РЕФЕРАТ

Пояснювальна записка до курсового проекту 66 стор.,12 рис.,31табл., 10 джерел.

Об'єктом розрахунку є проектування вузлової підстанції 330/220/10 кВ. Мета роботи - за графіком навантаження підстанції вибрати

автотрансформатори зв'язку, схеми електричних з'єднань на різних напругах, устаткування, апаратів і струмоведучих частин.

У даній курсовій роботі були проведені розрахунки на вибір автотрансформаторів. По їхніх результатах обрані однофазні автотрансформатори типу АОДЦТН-83000/330/220 повною потужністю 250 МВА.

На напрузі 330 кВ обрана схема з'єднань трансформатора-шини з підключенням ВЛ через два вимикачі. На напрузі 220 кВ прийнята схема з однією секційованою системою шин з обхідною з окремими секційним і обхідним вимикачами. На напрузі 10 кВ обрана схема з однією секційованою системою шин.

Проведено розрахунок струмів короткого замикання в намічених точках. За результатами розрахунку проведений вибір комутаційної апаратури (вимикачів, роз'єднувачів) на всіх напругах. Проведено вибір токоограничивающих реакторів. Обрано вимірювальні прилади і схеми їхніх з'єднань для всіх приєднань і устаткування. Проведено вибір вимірювальних трансформаторів струму і напруги. Проведено вибір струмоведучих частин (збірних шин 330, 220 і 10 кВ, у ланцюзі автотрансформаторів і синхронних компенсаторів).

Обрано трансформатори і схема з'єднання власних нестатків підстанції.

РОЗРАХУНОК, ДОБОВИЙ ГРАФІК НАВАНТАЖЕНЬ, НАПРУГА, АВТОТРАНСФОРМАТОР, СИНХРОННИЙ КОМПЕНСАТОР, КОРОТКЕ ЗАМИКАННЯ, ЗДВОЄНИЙ РЕАКТОР, ПОВІТРЯНИЙ ВИМИКАЧ,

ЗАВДАННЯ ДО ПРОЕКТУВАННЯ:

Номер варіанта - 42.

Напруга на високій стороні: Uвн = 330 кВ.

Напруга на середній стороні: Uсн = 220 кВ. Потужність короткого замикання на стороні ВН: Потужність короткого замикання на стороні СН: Максимальна споживана активна потужність: Коефіцієнт потужності: cosφмакс = 0,91.

Потужність синхронного компенсатора: QСК = 37,5 МВАр Число синхронних компенсаторів: 2.

Графік навантаження підстанції показаний на рис. 1:

4.6.7.Вибір струмоведучих частин у ланцюзі синхронного компенсатора ……………………………………………….... …..56

4.6.8.Вибір струмоведучих частин у ланцюзі від висновків

СПИСОК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ І СКОРОЧЕНЬ

ННнижча напруга

ХХхолостий хід

ВСТУП

Найважливіші задачі, розв'язувані енергетиками, складаються в безперервному збільшенні обсягів виробництва, у скороченні термінів будівництва нових енергетичних об'єктів і реконструкції старих, зменшенні питомих капіталовкладень, у скороченні питомих витрат палива, підвищенні продуктивності праці, у поліпшенні структури виробництва електроенергії, скороченні втрат при виробленні і передачі енергії, в енергозбереженні.

Енергетика, на сьогоднішній день - одна з найважливіших областей народного господарства. Найголовніша задача для нас - це розвиток, дослідження й удосконалення енергетики. На даний час електричні мережі енергетичної системи України охоплюють територію в 0,603 млн.км2. Установлена потужність складає 54,2 млн. кВт.

Потреба в електроенергії в регіоні Донбасу визначається, в основному, енергоємними областями важкої промисловості, такими як металургійна, вугільна і хімічна. Система Донбасенерго є могутньою енергосистемою, що являє собою об'єднання електростанцій, підстанцій, мереж ЛЕП і споживачів. Для безпечної роботи такої системи необхідні пристрої захисту, діагностики і керування, якими обладнана система Донбасенерго.

В даний час енергетика переживає період великих структурних перетворень, корінної зміни умов її розвитку.

