Курсовая: Электроснабжение аэропортов

Для первого периода следует определить усредненный коэффициент нагрузки К1=0,68. где ti – время, для которого справедливо неравенство Sнг i < Sном * К2’=1,1198 где ti – время, для которого справедливо неравенство Sнг i > Sном * 0.9Sнгmax/Sном=1,01< К2’ =1,12 Кгр= К2’=1,12 t2=h2=∑hi=4 Kз=Sнгmax/n×Sном тр=1,12 Средняя температура окружающей среды зимняя для Симферополя –1,8ºС, учитывая установку трансформаторов внутри подстанции (то есть в помещении), среднюю температуру (зимнюю) увеличиваем на 10ºС, и она будет 8,2ºС. Берем θохл=10ºС К2 табл=1,4 › К2 расч=1,12 Значит, трансформатор ТМ-25 выдержит запланированные систематические перегрузки. Аналогичным образом производим расчет остальных одно-трансформаторных подстанций. Результаты, полученные в ходе вычислений заносим в таблицу 3. 2. Рассмотрим пример для двух трансформаторных подстанций, для ТП2 (РСБН-У). Sнг.max=47 кВА Для двух трансформаторных подстанций мощность трансформатора должна быть S тр ≥ Sнг.max/2=47/2=23,5 кВА Выбираем трансформаторы ТМ-25. Для двух трансформаторных подстанций, как правило, более тяжелыми является послеаварийный режим, когда вся нагрузка приходится на один трансформатор. Расчет ведется по суточному графику нагрузки (рисунок 2) и рассчитывается К 1, К2, t2. Sном= Sтр/ Sнг max=25/47=0,523 Коэффициент нагрузки: К1=0,851 Коэффициент перегрузки: К2’=1,47 Так как расчетное значение: К2’=0,9 × Sнг max/ Sном=0,9 × 4,7/25=1,692, то принимаем: Кгр=1,692 t2=12,08 К2табл=1,4 К2расч › К2табл=1,4 Кз=47/(2 × 25)=0,94 Трансформатор ТМ-25 не выдержит систематических перегрузок, берем ТМ-40. Sном=40/47=0,851 Коэффициент нагрузки: К1=0,851 Коэффициент перегрузки: К2’=1,47 0,9 × Sнг max/ Sном=0,9 × 47/40=1,06 К2расч =1,18 t2=h2=∑hi=4 К2табл =1,6 Кз=47/(2 × 40)=0,59 К2табл ›К2расч Трансформатор ТМ-40 выдержит систематические перегрузки. Аналогичным образом производим расчет остальных двух трансформаторных подстанций. Полученные результаты заносим в таблицу 3. Таблица 3

№,ТП	Объект, питаемый от ТП	Sнг max	Кол-во тр-ов	Тип тр-ра	Кз	К1	t2	К2’	К2табл
1.	ЦИП	3634	2	1
2.	РСБН-У	47	1	ТМ-40	0,59	0,72	4	1,18	1,6
3.	ОПР-Л	64	2	ТМ-63	0,51	0,62	4	1,02	1,6
4.	КДП	68	2	ТМ-63	0,54	0,66	4	1,08	1,6
5.	Водопровод	161	2	ТМ-160	0,5	0,62	4	1,01	1,6
6.	УКВ-пеленг	146	2	ТМ-100	0,73	0,75	11	1,23	1,4
7.	Посад. пав-н	679	2	ТМ-630	0,54	0,66	4	1,08	1,6
8.	Котельная	716	2	ТМ-630	0,57	0,69	4	1,14	1,6
9.	Склад ГСМ	428	2	ТМ-400	0,54	0,66	4	1,08	1,6
10.	Автобаза	550	2	ТМ-400	0,69	0,79	6	1,3	1,5
11.	Ангар	715	2	ТМ-630	0,57	0,69	4	1,14	1,6
12.	БПРМ	32	1	ТМ-25	1,28	0,704	6	1,22	1,29
13.	ДПРМ	28	1	ТМ-25	1,12	0,61	4	1,12	1,41

