Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Федеральное государственное бюджетное общеобразовательное учреждение высшего профессионального образования
Ивановский государственный энергетический университет имени В. И. Ленина
Кафедра электрических станций, подстанций и диагностики электрооборудования
Курсовой проект по дисциплине
«Электрическая часть станций и подстанций»
«Понизительная подстанция 35/10 кВ»
Выполнила:
студентка группы 4-26
Бакшт А. Л.
Проверила:
Марьянова С. И.
Иваново 2014
Задание
Содержание.
|
Лист с заданием Введение. |
2 4 |
||
|
Исходные данные для проектирования |
5 |
||
|
1 |
Характеристика подстанции и её нагрузок |
7 |
|
|
1.1 |
Определение типа подстанции (ПС) |
7 |
|
|
1.2 |
Характеристика нагрузки подстанции |
8 |
|
|
2 |
Выбор силовых трансформаторов |
11 |
|
|
3 |
Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) |
13 |
|
|
4 |
Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции |
19 |
|
|
5 |
Выбор типов релейной защиты, автоматики и измерений |
20 |
|
|
6 |
Выбор аппаратов и токоведущих частей |
22 |
|
|
6.1 |
Выбор выключателей |
23 |
|
|
6.2 |
Выбор разъединителей |
27 |
|
|
6.3 |
Выбор аппаратов в цепи собственных нужд |
27 |
|
|
6.4 |
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения |
28 |
|
|
6.5 |
Выбор сборных шин высшего напряжения |
34 |
|
|
6.6 |
Выбор ошиновки цепи силового трансформатора |
35 |
|
|
6.7 |
Выбор силовых кабелей 10 кВ |
36 |
|
|
6.8 |
Выбор дополнительного защитного оборудования |
38 |
|
|
7 |
Оперативный ток |
39 |
|
|
8 |
Выбор и обоснование конструкции распределительных устройств |
39 |
|
|
9 |
Охрана труда |
41 |
|
|
9.1 |
Мероприятия по организации систем рабочего и аварийного освещения |
41 |
|
|
9.2 |
Мероприятия по защите от шума и вибрации |
41 |
|
|
9.3 |
Мероприятия по технике безопасности |
41 |
|
|
9.4 |
Мероприятия по пожарной безопасности |
45 |
|
|
10 |
Технико-экономические показатели ПС |
46 |
|
|
Заключение Список использованной литературы Приложение |
47 49 50 |
Введение.
В данном курсовом проекте разрабатывается понизительная подстанция 35/10 кВ. Нагрузка, питаемая от подстанции, распределена по трем категориям надежности.
В ходе расчета данного проекта необходимо решить следующие задачи:
1) Дать характеристику проектируемой подстанции.
2) Выбрать силовые трансформаторы.
3) Рассчитать токи короткого замыкания.
4) Выбрать схемы соединения РУ.
5) Выбрать типы релейной защиты и автоматики.
6) Выбрать аппараты и токоведущие части.
7) Рассмотреть меры по ТБ, противопожарной технике.
8) Рассчитать технико-экономические показатели подстанции.
9) Разработать принципиальную схему подстанции.
10) Разработать компоновку подстанции.
Исходные данные по курсовому проекту приведены в задании.
Исходные данные для проекта
Суточный график нагрузки № 16
Рис. 1. Суточный график использования активной и реактивной мощности.
Схема системы
Задание №15, вариант №4, ПС №3
Рис. 2 Участок электрической сети.
Таблица 1. Исходные данные
|
Система: Sкз,МВ∙А; Х0/Х1 |
Линии: длина, км; Худ, Ом/км |
Трансформаторы, МВ·А |
||||||||
|
ВЛ1 |
ВЛ2 |
ВЛ3 |
ВЛ4 |
ВЛ5 |
ВЛ6 |
Т-1,2 |
Т-3,4 |
Т-5,6 |
Т-7,8 |
|
|
3000; 2,8 |
25; 0,4 |
14; 0,41 |
25; 0,38 |
18; 0,42 |
19; 0,4 |
12; 0,41 |
40 |
16 |
16 |
10 |
1.1. Определение типа подстанции
Главными признаками, определяющими тип ПС, являются её место, назначение, роль в энергосистеме, высшее напряжение (рис. 1.1).
По месту в энергосистеме проектируемая подстанция является проходной. Высшее напряжение подстанции 35 кВ, низшее напряжение 10 кВ.