Важливу роль виконують електричні підстанції, призначені для перетворення і розподілу електроенергії. В Україні, як і в багатьох інших країнах, для виробництва і розподілу електричної енергії прийнятий трифазний перемінний струм частотою 50 Гц (у США і ряді інших країн прийнята частота 60 Гц). Застосування трифазного струму порозумівається більшою економічністю мереж і установок трифазного струму в порівнянні з установками однофазного перемінного струму, а також можливістю широкого використання як електропривод найбільш надійних, простих і дешевих асинхронних електродвигунів.

Електричне навантаження окремих споживачів, а, отже, і сумарне їхнє навантаження, що визначає режим роботи електростанцій в енергосистемі, безупинно міняється. Прийнято відбивати цей факт графіком навантаження, тобто діаграмою зміни потужності електроустановки в часі.

По виду фіксуємого параметра розрізняють графіки активної Р, реактивної Q, повної (удаваної) S потужностей електроустановки. Як правило, графіки відбивають зміна навантаження за визначений період часу. За цією ознакою їх підрозділяють на добові (24 години), сезонні, річні і т.п.

Графіки навантаження використовуються для аналізу роботи електроустановок, для проектування системи електропостачання, для складання прогнозів електроспоживання, планування ремонтів устаткування, а також у процесі експлуатації для ведення нормального режиму роботи.

Силові трансформатори, установлені на електростанціях і підстанціях, призначені для перетворення електроенергії з однієї напруги на інше. Найбільше поширення одержали трифазні трансформатори, тому що втрати в них на 12-15% нижче, а витрата активних матеріалів і вартість на 20-25% менше, ніж у групі однофазних трансформаторів такої ж сумарної потужності. Однофазні трансформатори застосовуються, якщо неможливо виготовлення трифазних трансформаторів необхідної потужності або утруднене їхнє транспортування.

Синхронним компенсатором (СК) називають синхронну машину, що працює в руховому режимі без навантаження на валові при струмі порушення, що змінюється. Синхронний компенсатор у залежності від струму порушення може видавати реактивну потужність у мережу або споживати неї з мережі. Сучасні електричні навантаження характеризуються значним споживанням реактивної потужності. Якщо в центрі навантаження включити СК, він, генеруючи реактивну потужність, необхідну споживачам, дозволить розвантажити лінії, що з'єднують електростанції з навантаженням, від реактивного струму, що поліпшить умови роботи мережі в цілому. СК установлюються на підстанціях електропередач, де з їхньою допомогою забезпечується кращий розподіл напруги уздовж лінії і підвищення стійкості рівнобіжної роботи.

Головна схема електричних з'єднань підстанції вибирається з урахуванням схеми розвитку електричних мереж енергосистеми або схеми електропостачання району. Вузлова підстанція - це підстанція, до якої приєднуються більш двох ліній питомої мережі, що приходять від двох або більш електроустановок.

Схема підстанцій тісно погоджується з призначенням і способом приєднання підстанції до живильної мережі і повинна:

-забезпечувати надійність електропостачання споживачів підстанції і рівчаків потужності по міжсистемним і магістральних зв'язках у нормальному й у післяаварійному режимі;

-враховувати перспективу розвитку;

-допускати можливість поступового розширення РУ всіх напруг;

-враховувати вимоги противоаварійної автоматики;

-забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднань.

Згідно з цими вимогами розроблені типові схеми розподільних пристроїв підстанцій 6-750 кВ, що повинні застосовуватися при проектуванні підстанцій. Нетипова головна схема повинна бути обґрунтована техніко-економічним розрахунком.

На шинах 330-750 кВ вузлових підстанцій здійснюється зв'язок окремих частин енергосистеми або зв'язок двох систем, тому до схем на стороні ВН прядъявляют підвищені вимоги у відношенні надійності. Як правило, у цьому випадку застосовують схеми з багаторазовим приєднанням ліній.

На стороні середньої напруги 110-220 кВ могутніх підстанцій застосовується схема з однієї робочої й однієї обхідний системами шин або з двома робітниками й однієї обхідний системами шин.

При виборі схеми на стороні НН у першу чергу вирішується питання про обмеження струму КЗ.

1 ВИБІР ПОТУЖНОСТІ АВТОТРАНСФОРМАТОРІВ

Результати розрахунків на вибір потужності автотрансформаторів зводимо в табл. 1.1. При цьому тривалість ступеней приймаємо згідно заданого графіка навантаження.