7. Выбор питающих трансформаторов. При выборе питающих трансформаторов необходимо учесть, что наиболее тяжелым для них является ПАР, когда вся нагрузка приходится на один трансформатор. Следовательно, выбор питающих трансформаторов производим по ПАР. Sнг.max=3634 кВА Котн.нг=0,55 Sнг= Sнг.max/Котн.нг=3634/0,55=6607 кВА Ориентировочная мощность: Sтр≥Sнг/2·Кз.мах=6607/2·0,8=2643 кВА Для ЦИП выбираем трансформаторы: ТМН-6,3: ВН=115 кВ; НН=6,3 кВ; Рхх=13 кВт; Ркз=50 кВт; Iхх=1%; Uк=10,5%; ТМН-6,3: ВН=53 кВ; НН=6,3 кВ; Рхх=9,4 кВт; Ркз=46,5 кВт; Iхх=0,9%; Uк=7,5%; 8.Расчет потерь напряжения и мощности в трансформаторах. Так как трансформаторы имеют значительное внутреннее сопротивление, то имеем потери напряжения в трансформаторе. Потери напряжения наиболее удобно определять в относительных величинах. ΔUт*=Rт**Pнг*+Хт**Qнг* Rт* – активное относительное сопротивление тр-ра: Rт*=Pr/Sном Хт*– относительное индуктивное сопротивление тр-ра Pнг* и Qнг*– относительные активная и реактивная нагрузки: Pнг*= Pнг/Sном.тр Qнг*= Qнг/Sном.тр Трансформаторы являются потребителями реактивной мощности: Sнг*=Sнг.мах/Sном Потери активной мощности: ΔP=P0+Pk*Sнг*² Рассмотрим пример расчета для ТП2: Рк=0,88 кВт; Р0=0,17 кВт; Uк=4,5%; Iхх=3%; S=47 кВА Находим Rт=0,88/40=0,022 Хт*=0,039 Pнг*=38/40=0,95; Qнг*=28/40=0,7; ΔUт*=0,022 · 0,95+0,39 · 0,7=0,0482 ΔUт=4,8%=18 В Р=0,17+0,88*0,3481=0,48 кВт*2=0,96 кВт Аналогично рассчитываем потери напряжения и мощности для остальных трансформаторов и заполняем таблицу 4. Таблица 4

	Кол-во трансформаторов	Тип трансформатора	U, кВт U, B U, %
2. 38+j28 3. 52+j36 4. 59+j33 5. 124+j103 6. 117+j87 7. 580+j337 8. 535+j475	2	ТМ-40	0.88 0.17 4.5 3.0 0.59 0.96 3.7 9 2.4 1.28 0.24 4.5 2.8 0.51 1.15 5 7.5 1.9 1.28 0.24 4.5 2.8 0.54 1.22 5.18 7.5 19 2.65 0.52 4.5 2.4 0.5 2.36 11.28 7.5 1.9 1.97 0.33 4.5 2.6 0.73 2.76 10 11 2.8 7.6 1.42 5.5 2.0 7.6 1.42 5.5 2.0 0.54 0.57 7.24 7.78 45.4 47.72 7.2 9.5 2 2.5
	2	ТМ-63
	2	ТМ-63
	2	ТМ-160
	2	ТМ-100
	2	ТМ-630
	2	ТМ-630
9. 357+j226 10. 488+j231 11. 602+j377 12. 26+j18	2	ТМ-400	5.5 5.5 7.6 0.6 0.6 0.92 2.92 1.42 0.13 0.13 4.5 4.5 5.5 4.5 4.5 2.3 2.3 2.0 3.2 3.2 0.54 0.69 0.57 1.28 1.12 5.05 7.08 7.78 1.11 0.88 28.9 35.54 74.72 2.64 2.21 7 8 8.5 20 18 1.84 2.1 2.2 5.23 4.64
	2	ТМ-400
	2	ТМ-630
	1	ТМ-25
13. 23+j16	1	ТМ-25