Подстанция 1-ой категории, является потребительской, для электроснабжения потребителей, территориально примыкающих к ПС.
По способу присоединения к системе ПС является проходной.
Подстанция обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.
От подстанции на стороне низкого напряжения отходит 14 кабельных линий, работающих по радиальной схеме.
Рис.1.1 Схема электрической сети.
1.2. Характеристика нагрузки подстанции.
К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий, в таблице 1.1 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.
Таблица 1.1
|
Категория потребителя |
1 |
2 |
3 |
|
Процентное отношение |
40% |
40 % |
20% |
График активной и реактивной нагрузки приведен на рис.1.2.
Рис. 1.2 Суточный график использования активной и реактивной мощности.
Pmax = 32 МВт; =0,87;
Максимальные значения полной и реактивной мощности:
Расчет активной, реактивной и полной мощностей в именованных единицах, а также определение активной электрической энергии для каждой ступени графика электрических нагрузок представляем в виде (таблицы 1.2). Для каждой ступени графика продолжительностью ti определяется активная энергия Wi=Piti. Текущее значение полной мощности для каждой ступени графика нагрузки определяется по формуле:
.
Таблица 1.2. Расчет активной, реактивной, полной мощностей и определение активной электрической энергии.
|
N ступени. |
Часы. |
Длительность ступени, час. |
P |
Q |
S |
Wi |
||
|
% |
МВт |
% |
МВар |
МВ∙А |
МВт∙ч |
|||
|
1 |
18-23 |
5 |
100 |
32 |
100 |
18,13 |
36,78 |
160 |
|
2 |
6-11 |
5 |
85 |
27,2 |
90 |
16,32 |
31,72 |
136 |
|
3 |
12-18 |
6 |
80 |
25,6 |
85 |
15,41 |
29,88 |
153,6 |
|
4 |
0-6 |
6 |
70 |
22,4 |
80 |
14,5 |
26,68 |
134,4 |
|
5 |
11-12 |
1 |
70 |
22,4 |
80 |
14,5 |
26,68 |
22,4 |
|
6 |
23-24 |
1 |
70 |
22,4 |
70 |
12,69 |
25,74 |
22,4 |
|
Суточный отпуск энергии потребителям - Wсут |
628,8 |
По данным (таблицы 1.2) строим суточный график активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах, а также годовой график полной мощности.
Рис. 1.3 Суточный график полной мощности в именованных единицах.
Рис. 1.4 Годовой график полной мощности в именованных единицах.
Суточный отпуск электроэнергии потребителям:
МВт*ч
Время использования максимальной активной нагрузки:
Средняя нагрузка:
Коэффициент заполнения годового графика нагрузки:
На проектируемой подстанции устанавливаются два силовых трансформатора, так как от неё питаются потребители 1 и 2 категории.
Мощность каждого трансформатора принимается так, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия:
Sрасч (0,65÷0,7)∙Sмакс=(0,65÷0,7)∙36,78 = 25,75 МВА.
Исходя из этого, принимаем трансформаторы типа ТРДН-32000/35 (стр.209 [1] ).
Производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) преобразуем в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый график нагрузки.
На исходном графике (рис. 1.3) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h и участок начальной нагрузки (все остальное).
Рис.2.1 Графики мощности нагрузки и номинальной мощности трансформатора
ТРДН-32000/35.
, где
Sm - значение текущей нагрузки
- продолжительность ступеней графика, входящих в участок начальной нагрузки
, где
- значение ступени графика использования полной мощности, находящихся в области перегрузки
- продолжительность ступеней графика, входящих в участок перегрузки
Так как, то принимаем
При полученных значениях , оС и ч допустимая перегрузка равна , следовательно, трансформатор подходит по перегрузочной способности.
Параметры трансформатора ТРДН-32000/35
Таблица 2.1.
|
Sном |
UВН |
UНН |
Uк |
Pхх |
Pк |
Iх |
|
МВА |
кВ |
кВ |
% |
кВт |
кВт |
% |
|
32 |
36,75 |
10,5 |
11,5 |
29 |
145 |
0,6 |
На рис. 3.1 и 3.2 приведены расчетная схема и схема замещения прямой последовательности соответственно.
Рис. 3.1. Расчетная схема.
Так как на проектируемой подстанции высшее напряжение 35 кВ, то считаем только трехфазное КЗ. Для ограничения токов КЗ на стороне 10 кВ принимаем раздельную работу трансформаторов. Трансформаторы изготавливаются с расщепленной обмоткой НН 10 кВ.
