунта.

Для принятого грунта значение удельного сопротивления для вертикального электрода Р_РАСЧ.В = 78 Ом·м

Для горизонтального электрода Р_РАСЧ.Г = 180 Ом·м

Определение сопротивления растеканию одного вертикального электрода:

(202)

где d-диаметр электрода, м;

Расчетное сопротивление вертикального электрода R_В = 17,3 Ом

Определения примерного числа вертикальных электродов:

(203)

Определение сопротивления растеканию одного горизонтального электрода:

(204)

где d-диаметр электрода, м;

R_Г = 0,5 Ом

Уточнение коэффициента использования.

Оба коэффициента зависят от отношения a/l.

Среднее отношение расстояния между электродами a = 2,24

Отношение a/l = 0,45

K_UB = 0,302

K_UГ = 0,162

Уточнение числа вертикальных электродов.

Предыдущее число вертикальных электродов было nB = 59

Уточненное число вертикальных электродов nBу = 59,9

nB = 60

12. Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ на кабельных линиях электропередачи (КЛ)

На КЛ напряжением выше 1000 В по наряду должны производиться работы:

· Со снятием напряжения;

· Без снятия напряжения;

· Без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, когда требуется установка временных ограждений;

· С применением в РУ механизмов и грузоподъемных машин.

Основные работы могут выполняться по распоряжению.

При работе на КЛ, на которых напряжение снято со всех токоведущих частей, в том числе с выводом ВЛ и КЛ, при условии, что заперт вход в соседние электроустановки (сборки и щиты напряжением до 1000 В могут оставаться под напряжением), допускается выдавать один наряд для одновременной работы на всех присоединениях.

Один наряд для одновременного или поочередного производства работ на различных рабочих местах одного или нескольких присоединений без оформления перевода с одного рабочего места на другое, с рассредоточением бригады по разным рабочим местам допускается выдавать в следующих случаях:

· При прокладке и перекладки силовых контрольных кабелей, испытания оборудования, проверке устройств защиты, блокировки, автоматики и т.п.