ΔU для двух трансформаторных подстанций следует разделить на 2. Вывод: ΔР и ΔQ можно усреднить: ΔР=3,78 кВт ΔQ=20,4 квар И в дальнейшем не усложнять себе работу лишними расчетами. ΔU в двух трансформаторных подстанциях составляет в среднем 2,2%, а у одно-трансформаторных подстанций ΔU=4,9% 2,2%<4,9% То есть потери в одно-трансформаторных подстанциях почти в 2,2 раза больше чем у двух трансформаторных подстанций. Это происходит по тому, что двух трансформаторные подстанции работают в нагруженном режиме. 9. Определение присоединенной нагрузки с учетом потерь мощности в трансформаторах. Присоединенная нагрузка определяется с учетом количества электрических приемников питаемых от ТП, плюс потери в трансформаторе. Пример расчета для ТП2 (РСБН-У): мощность электроприемников: Sнгмах=47 кВА Потери: Р=38 кВт Q=28 квар ΔР=0,96 кВт ΔQ=3,7 квар Мощность нагрузки: ∑Р=Р+ΔР=38+0,96=38,96кВт ∑Q=Q+ΔQ=28+3,7=31,7квар Р+jQ=38.96+j31,7, так как на ТП2 2 трансформатора, то вся нагрузка приходится на 2 линии. Составим таблицу 5 с учетом потерь. Таблица 5

№ ТП	Кол-во тр-ов	Полная нагрузка	Нагрузка на одну линию
2.	2	38,96+j31,7	19,48+j15,85
3.	2	53,15+j41	26,58+j20,5
4.	2	60,22+j38,18	30,11+j19,09
5.	2	126,36+j114,28	63,18+j57,14
6.	2	119,76+j97	59,88+j48,5
7.	2	587,27+j382,4	293,64+j191,2
8.	2	542,78+j522,72	271,39+j261,36
9.	2	362,05+j254,9	181,03+j127,45
10.	2	495,08+j266,54	247,54+j133,27
11.	2	609,78+j424,72	304,89+j212,36
12.	1	27,11+j20,64	27,11+j20,64
13.	1	23,88+j18,21	23,88+j18,21

10. Расчет потока мощности по участкам в рабочем режиме. Sл1=(1279+j824)кВА Sл8=248+j134 Sл2=1240+j792 Sл9=1768+j1390 Sл3=278+j153 Sл10=1642+j1276 Sл4=248+j134 Sл11=1522+j1179 Sл5=909+j598 Sл12=935+j797 Sл6=51+j39 Sл13=392+j274 Sл7=24+j18 Sл14=30+j19 1, 2...– номера точек при расчете токов короткого замыкания на ЭВМ. – коэффициенты схемы (КС). 11.Расчет сечений кабелей высоковольтной сети аэропорта в рабочем режиме. Сечение проводов высоковольтной линии электропередачи, рекомендуется выбирать по экономической плотности тока, т.е. такой плотности при которой расчетные затраты получаются минимальными. В ПУЭ для определения экономического сечения проводов линии рекомендуется пользоваться формулой: Fэк=Imax/ Jэк Imax – максимальная нагрузка при нормальной работе сети. Jэк – экономическая плотность тока А/мм², берется в зависимости от материала, конструкции кабеля и Тн (число часов использования максимально активной нагрузки). Пример расчета сечения кабеля на участке 1 (линия 1). Суммарная мощность:∑S=1279+j824=1521кВА, Код=0,8 Найдем рабочий ток: I1p=117 A Так как кабель алюминиевый с бумажной изоляцией (пропитанной) принимаем: Jэк=1,6А/мм² (Тм=3000 часов) Находим сечение: Fэк= Imax/ Jэк=117/1,6=73мм² Стандартное ближайшее значение Fст=70мм² с Iдд=190 А. Как видим, кабель проходит по току. Составляем таблицу 6 значений остальных сечений сети для рабочего режима: Таблица 6

№, лин	Мощность на участке	Мощность на участке х Код	l, км	Ro, Ом/км	Хо, Ом/км	Код	Iраб, А	Fрасщ, мм²	Fст, мм²	Iдд, А
1.	1279+j824	1023+j659	1,68	0,44	0,086	0,8	117	73	70	190
2.	1240+j792	1091+j697	0,66	0,44	0,086	0,81	115	78	70	190
3.	278+j153	278+j153	0,57	1,94	0,113	–	31	19	16	80
4.	248+j134	248+j134	0,54	1,94	0,113	–	27	17	16	80
5.	909+j598	818+j538	0,76	0,62	0,09	0,9	94	59	50	155
6.	51+j39	51+j39	0,72	3,1	0,112	–	6	4	10	60
7.	24+j18	24+j18	4	3,1	0,112	–	3	2	10	60
8.	248+j134	248+j134	0,81	1,94	0,113	–	27	17	16	80
9.	1768+j1390	1503+j1182	1,21	0,26	0,081	0,81	175	115	120	260
10.	1642+j1276	1478+j1148	1,01	0,26	0,081	0,92	164	113	120	260
11.	1522+j1179	1370+j1061	0,75	0,33	0,083	0,95	157	104	95	225
12.	935+j797	842+j717	0,54	0,44	0,086	0,9	106	66	70	190
13.	392+j274	392+j274	0,29	1,24	0,099	–	46	29	25	105
14.	30+j19	30+j19	0,56	3,1	0,122	–	3	2	10	60