Принимаем базовую мощность Sб=1000 МВ∙А.
Далее находим сопротивления прямой последовательности в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям:
Система:
Воздушная линия 1:
Воздушная линия 2:
Воздушная линия 3:
Воздушная линия 4:
Трансформаторы 1, 2:
Трансформаторы 9, 10:
Составляем схему замещения и приводим ее к простейшему виду.
Рис. 3.2. Схема замещения прямой последовательности
Приводим схему замещения к простейшему виду. Схема замещения после первого
этапа преобразования показана на рис. 3.3.
Рис. 3.3. Схема замещения после первого этапа преобразования
Первый этап преобразования:
Схема замещения после второго этапа преобразования показана на рис. 3.4.
Рис. 3.4. Схема замещения после второго этапа преобразования
Второй этап преобразования:
Схема замещения после преобразования показана на рис. 3.5.
Рис. 3.5. Схема замещения после преобразования
Результирующие сопротивления схемы:
Находим токи трехфазного КЗ:
- на стороне ВН:
где - базовое значение тока
- на стороне НН:
где - базовое значение тока;
где ,- базовые напряжения из шкалы средних напряжений.
Находим ударные токи:
- на стороне ВН
, где
Kу - ударный коэффициент;
- на стороне НН
.
Результаты расчета сведем в таблицу 3.1.
|
Место КЗ |
Точка КЗ |
Начальное значение периодической составляющей токов , кА |
Ударный ток , кА |
|
Трехфазное К.З. |
|||
|
Шины ВН, 35 кВ |
3,03 |
7,71 |
|
|
Шины НН, 10 кВ |
4,4 |
11,51 |
4. Выбор эЛЕКТРИЧЕСКОЙ схемы РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСтРОЙСТВА подстанции
Исходя из назначения данной подстанции, с учетом установленных на ней силовых трансформаторов по [8] выбираем следующие схемы распределительных устройств.
РУВН – одна рабочая секционированная выключателем система шин (на напряжение 35 кВ при числе присоединений больше 5)
РУНН – Для РУ НН принимаем схему две секционированные выключателями системы шин, применяемую при Uн=10 кВ и трансформаторах с расщеплёнными обмотками
Рис. 4.1. Одна рабочая секционированная выключателем система шин
Рис. 4.2. Две секционированные выключателями системы шин
Порядок оперативных переключений при выводе в ремонт выключателя Q3
- отключается выключатель Q3. Проверка выключателя производится по показаниям сигнальных ламп и измерительных приборов. Также необходимо произвести визуальный контроль, который осуществляется по механическому указателю на выключателе
- Принимаются меры против ошибочного выключения, т.е. снимается оперативный ток, а именно отключается автомат в цепях управления, либо снимается предохранитель
- Отключается линейный разъединитель QS1, а затем шинный разъединитель QS2 для создания видимого разрыва
- Проверяется отсутствие напряжения, и включаются заземляющие ножи разъединителей, сначала со стороны линии затем со стороны шин ПС.
5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ
Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 10 кВ.
На силовом трансформаторе устанавливаются следующие типы защит:
Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе (tрз= 0,1 с). [Г]
Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания, установленная на стороне ВН трансформатора (tрз= tзад + n∆t = 0,9 + 3*0,5=2,4 с), т. е. эта защита отстраивается от МТЗ на отходящих присоединениях tзад или от МТЗ на стороне низших обмоток расщепленного трансформатора. [ТВ]
Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания на низших обмотка расщепленного трансформатора (tрз= tзад + 2∆t = 1,9 с). [ТВ]
Максимальная токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал, установленная на стороне ВН трансформатора. [ТВ]
На секционном выключателе 10 кВ устанавливается комплект МТЗ (tрз = tзад + +∆t=1,4 с).
На отходящих к потребителю кабелях устанавливаются следующие виды релейной защиты:
.
.
На шинах 10 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.
На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (tрз= 0.1с).
На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики:
Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ]
Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.
Требуемый объем измерений и измерительных приборов для понизительной подстанции приведен в табл. 5.1.