Активну потужність по ступінях графіка визначаємо по формулі:

РСТ,(МВт) = PМАКС PСТ(%), так для ступені 0-2:

100

Р0-2 = 305 50 = 152,5 МВт.

100

Для кожної ступені розраховуємо значення cosφ за виразом:

де Р - поточне значення навантаження за графіком Р(t);

Рмакс, Рмин - максимальне і мінімальне значення навантаження відповідно за графіком Р(t);

Наприклад, для ступені 0-2:

cosϕ0−2 = (0,91 − 0,7) 152,5 − 61 + 0,7 = 0,779. 305 − 61

Для кожної ступені розраховуємо значення реактивної потужності Q(t) за виразом:

Q(t) = Р(t)·tgφ(t),

Наприклад, для ділянки 0-2:

Q0-2 = Р0-2·tgφ0-2 = 152,5·0,806 = 122,85 МВАр.

Для кожної ступені графіка розраховуємо результуюче значення реактивної потужності за виразом:

Q(t)РЕЗ = Q(t) – ΣQСК,

Q(t)РЕЗ0-2 = 122,85 - 2·37,5 = 47,85 МВАр.

Обчислюємо навантаження S(t):

S(t) = P(t)2 +Q(t)2РЕЗ ,

Наприклад, для ступені 0-2:

S(t)0-2 = 152,52 + 47,852 = 159,83 МВА.

По заданому типовому графіку навантаження будуємо в іменованих одиницях графік активної потужності Р(t) на рис. 1.1.

Рисунок 1.1- Графік активного навантаження в іменованих одиницях За результатами розрахунку в табл. 1.1 будуємо в іменованих одиницях

графік повного навантаження S(t) на рис. 1.2.

Тому що на підстанції маються споживачі І і ІІ категорії, то приймаємо до установки два автотрансформатори.

Розрахункову потужність кожного з них визначаємо за виразом:

де n - число встановлюваних автотрансформаторів;

kпав = 1,4 - коефіцієнт перевантаження в аварійному режимі; SНОМ - каталожна потужність трансформатора.

SНОМ ≥ SРАСЧ.

З табл. 3-9, стор. 116 [3] вибираємо однофазні автотрансформатори типу АОДЦТН-83000/330/220 повною потужністю 250 МВА. Каталожні дані обраних автотрансформаторів приведені в табл. 1.2.

Таблиця 1.2- Каталожні дані автотрансформатора АОДЦТН-83000/330/220

Це рішення є попереднім і вимагає додаткової перевірки, тому що перевантаження трансформатора в аварійному режимі допускаються тільки при дотриманні визначених умов.

При аварійному відключенні одного з автотрансформаторів, що залишився в роботі допускає перевантаження на 40% за час не більш 6 годин, якщо попереднє 10-годинне навантаження не перевищує 0,93.

Для перевірки допустимості перевантаження фактичний графік навантаження S(t) перетворимо в двоступінчастий еквівалентний, для чого на ньому наносимо пряму S(t) = Sном (рис. 1.3).

Рисунок 1.3- Еквівалентний двоступінчастий графік повного навантаження S(t)

Верхня частина графіка, що відтинається зазначеній прямій, є зоною перевантаження автотрансформаторів, вона має два піки. Для розрахунку беремо більший з них в інтервалі часу від 6 до 10 годин із тривалістю

t1 = 2 + 1 + 1 = 4 години.

Еквівалентне навантаження автотрансформаторів на розглянутому інтервалі часу підраховуємо як середньоквадратичне значення за формулою :

де Sі - навантаження трансформатора на різних ступенях графіка за час t1. Визначаємо коефіцієнт К1:

Тому що вихідний графік має два максимуми, причому менший випливає за великим, то час t2 відраховуємо після закінчення більшого максимуму, тобто з 10 до 20 годин. Менший максимум враховуємо в еквівалентному навантаженні.

Результати розрахунку зводимо в табл.. 1.3.

Таблиця 1.3- Результати розрахунку перевантаження автотрансформаторів

Автотрансформатор працює в комбінованому режимі ВН → СН і НН →СН, тому його потужність визначається завантаженням загальної обмотки:

SО = (kВЫГPB + PH )2 + (kВЫГQB +QH )2 ,

де Рв, Qв - активна і реактивна потужності, передані з ВН у СН.