Проверим данную сеть на потери напряжения. В сети 6 кВ они должны быть ΔU=(6–8)%. Потери напряжения находим по формуле ΔU=(∑Рлі*Rлі *li+∑ Qлі*Xлі*li)/U Расчет ведется по наиболее удаленной точке сети и с учетом Код. Самой удаленной точкой линии является ТП13 DU=342 В Это составляет 5,7% и удовлетворяет условию ΔUдоп=6% 12. Расчет низковольтной сети. Этот расчет ведется по допустимой потере напряжения и по минимуму массы проводов. Требования ГОСТ 13109-76 можно удовлетворить, если потери напряжения в отдельных элементах сети не будет превышать некоторых допустимых значений. Петлевая сеть: (штаб, столовая). Л2 в рабочем режиме не участвует. Примем ΔUдоп=4,5%=17,1В. Потеря напряжения на индуктивном сопротивлении линии: ΔUх1=(Хо∑Q*l)/U=(0,06*9*0,3)/0,38=0,43 В ΔUх2=(0,06*16*0,1)/0,38=0,25 В ΔUх3=(0,06*16*0,32)/0,38=0,81 В Допустимые потери на активном сопротивлении линии: ΔUа доп1= ΔUдоп-ΔUх=17,1-0,43=16,67 В ΔUа доп2=17,1-0,25=16,85 В ΔUа доп3=17,1-0,81=16,29 В F1=(ρ*∑li*Pi)/(ΔUа доп.* ΔUн)=121 мм²; F2=47 мм²; F3=155 мм² F1ст=120 мм²; F2ст=50 мм²; F3ст=150 мм² Iдд=270 А > Ip=111 A Iдд=165 А Iдд=305 А > Ip=133 A Проверим по ΔU ΔU1=15 В Это составляет 4,1% < ΔUдоп =4.5% ΔU3=16 В Это составляет 4,2% < ΔUдоп =4.5% Проверим ПАР:

		Л1		Л2

I1пар=244 А < Iдд проходит I2пар=133 А < Iдд проходит Проверим потерю напряжения: ΔU=48,7 В Это составляет 10,9% > 4,5%+5%=9,5% Увеличиваем Л1: Fст=150мм² Iдд=305 А Увеличиваем Л2: Fст=120мм² Iдд=270 А ΔU=37 В Это составляет 8,9% < 9,5% Обрыв Л1 Расчет аналогичен предыдущему ΔU=35,5 В; Это составляет 9,3% < 9,5% – проходит ΔU=12,5 В; Это составляет 3,3% < 4,5% – проходит Низковольтная сеть. (3 мат. склада.)

	Л1		Л2		Л3

Iр1=76 А; Iр2=50 А; Iр3=26 А; ΔUх=0,86 В; ΔUа.доп.=17,1-0,68=16,42 В F1=36 мм²; Fст =35мм²; Iдд=135 А F2=18 мм²; Fст =16мм²; Iдд=90 А F3=9 мм²; Fст =10мм²; Iдд=65 А ΔU=45 В; 11,8% > 9.5% не подходит. Подбираем другие сечения F1, 2, 3=50 мм²; Iдд=165 А; ΔU=15,9 В; 4,2% < 4,5%; Рассмотрим ПАР: I1пар=151 А I2пар=101 А I3пар=50 А ΔU=32 В Это составляет 8,4% и удовлетворяет условие ΔUдоп=9,5%; Низковольтная сеть (ГРМ).