Измерительные приборы и места их установки Таблица 5.1
|
№ п/п |
Место установки приборов |
Приборы |
Примечание |
|
1. |
Трансформатор двухобмоточный |
Амперметр (Э-335) Ваттметр (Д-335) Варметр (Д-335) Счетчик активной энергии (СЕ-300) Счетчик реактивной энергии (СЕ-302) |
1.Измерительные приборы устанавливаются на стороне НН. Так как трансформатор имеет две обмотки НН, то в каждой цепи устанавливаются отдельные приборы 2.Счетчики технического учета |
|
2. |
Секционный выключатель 10 кВ |
Амперметр в одной фазе (Э-335) |
|
|
3. |
Секция шин НН |
Вольтметр (Э-335) |
Вольтметр имеет переключатель для измерения линейных и фазных напряжений |
|
4. |
Кабельная линия 10 кВ |
Амперметр (Э-335) Счетчик активной энергии (СЕ-300) Счетчик реактивной энергии (СЕ-302) |
Устанавливаются расчетные счетчики активной и реактивной энергии |
|
5. |
Трансформатор собственных нужд |
Амперметр (Э-335) Счетчик активной энергии (СЕ-300) |
1.Приборы устанавливаются со стороны НН ТСН 2.Устанавливается расчетный счетчик активной энергии |
|
6. |
Секция (система шин) ВН |
Вольтметр (Э-335), Вольтметр регистрирующий (Н-393), ФИП (фиксирующий прибор) |
Вольтметр на шинах 35 кВ имеет переключатель для измерения междуфазных напряжений |
|
7. |
Секционный выключатель ВН |
Амперметр в одной фазе (Э-335) |
|
|
8. |
Линия 35 кВ с двухсторонним питанием |
Амперметр в одной фазе (Э-335), счетчик активной энергии (СЕ-300), ФИП |
Для межсистемных линий счетчики расчетные, для прочих – технического учета |
6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Для выбора аппаратов и токоведущих частей определяем ток продолжительного режима в разных точках проектируемой подстанции. Расчет тока сводим в таблицу 6.1.
Таблица 6.1.
|
Обозна-чение |
Выключатель или токоведущая часть. |
Вариант задания. |
|
|
||
|
Q1 и I |
Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения. |
кА. |
|
Q2 |
Секционный выключатель шин 10 кВ. |
. |
|
Q3 |
Выключатель на линиях потребителей 10 кВ. |
|
|
Q4 |
Выключатель на стороне высшего напряжения. |
А. |
|
II |
Сборные шины низшего напряжения. |
. |
|
III |
Сборные шины высшего напряжения. |
А. |
6.1. Выбор выключателей
При выборе коммутационных аппаратов руководствуемся [6], рекомендующими устанавливать на РУ 35 кВ вакуумные или элегазовые выключатели. Предпочтение отдается оборудованию, имеющим параметры, максимально приближающиеся к заданным, поэтому сначала принимаем тип выключателей ВБНК-35-25/1600 УХЛ1.
Выбор выключателей на стороне высшего напряжения сводим в таблицу 6.2
Выбор выключателей 35 кВ. Таблица 6.2
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора или проверки |
|
Uсети = 35 кВ I прод.расч. = 578,14А |
Uном = 35 кВ I ном = 1600 А |
По условию длительного режима: ; |
|
кА |
i дин= 40 кА |
По электродинамической стойкости: |
|
Вк =2,02 |
= =1875 |
По термической стойкости: |
|
По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения: |
||
|
кА кА |
кА кА |
По току включения: ; |
|
Тип привода |
Электромагнитный |
Для таблицы 6.2:
Согласно [2] в качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное КЗ на шинах ВН
кА
, гдес,
tо.с – собственное время срабатывания выключателя с приводом,
с.
, где с,
- интеграл Джоуля для заданной цепи,
– полное время выключателя с приводом, с
- время действия основной релейной защиты цепи, где установлен выключатель, с
Амплитуда допустимого полного тока отключения:
кА.
, где - номинальный ток отключения выключателя, кА
- номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения, %
Приближенно принимаем:
Таким образом, на РУ 35 кВ устанавливаем вакуумные выключатели типа ВБНК-35-25/1600 УХЛ1 с электромагнитным приводом. Характеристики данного выключателя приведены в [9].
В РУ НН устанавливаем вакуумные выключатели. За расчетное КЗ на шинах НН принимаем трехфазное КЗ.
Выбор выключателей на низшем напряжении приведен в таблицах 6.3, 6.4. и 6.5.
В качестве вводных принимаем выключатели типа ВРС-10-20/1250 У2.