Рн, Qн - активна і реактивна потужності, передані з обмотки НН в обмотку СН; Рн = 0, тому що синхронний компенсатор видає тільки реактивну потужність.

kВЫГ = 330 − 220 = 0,333.

330

SО = (0,333 305)2 + (0,333 138,96 + 37,5)2 = 131,657 МВА.

Розглянутий режим для двох автотрансформаторів допустимо, тому що:

SО < SТИП = kВЫГ·SНОМ = 0,333·2·250 = 166,5 МВА.

Тому що всі умови виконуються, те обрані однофазні автотрансформатори АОДТЦН-83000/330/220 будуть працювати при заданих навантаженнях.

2 РОЗРАХУНОК ЧИСЛА ЛІНІЙ І ВИБІР СХЕМИ РОЗПОДІЛЬНИХ ПРИСТРОЇВ

Кількість ліній для РУ з напругою 220 кВ визначаємо переданої по них потужністю.

Проводимо розрахунок Тмакс, необхідного для визначення значення економічної потужності

ТМАКС = ∑Pi ti n ,

PМАКС

де n - число днів у році для заданого типового графіка навантаження.

= 5365 год.

За умовами коронування мінімально припустимий перетин проводів для ЛЕП 220 кВ - АС-240/39 (табл. 1.18, стор. 20 [2]). З табл. 1.21, стор. 22 [2]

приймаємо РЭК = 80 Мвт. При ТМАКС = 5365 годин застосовуємо поправочний коефіцієнт 0,91, тоді:

РЭК = 0,91·80 = 72,8 МВт.

Визначаємо число ліній, що відходять, 220 кВ:

n = 72305,8 = 4,19.

Приймаємо число ЛЕП 220 кВ 5.

Тому що внаслідок планових і аварійних ремонтів частина ліній може бути відключена, а передана потужність і в цьому випадку не повинна зменшуватися, отримане число ліній повинне бути перевірене за умовою граничної переданої потужності для РП з напругою 220 кВ:

n – 2 ≥ PМАКС ,

PПРЕД

де РПРЕД = 0,91·205 = 186,55 МВт (за табл. 1.21, стор. 22 [2]). 5 –2 = 3 > 186305,55 = 1,63, умова виконується

Виходячи з кількості приєднань до РП 220 кВ:

nЛЭП + nАТ = 5 + 2 = 7 приєднань,

приймаємо схему з одиночною секційваною системою шин з обхідною з установкою окремих обхідного і секційного вимикачів.

На напрузі 330 кВ до шин РП приєднані три ЛЕП і 2 автотрансформатори. При даній кількості приєднань застосовуємо схему шини - автотрансформатор. У ланцюзі кожної лінії - два вимикачі, автотрансформатори приєднуються до шин без вимикачів (установлюються роз'єднувачі з дистанційним приводом).

На напрузі 10 кВ приймається схема з двома секційованими системами збірних шин, що приєднуються до автотрансформатора через реактор.

На двухтрансформаторных підстанціях 35-750 кВ установлюються два трансформатори власних потреб. Потужність трансформаторів с.н. вибирається виходячи з навантаження власних потреб.

Підрахунок приблизного навантаження власних потреб проводимо в табл. 2.1, використовуючи дані з табл. П6.1, стор. 639 [1] і П6.2, стор. 640 [1]. Приймаємо для рухового навантаження cosφ = 0,85.

Таблиця 2.1- Навантаження власних потреб підстанції

Розрахункове навантаження при kс = 0,8 - коефіцієнт попиту, що враховує коефіцієнти одночасності і завантаження.

SРАСЧ = kС PУСТ2 +QУСТ2 =0,8 628,82 + 70,3162 = 506,175 кВА.

При двох трансформаторах, з обліком припустимого аварійного перевантаження:

З табл. 2-90, стор. 199 4 вибираємо два трансформатори типу ТМ-400/10 потужністю 400 кВа. Каталожні дані обраних трансформаторів зводимо в табл. 2.2.

3 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРТКОГО ЗАМИКАННЯ

Розрахункова схема для визначення струмів короткого замикання показана на рис. 3.1.