30+j23

Ip=29 A; ΔUх=0,54 В; ΔUдоп=17,1- 0,54=16,56 В9 F=25 мм²; Fст =25мм²; Iдд=115 А; ΔU=15,2 В; 4% < 4,5%; В ПАР: Iпар=57 А; ΔU=30 В; 8% < 9,5%; 13. Расчет токов короткого замыкания. Расчет Iк.з на шинах силового трансформатора на низкой стороне. Используя таблицу, принимаем среднее геометрическое расстояние между проводом 0,4 мм, Х0=0,4 Ом/м для проводов марки АС линии эллектро передач. Относительное реактивное сопротивление: Xл1*=0,361 Хл2= 2,226; Относительное индуктивное сопротивление трансформаторов: Хтр*1=Uк1/100*Sб/ Sном=0,4*40*300/1,1*12100=5 Хтр*2=3,57 Точки короткого замыкания: Iк1*’’’=Е*/(Хс”+Xл1*+Хтр*1)=0,18 Iкз1*’’’=5,18 кА Iк2*’’’=0,16 Iкз2*’’’=4,6 кА 14. Проверка термической устойчивости кабеля от действия тока короткого замыкания. Для расчета берем кабель, у которого сечение имеет наибольшую разницу с предыдущим сечением. Для примера возьмем высоковольтный кабель с F=10мм², Iдд=60 А, Iр=6 А на линии 6, Ік’’’=0.95 кА Определим первоначальную температуру кабеля: Qнач=Δt(Iр/ Iдд)²+tокр. ср. Qнач=Qдд-Qном=60-15=45°С Qдд=60°С; Qном=15°С Q=15°С По графику находим при Q=15°С; Ан=1500(А²*с)/(мм²) Зная max допустимую температуру нагрева алюминия, находим Акз. При нагреве кабеля при токе короткого замыкания до температуры Qкз=200°С величина Акз.’=14000 (А²*с)/(мм²) Тогда ΔА=Акз.’-Ан=12500(А²*с)/(мм²) Зная это значение можно определить допустимое значение времени короткого замыкания, за которое кабель нагреется до Qдоп t=ΔА*F²/ Iкз²=1,4 с По результатам можно сделать вывод, что при установке защиты на этом участке, при коротком трехфазном замыкании защита должна сработать меньше чем за 1,4 с, иначе будет наблюдаться перегрев кабеля, что приведет к разрушению изоляции и пробою кабеля на этом участке. 15.Закон регулирования напряжения. Закон регулирования напряжения необходим для обеспечения качества электроэнергии (напряжения) в электросети. Для этого необходимо выбрать две точки сети: наиболее «близкую» и наиболее удаленную в электрическом отношении от источника питания. Если потери в линии до данного объекта превышают 2,5%, то их можно регулировать отпайками трансформатора. Нам задан диапазон регулирования на шинах питающей подстанции, в зависимости от колебания нагрузки. Потери в линиях рассчитываем по формуле ΔUl=(Pлi*Roi+Qлi*Xoi)*li/Uн ΔU1=137 В; 2,3%. ΔU2=52 В; 0,9%. ΔU3=18 В; 0,3%. ΔU4=45 В; 0,7%. ΔU5=78,2 В; 1,3%. ΔU6=19,54 В; 0,3%. ΔU7=51,1 В; 0,9%. ΔU8=67 В; 1,1%. Анализируя схему аэропорта, и просчитав потери в элементах сети принимаем, что в роли ближних точек будут: Б1 – РСБН-У (ТП2) Б2 – автобаза (ТП10), а в роли дальних: Д1 – ГРМ Д2 – столовая Схема для расчета закона регулирования Все потери в линиях обозначены на рисунке 9. Сечение линий приведены в таблице 6. Отклонения напряжения на линиях питающей подстанции при Imax+7%, при Imin+2%. Потери в высоковольтной линии: до ТП2: ΔUвв max=2,3%; до ТП3: ΔUвв max=3,2%; до ТП10: ΔUвв max=5,6%. Потери низковольтной линии: Д1: ΔUнв max=4%; Д2: ΔUнв max=4,2%. Так как соотношения токов при максимуме и минимуме нагрузки по заданию при Imax/ Imin=3, то чтобы найти потери при минимуме нагрузки, максимальные потери соответственно нужно уменьшить: до ТП2: ΔUвв min=0,77%; до ТП3: ΔUвв min=1,1%; до ТП10: ΔUвв min=1,9%. Д1: ΔUнв min=1,3%; Д2: ΔUнв min=1,4%. ΔUт – в таблице 4 (пункт 8) ΔUнв – при расчете низковольтной сети (пункт 13) Uвых= + 5%+ ΔUвв+ ΔUti+ ΔUнв Uвых max=5+2,3+4,8=12,1 1Б Uвых min=5+0,77+1,6=7,37 Uвых max=5+5,6+4,2=14,8 2Б Uвых min=5+1,9+1,4=8,3 Uвых max=-5+3,2+3,96+4=6,16 1Д Uвых min=-5+1,1+1,32+1,3=-1,28 Uвых max=-5+5.6+4,2+4,2=9 2Д Uвых min=-5+1,9+1,4+1,4=-0,3 Рассчитаем потерю напряжения в силовом трансформаторе ΔUт=Рк* Рнг/Sн²+ Uк* Qнг/(100*Sн) ΔUтo=0,015=1,5% Оценим необходимость использования трансформатора с РПН, возможно ли регулировать напряжение этим трансформатором в полученной зоне регулирования Ето=+5%+ΔUтo-ΔUвх+ΔUвв+ΔUтi+ ΔUнв ΔUвых=ΔUвх-ΔUто+Ето Ето – относительное изменение напряжения на вторичной обмотке трансформатора за счет уменьшения коэффициента трансформации отпайки. ΔUвх=7% при Sнгмах; ΔUвх=2% при Sнгмin Ето=ΔUтo-ΔUвх+ΔUвых Ето max=12,1-7+1,5=6,6 1Б Ето min=7,37-2+0,5=5,87 Ето max=14,8-7+1,5=9,3 2Б Ето min=8,3-2+0,5=6,8 Ето max=6,16-7+1,5=0,66 1Д Ето min=-1,28-2+0,5=-2,78 Ето max=9-7+1,5=3,5 2Д Ето min=-0,3-2+0,5=-1,8 Смысл графиков заключается в том, что если отключение напряжения на выходе питающего трансформатора будет, находится в пределах зоны, ограниченной прямыми, напряжение на нагрузке не выйдет за пределы допуска. В данном случае используется, как видно из графиков, трансформатор без РПН. Трансформатор с ПБВ следует установить на отпайку “0”. 16.Выбор косинусных конденсаторов. Определим полную мощность аэропорта при максимуме и минимуме нагрузки. Sнг.max=2249кВА Sнг.min=2249/3=750кВА Кабельные линии являются одновременно потребителями и генераторами реактивной мощности. Это необходимо учитывать при выборе конденсаторных батарей. Qпотр=3*I²*Xo*l; Qген=U²*bo*l Например, для кабеля на линии 9 (l=1,21 км; F=120 мм²; I=184 A) Qпотр=3*184²*0,076*1,21=9340 ВАР Qген=6000²*146*0,000001*1,21=6360 ВАР Результаты аналогичных вычислений для остальных кабелей заносим в таблицу 7.