Выбор вводного выключателя трансформатора на стороне НН(10 кВ). Таблица 6.3
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия выбора |
|
Uсети=10 кВ Iпрод.расч=1012 А |
Uном=10 кВ Iном= 1250 А |
По условиям длительного режима: ; |
|
= = 8,71 кА |
= = 36,63 кА |
По коммутационной способности: |
|
кА |
iдин=52 кА |
По электродинамической стойкости: |
|
Вк =39,3 |
|
По термической стойкости: |
|
кА кА |
кА кА |
По току включения: ; |
|
Тип привода |
Электромагнитный |
Для таблицы 6.3:
,
где с, с [2, табл. 3.2].
τ = t защ.мин.+ t о.с = 0,01 + 0,045 = 0,055 с ;
кА;
Окончательно выбираем на стороне 10 кВ в качестве вводного вакуумный выключатель типа ВРС-10-20/1250 У2 с электромагнитным приводом, так как этот коммутационный аппарат подходит по всем условиям проверки. Характеристики данного выключателя приведены в [10].
Принимаем КРУ 10 кВ КУ10С с номинальным током шкафов 1250 А.
В качестве секционных принимаем выключатели типа ВРС-10-20/630 У2.
Выбор секционного выключателя. Таблица 6.4
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия выбора |
|
Uсети=10 кВ Iпрод.расч=607 А |
Uном=10 кВ Iном= 630 А |
По условиям длительного режима: ; |
|
= =8,93 кА |
= = 37,6 кА |
По коммутационной способности: |
|
кА |
iдин=52 кА |
По электродинамической стойкости: |
|
Вк =29,62 |
|
По термической стойкости: |
|
кА кА |
кА кА |
По току включения: ; |
|
Тип привода |
Электромагнитный |
Для таблицы 6.4:
,
где с, с [2, табл. 3.2].
τ = t защ.мин.+ t о.с = 0,01 + 0,04 = 0,05 с ;
кА;
Окончательно выбираем на стороне 10 кВ в качестве секционного вакуумный выключатель типа ВРС-10-20/630 У2 с электромагнитным приводом, так как этот коммутационный аппарат подходит по всем условиям проверки. Характеристики данного выключателя приведены в [10].
Принимаем КРУ 10 кВ КУ10С с номинальным током шкафов 630 А.
В качестве выключателей отходящих кабельных линий принимаем выключатели типа ВРС-10-20/630 У2.
Выбор выключателей отходящих кабельных линий. Таблица 6.5
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия выбора |
|
Uсети=10 кВ Iпрод.расч=265,5 А |
Uном=10 кВ Iном= 630 А |
По условиям длительного режима: ; |
|
= =9,16 кА |
= = 38,7 кА |
По коммутационной способности: |
|
кА |
iдин=52 кА |
По электродинамической стойкости: |
|
Вк =19,94 |
|
По термической стойкости: |
|
кА кА |
кА кА |
По току включения: ; |
|
Тип привода |
Электромагнитный |
Для таблицы 6.5:
,
где с, с [2, табл. 3.2].
τ = t защ.мин.+ t о.с = 0,01 + 0,035 = 0,045 с ;
кА;
Окончательно выбираем на стороне 10 кВ в качестве выключателей отходящих кабельных линий вакуумный выключатель типа ВРС-10-20/630 У2 с электромагнитным приводом, так как этот коммутационный аппарат подходит по всем условиям проверки. Характеристики данного выключателя приведены в [10].
Принимаем КРУ 10 кВ КУ10С с номинальным током шкафов 630 А.
6.2. Выбор разъединителей.
Выбор разъединителей производим только на стороне ВН, так как на стороне НН их роль выполняют разъемы КРУ. Для проверки принимаем тип разъединителей РГП СЭЩ 35/1000 УХЛ1. Выбор сводим в таблицу 6.6.
Выбор разъединителей на стороне ВН Таблица 6.6.
|
Расчетные данные. |
Каталожные данные. |
Условие выбора. |
|
Uсети = 35 кВ; Iпрод.расч.= 578,14 А. |
Uном =35 кВ; Iном = 1000 А. |
По условию длительного режима: ; |
|
iу = 7,71 кА. |
iдин = 60 кА. |
По электродинамической стойкости: |
|
Вк = 2,02. |
По термической стойкости: |
По условиям проверки данный тип разъединителей подходит, поэтому устанавливаем на проектируемой ПС разъединители РГП СЭЩ 35/1000 УХЛ1. Характеристики данного разъединителя приведены в [11].