К3

СК2

10 кВ

СК1 ТСН К4

Рисунок 3.1- Розрахункові крапки короткого замикання

Розрахунок струмів короткого замикання проводимо в табл. 3.1. Розрахунок проводимо у відносних одиницях. Вибираємо SБ = 1000 МВА,

приймаємо UБ = UСТУПЕНИ, на якій розраховується струм КЗ. Складаємо схему заміщення (рис. 3.2) і визначаємо її параметри. Опір системи 1:

Опір системи 2:

Опір автотрансформаторів АТ1 і АТ2: - на стороні ВН:

- на стороні СН:

- на стороні НН:

Опір синхронних компенсаторів СК1 і СК2:

Е.р.с. від системи приймаємо ЕС = 1,0. Знаходимо е.р.с. від синхронних компенсаторів:

EСК = U0 + I0·x´СК = 1 + 0,5·0,36 = 1,118.

Значення струму IП,τ від системи визначається за виразом:

IП,τ = IП,0.

Значення струмів КЗ від синхронного компенсатора визначаємо по методу розрахункових кривих.

Розрахунок струмів короткого замикання в точці К-1 (шини 330 кВ) Спрощуємо схему заміщення й одержуємо схему на рис 3.3.

13

7,371

E =1,118

CK1

Рисунок 3.3- Перетворення схеми заміщення для розрахунку струмів короткого замикання в точці К-1

Знаходимо опору перетвореної схеми заміщення:

х12 = х13 = х7 + х9 = 1,238 + 6,133 = 7,371

Проводимо подальше перетворення схеми заміщення. Розрахункова схема заміщення має вигляд на рис 3.4.

Розносимо реактанс х11 між гілками системи 2 і синхронних компенсаторів СК1 і СК2.

Визначаємо результуючий опір схеми:

Рисунок 3.4- Розрахункова схема для визначення струмів КЗ у точці К1 де хэк - еквівалентний опір усіх джерел харчування щодо точки 1 схеми:

Результуючий опір:

хрез = 0,1315 + 0,361 = 0,4925.

Визначаємо коефіцієнти розподілу по гілках:

Визначаємо значення опорів по гілках:

Визначаємо базисний струм:

Розраховуємо значення струмів КЗ від усіх джерел: - гілка системи 1:

- гілка системи 1:

IП,0С2 = 0,1546,0 1,698 = 3,11 кА.

- гілка СК1 і СК2:

IП,0СК1 = IП,0СК2 = 10,0511,118 1,698 = 0,169 кА.

Сумарне початкове значення періодичної складової струму КЗ у точці К1:

IП,0ΣК1 = 8,49 + 3,11 + 0,169 + 0,169 = 11,938 кА.

Розрахунковий час τ = tс.в + 0,01 = 0,06 + 0,01 = 0,07 с.

Періодичні складових струмів від систем З1 і З2 приймаємо незмінними в часі і рівними початковому значенню періодичної складовї струмів КЗ:

Iп,τ,С1 = Iп,0С1 = 8,49 кА; Iп,τ,С2 = Iп,0С2 = 3,11 кА.

Періодичну складового струму від синхронного компенсатора визначаємо по типових кривих (рис. 3.26, стор. 152 [2]). Для цього попередньо визначаємо номінальний струм синхронного компенсатора:

Відношення початкового значення періодичної складової струму КЗ від синхронного компенсатора в точці К1 до номінального струму:

Iп,0,СК/I´ном = 0,169/0,064 = 3,063

По даному відношенню і часові t = τ = 0,07 з визначимо за допомогою кривих відношення:

Iп,t,СК/Iп,0,СК ≈ 0,91.

У такий спосіб періодична складового струму від СК до моменту τ буде:

Iп,t,СК1 = Iп,t,СК2 = 0,91·Iп,0,СК = 0,91·0,169 = 0,150 кА.

Сумарне значення:

Iп,t,Σ = 8,49 + 3,11 + 0,150 + 0,150 = 11,9 кА.

Аперіодична складового струму КЗ від системи 1:

Аперіодична складового струму КЗ від системи 2:

Аперіодична складова струму КЗ від синхронних компенсаторів СК1 і СК2:

−0,07

iа,τСК1 = iа,τСК2 = 2 0,169 e 0,14 = 0,145 кА.

Сумарне значення аперіодичної складової струму КЗ у точці К1:

iа,τΣК1 = 2,961 + 1,085 + 0,145 + 0,145 = 4,336 кА.

Визначаємо значення ударного струму КЗ по гілках: Гілка системи 1:

Гілки синхронних компенсаторів СК1 і СК2:

Сумарне значення ударного струму КЗ у точці К1:

iУΣК1 = 22,693 + 8,313 + 0,462 + 0,462 = 31,93 кА.