Вывод: при максимальной нагрузке сеть работает как потребитель, а при минимальной как генератор (наоборот).

Таблица 7

№ лин.	Длинна l, км	Qпотр max, ВАР	Qпотр min, ВАР	Qген, ВАР
9.	1,21	9340	3113	6360
10.	1,01	7461	5309	2487
11.	0,75	4895	1632	3618
12.	0,54	1456	485	2469
13.	0,29	160	53	1015
14.	0,56	1,25	0,42	2298

Находим прибавку реактивной мощности за счет кабельных линий ΔQmax=∑Qген-∑Qпотр max=18247-23313=-5,06 кВАР ΔQmin=∑Qген-∑Qпотр min=18247-10592=7,65 кВАР Определяем реальные реактивные мощности: Qнагр mах=1395,06; Qнагр min=465,02 квар Определяем полные мощности: Smax=2252 кВА Smin=751 кВА Находим реальные коэффициенты мощности: cosφmax=∑ Pнагр mах/Smax=0,79 cosφmin=∑ Pнагр min/Smin=0,78 Требуемый энергосистемой коэффициент мощности cosφсист=0,95 Мощность конденсаторных батарей мы определяем по формуле: Qkmax=∑ Pmах*(tgφд- tgφmp) φmp – требуемый угол, т.е. соответствующий 0,95 tgφmp=0.33 tgφд – действительный угол, т. е. соответствующий: max tgφд=0,78; min tgφд=0,8 Qkmax=796 квар; Qkmшт=277 квар Чтобы скомпенсировать эту мощность надо поставить батареи, где они будут наиболее эффективны. Это будут места где протекают большие реактивные мощности на высоковольтной стороне cosφ после установки КБ: cosφ=0.947