6.3 Выбор аппаратов в цепи собственных нужд.
Выбор трансформаторов собственных нужд
Для питания собственных нужд устанавливаем два трансформатора с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд ориентировочно принимаем:
;
Устанавливаем на ПС трансформаторы типа ТСЗ -100/10 с параметрами:
Uвн=10 кВ; Uнн=0.4 кВ; S=100 кВА; РХ=400 Вт; РКЗ=1720 Вт; UКЗ=4,5%; IХХ=2,2%.
Продолжительный расчетный ток для выбора аппаратуры на стороне 10 кВ:
А;
Продолжительный расчетный ток для выбора аппаратуры на стороне 0.4 кВ:
А;
Для защиты ТСН на стороне 10кВ устанавливаем высоковольтный предохранитель ПКТ101-10-8-12,5У3. Выбор и проверку предохранителя представляем в виде таблицы 6.7.
Выбор плавкого предохранителя на 10 кВ Таблица 6.7
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия выбора или проверки |
|
Uсети=10 кВ Iпрод.расч.=7,7 А |
Uном=10 кВ Iном=8 А |
По условиям длительного режима: ; |
|
Iп0=4,4 кА |
Iо.ном=12,5 кА |
По коммутационной способности: Io.ном Iп.о |
По условиям проверки данный тип предохранителей подходит, поэтому устанавливаем на стороне 10 кВ ТСН высоковольтные предохранители типа ПКТ101-10-8-12,5У3.
Выбор автоматического выключателя.
А
Из условия выбора аппаратуры принимаем рубильник Р34:
Iном=250; iу=20 кА; Вк=144
Принимаем автоматический выключатель ВА88-35:
Iном=250; iоткл=25 кА.
6.4. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор трансформаторов тока на стороне высшего напряжения ограничивается лишь выбором их типов без полной проверки.
На стороне ВН принимаем встроенные трансформаторы тока, типа ТВ35- I-600/1 (табл. 5.9 [4]).
На вводе ВН силового трансформатора применяем встроенные трансформаторы тока типа ТВТ35- I-600/1 (табл. 5.11 [4]).
На стороне НН при выборе типов ТТ надо ориентироваться на те ТТ, которые имеются в ячейках комплектного распределительного устройства (КРУ). Полный выбор производится для ТТ в цепи силового трансформатора и в цепи линий 10 кВ. На вводе НН силового трансформатора устанавливаем трансформатор тока ТШЛК-10 (табл. 5.9 [4]).
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.8.
Выбор трансформатора тока в цепях отходящих линий 35 кВ Таблица 6.8
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети=35 кВ Iпрод.расч.=578,14 А |
Uном=35 кВ Iном=600 А класс точности 0.5 |
По условию длительного режима |
|
Вк = 2,02 |
Вк=102 . 4=400 |
По термической стойкости |
Принимаем трансформатор тока встроенный в силовой трансформатор типа ТВТ 35–I–600/1.
Проверка трансформатора тока ТВТ 35 – I – 600/1 приведена в таблице 6.9.
Выбор ТТ на трансформаторе со стороны ВН Таблица 6.9
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети=35 кВ Iпрод.расч.=578,14 А |
Uном=35 кВ Iном=600 А класс точности=1 |
По условию длительного режима |
|
Вк=2,02 |
Вк=282·3=2352 |
По термической стойкости |
На вводе НН силовых трансформаторов устанавливаем ТТ ТШЛК-10-2000/5-0,5/10Р-У3.
Выбор ТТ на вводе силовых трансформаторов Таблица 6.10
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора или проверки |
||||
|
Uсети |
кВ |
10 |
Uном |
кВ |
10 |
По условию длительного режима и характера измерений ; ; |
|
Iпрод.расч |
А |
1012 |
Iном |
А |
2000 |
|
|
Z2 |
Ом |
0,71 |
класс точности |
0.5 |
||
|
Z2 НОМ |
Ом |
0.8 |
||||
|
кА |
11,51 |
|
По электродинамической стойкости: |
|||
|
39,3 |
По термической стойкости: |
Для того, чтобы ТТ действительно работал в данном классе точности, он должен удовлетворять условию: Z2ном≥ Z2расч,
где Z2ном - номинальная вторичная нагрузка ТТ (по каталогу),
Z2расч - расчетное значение вторичной нагрузки , определяемое согласно рис. 6.1, для наиболее нагруженной фазы, определяемое по таблице 6.11.