Далі проводимо розрахунок в інших точках схеми. Розраховані значення у всіх намічених точках зводимо в табл. 3.1.

Таблиця 3.1- Розрахункові струми короткого замикання

Розрахунок струмів короткого замикання в точці К-4 (шини 10 кВ підстанції)

Тому що величина навантаження споживачів на стороні 10 кВ невідома, то розрахунок ведемо по потужності обмотки НН автотрансформатора, що дорівнює 27 МВА. Тоді

IФОРС = 1,5·IНОМ = 1,5·1559 = 2338,5 А.

Намічаємо до установки здвоєний реактор серії РБСД (з горизонтальним розташуванням фаз) на номінальну напругу 10 кВ із номінальним струмом гілки

IНОМ = 1600 А.

Визначимо результуючий опір ланцюга короткого замикання при відсутності реактора:

Необхідний опір ланцюга короткого замикання з умови забезпечення номінальної здатності вимикача, що відключає, ВМП:

Необхідний опір реактора для обмеження струму КЗ:

xРТРЕБ = 0,303 – 0,124 = 0,179 Ом..

Вибираємо остаточно реактор РБСД-10-2×1600-0,20У3 з параметрами:

UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 2×1420 А; хР = 0,20 Ом; imax = 52 кА.

Результуючий опір ланцюга КЗ з урахуванням реактора:

х´РЕЗ = 0,124 + 0,2 = 0,324 Ом.

Фактичне значення періодичної складового струму КЗ за реактором:

Ударний струм короткого замикання:

iУ = 2 18,71 1,956 = 51,756 кА.

4 ВИБІР АПАРАТУРИ І СТРУМОВЕДУЧИХ ЧАСТИН

4.1 Вибір реакторів

Прийняті в розділі 3 реактори перевіряємо на стійкість дії струмів короткого замикання.

Дані на вибір реактора зводимо в табл.. 4.1.

Таблиця 4.1- Умови вибору реактора

Утрата напруги при протіканні максимального струму в нормальному режимі роботи визначаємо з урахуванням зменшення опору в нормальному режимі:

= 0,53(з каталогу для даного реактора); коефіцієнт потужності навантаження cosφ прийнятий рівним 0,85, тоді sіnφ = 0,53.

Обраний реактор задовольняє обраним вимогам.

4.2 Вибір вимикачів

Виборові підлягають вимикачі в розподільних пристроях (РП) усіх напруг. Оскільки при установці вимикачів прагнуть до їхньої ідентичності, то в кожній схемі варто визначити вимикач, що має найбільш важкої розрахункової умови.

4.2.1 Вибір вимикачів на стороні 330 кВ

Вибираємо вимикачі в РП 330 кВ по струму найбільш могутнього приєднання, яким є автотрансформатор.

З обліком припустимої 1,5-кратного перевантаження:

Imax = 1,5·437,39 = 656,085 А.

З табл. П4.4, стор. 630 [1] вибираємо повітряний вимикач типу ВВБК-330Б- 40-3200. Порівняння розрахункових і каталожних даних ведемо в таблиці 4.2.

Таблиця 4.2- Умови вибору вимикача ВВБК-330Б-40-3200

4.2.2 Вибір вимикачів на стороні 220 кВ

Вибираємо вимикачі в ВРП 220 кВ по струму найбільш могутнього приєднання, яким є автотрансформатор

З обліком припустимої 1,5-кратного перевантаження:

Imax = 1,5·656,08 = 984,12 А.

З табл. 5.2, стор. 238 [2] вибираємо повітряний вимикач типу ВВБ-220Б- 31,5-2000. Порівняння розрахункових і каталожних даних ведемо в табл.. 4.3.

Таблиця 4.3- Умови вибору вимикача ВВБ-220Б-31,5-2000

4.2.3 Вибір вимикачів у ланцюзі синхронного компенсатора

Визначаємо розрахункові струми тривалого режиму:

З табл. 5.1, стор. 228 [2] вибираємо маломасляні вимикачі типу МГГ-10- 3150-45Т3. Порівняння розрахункових і каталожних даних ведемо в табл.. 4.4.

Таблиця 4.4 - Умови вибору вимикача МГГ-10-3150-45Т3Т3