Место установки	Марка КБ	Кол-во	Емкость
ТП16	КС1-6-50-У3	1	50
ТП7	КС1-6-50-У3 КС2-6-100-У3	1 3	50 300
ТП8	КС2-6-100-У3 КС2-6-75-У1	2 1	200 75
ТП9	КС2-6-100-У3	1	100

17. Эксплуатация кабельных линий. 1. После прокладки кабеля представители организаций электромонтажной, строительной и заказчика, осмотрев трассу, составляют акт на скрытые работы и дают разрешение на засыпку траншеи, засыпку производят после всех муфт и испытания кабеля повышенным напряжением. 2. Все кабельные изоляции по инструкции должны изготовляться из несгораемых материалов. 3. Вводы кабелей из траншей в здание при отсутствии вентилируемого подполья должны выполняться выше нулевой отметки. При открытой площадке кабели необходимо защищать от прямых солнечных лучей. 4. Кабели со сплошными порывами, задирами и трещинами шлангов необходимо отремонтировать или заменить. 5. Каждая кабельная линия должна иметь свой номер или наименование. В кабельных сооружениях бирки маркировки устанавливают не реже, чем через 5 лет. 6. После монтажа кабелей до 1 кВ проверяют целостность и фазировку кабеля, сопротивление изоляции и сопротивление заземления концевых зацепок. Сопротивление изоляции измеряется мегомметрами на напряжении 2,5 кВ, которое должно быть не менее 0,5 МОм, после одноминутного испытания и производится один раз в 5 лет, а кабель с резиновой изоляцией проверяется ежегодно. 7. Необходимо 2 раза в год контролировать нагрузку кабеля (1 раз обязательно в период ее максимальной нагрузки). 8. Осмотр кабельных трасс производится не реже одного раза в 3 месяца, концевых муфт и кабельных колодцев 2 раза в год. Внеочередные обходы производятся в период паводков и стихийных бедствий. 9. Необходимо следить за состоянием пикетов, предупреждать раскопки вблизи трасс, появление дорог, свалок мусора над трассами. 10. Один раз в 3 года кабели должны испытываться повышенным напряжением выпрямленного тока. Испытания проводят для каждой фазы отдельно, путем плавного подъема напряжения, начиная от 0,3, со скоростью, не превышающей 1% в секунду. При достижении требуемого значения напряжения стабилизируется в течение 10 минут и контролируется ток утечки, который должен постоянно уменьшаться или оставаться постоянным. В случае его нарастания испытания продолжаются до пробоя изоляции или стабилизации тока утечки. После плавного отключения кабель должен быть разряжен через небольшое сопротивление. 11. Земляные работы вблизи трасс должны выполняться в присутствии представителя эксплуатирующей организации. Не допускаются раскопки машинами вблизи одного метра, а ударных механизмов на расстоянии менее 5 метров от кабеля. 12. Открытые муфты и откопанные кабели должны подвешиваться к перекинутым через траншею брусам, причем муфты должны закрываться коробками. 13. Перед вскрытием кабеля необходимо удостоверится, что он отключен (прокол кабеля заземленной стальной иглой). 14. Перекладывать кабели и переносить муфты можно только после отключения кабельной линии. Работы производятся в диэлектрических перчатках, поверх которых надевают брезентовые рукавицы с группой по электробезопасности не ниже V, а для кабеля до 1 кВ не ниже IV. Список литературы:

№	Автор	Название	Изд-во	Год
1.	Величко Ю. К.	Системы электроснабжения АП и методические указания по к/п для студентов заочников	Киев. КИИГА	1989
2.	Величко Ю. К.	Электроснабжение АП. Методические указания к к/п для студентов специальности 0621	Киев. КИИГА	1984
3.	Величко Ю. К.	Электроснабжение АП и руководство для к/п.	Киев. КИИГА	1978
4.	Величко Ю. К. Козлов В. Д.	Электроснабжение АП и руководство к л/р.	Киев. КИИГА	1976

Страницы: 1, 2