Zамп= Sтпотр.обм / I22 = 0.5/52 = 0.02 Ом;
Zватт= Sпотр. обм / I22 = 0.5/52 = 0.02 Ом;
Zвар= Sпотр. обм / I22 = 0.5/52 = 0.02 Ом;
Zсч.акт= Sпотр. обм / I22= 2.5/52 = 0.1 Ом;
Zсч.реакт= Sпотр. обм / I22= 2.5/52 = 0.1 Ом ,
где Sпотр. обм - мощность, потребляемая обмоткой данного прибора (по [5] табл.4.11),
I2 –вторичный номинальный ток прибора.
Для цепи силового трансформатора на стороне НН примем схему соединения полной звезды. Самой нагруженной фазой является фаза А.
Приборы, подключаемые к данному трансформатору тока, и создаваемая ими нагрузка представлены в таблице 6.11
Таблица 6.11.
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка, создаваемая прибором, Ом |
||
|
Фаза А |
Фаза В |
Фаза С |
||
|
Амперметр |
Э-335 |
0.02 |
- |
- |
|
Ваттметр |
Д-335 |
0.02 |
- |
0.02 |
|
Варметр |
Д-335 |
0.02 |
0.02 |
0.02 |
|
Счетчик активной энергии |
СЕ-300 |
0.1 |
- |
0.1 |
|
Счетчик реактивной энергии |
СЕ-302 |
0.1 |
0.1 |
0.1 |
Находим Z2расч:
Z2расч = Zприб + rпров+ rконт = Zсч.реакт+Zсч.акт+Zвар+Zватт+Zамп+ rпров+ rконт,
где rпров – сопротивление соединительных проводов;
rконт – переходное сопротивление контактов rконт=0.1Ом (по [2] стр.43).
Z2расч=0.1+.01+0.02+0.02+0.02+ rпров+ 0.1=0.36+ rпров Ом.
Поскольку сечение соединительных проводников (контрольных кабелей) неизвестно, определяется минимальное сечение из условия требуемой точности:
,
где - удельное сопротивление материала соединительных проводников
(для меди: =0.028 Ом*мм2/м);
- длина в один конец от места расположения ТТ до измерительных приборов
(=50м (по [2] стр.44));
- допустимое сопротивление провода
.
В результате расчета получаем:
мм2.
Исходя из условия механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2.
Принимаем кабель марки АКВВГ с сечением 4 мм2.
Таким образом, сопротивление соединительных проводов:
Ом;
Сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока:
Ом;
Таким образом, принятые трансформаторы тока типа ТШЛК-10 соответствуют всем предъявленным требованиям.
В цепи секционного выключателя устанавливаем ТТ типа ТПЛК-10-800/5-0,5/10РУ3 по (табл. 5.9 [4]).
Проверка трансформатора тока на секционном выключателе приведена в таблице 6.12.
Проверка трансформатора тока на секционном выключателе Таблица 6.12
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети=10 кВ Iпрод.расч.=607 А |
Uном=10 кВ Iном=800 А класс точности 0.5 |
По условию длительного режима |
|
iу=11,51 кА |
iдин= 94,5 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк = 29,62 |
Вк=37,82 . 3=4286,52 |
По термической стойкости |
По вторичной нагрузке в заданном классе точности трансформаторы тока, устанавливаемые в цепи секционного выключателя не проверяются.
На отходящих кабельных линиях устанавливаем трансформаторы тока типа ТПЛК-10-300/5-0,5/10РУ3. Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.13.
Выбор и проверка трансформатора тока на отходящих к потребителям линиях (внутренняя установка) Таблица 6.13
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора или проверки |
||||
|
Uсети |
кВ |
10 |
Uном |
кВ |
10 |
По условию длительного режима и характера измерений ; ; |
|
Iпрод.расч |
А |
265,5 |
Iном |
А |
300 |
|
|
Z2 |
Ом |
0,394 |
класс точности |
0.5 |
||
|
Z2 НОМ |
Ом |
0.4 |
||||
|
кА |
11,51 |
с |
74,5 |
По электродинамической стойкости: |
||
|
19,94 |
По термической стойкости: |
Приборы, подключаемые к данному трансформатору тока, и создаваемая ими нагрузка представлены в таблице 6.14
Таблица 6.14
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка создаваемая прибором, Ом |
|||
|
Фаза А |
Фаза В |
Фаза С |
0 |
||
|
Амперметр |
Э-335 |
0.02 |
- |
- |
- |
|
Счетчик активной энергии |
СЕ-300 |
0.1 |
- |
0.1 |
- |
|
Счетчик реактивной энергии |
СЕ-302 |
0.1 |
- |
0.1 |
0.1 |
Самой нагруженной фазой является фаза А.Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А в соответствии со схемой на рис. 6.2. Для цепи силового трансформатора на стороне НН примем схему соединения неполной звезды.
Рис. 6.2. Схема для определения Z2расч.
Находим Z2расч:
;
Ом.
Поскольку сечение соединительных проводников (контрольных кабелей) неизвестно, определяется минимальное сечение из условия требуемой точности:
,
=5м (по [2] стр.44);
В результате расчета получаем:
мм2.
Исходя из условия механической прочности, принимаем сечение контрольного кабеля 10 мм2 (минимальное сечение 4 мм2). Принимаем кабель АКВВГ с сечением 10 мм2.
Таким образом, сопротивление соединительных проводов:
Ом;
Сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока:
Ом;
Таким образом, принятые трансформаторы тока типа ТПЛК-10 соответствуют всем предъявленным требованиям.
Выбор трансформаторов напряжения
На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения типа ЗНОМ 35-65 по (табл. 5.13 [4]). Параметры трансформатора представлены в таблице 6.15.
Параметры ТН типа ЗНОМ 35-65. Таблица 6.15
|
Расчетные данные |
Каталожные данные трансформатора напряжения |
||
|
UНОМ. СЕТИ, кВ |
35 |
U1 НОМ , кВ U2 НОМ , В Группа соединения класс точности |
1/1-0-0 0,5 |
На секции 10 кВ устанавливаем ТН типа НАМИТ-10-2 . Выбор трансформатора напряжения представлен в таблице 6.16.
Выбор трансформатора напряжения на секции 10 кВ Таблице 6.16
|
Расчетные данные |
Каталожные данные трансформатора напряжения |
||
|
UНОМ. СЕТИ, кВ S2, ВА |
10 172,3 |
U1 НОМ , кВ U2 НОМ , В Группа соединения класс точности S2НОМ, ВА |
10 100 У / Ун / п - 0. 0,5 200 |
Проверка трансформатора напряжения по нагрузочной способности:
Расчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 6.17.
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения каждой секции Таблица 6.17
|
Прибор |
Тип |
Потр. мощность одной катушки, В·А |
Число катушек |
cos |
sin |
Число приборов |
Общая потр. мощность |
|
|
P, Вт |
Q, квар |
|||||||
|
Вольтметр |
Э335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
- |
|
Ваттметр |
Д335 |
2 |
2 |
1 |
0 |
1 |
4 |
|
|
Варметр |
Д335 |
2 |
2 |
1 |
0 |
1 |
4 |
- |
|
Счетчик активной энергии |
СЕ300 |
8 |
2 |
0,97 |
0,25 |
5 (4 на КЛ (14 линий на 4 секции)+1 на вводе) |
77,44 |
20 |
|
Счетчик реактивной энергии |
СЕ302 |
8 |
2 |
0,97 |
0,25 |
5 (4 на КЛ (14 линий на 4 секции)+1 на вводе) |
77,44 |
20 |
|
Итого: |
164,88 |
40 |
Число КЛЭП - 14 шт.
Суммарная вторичная нагрузка ТН:
Условие S2НОМ > S2 выполнено.
Устанавливаем на каждую секцию один трансформатор типа НАМИТ-10-2.
6.5 Выбор сборных шин высшего напряжения
Сборные шины ВН на 35 кВ выполняются гибкими подвесными из проводов круглого сечения. Материал – многопроволочный алюминиевый провод со стальным сердечником (марка АС).
Сечение ошиновки выбирается по условию: ;
где - допустимый ток для данного сечения проводника, А;
- максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима наиболее нагруженного присоединения (из табл. 6.1 курсового проекта).
Выбираем провод марки АС – 240/32 с (табл. 7.35 [4]).
> А;
Согласно ПУЭ для напряжения 35 кВ проверка на корону не требуется.
6.6. Выбор ошиновки цепи силового трансформатора.
Ошиновка от выводов трансформатора до ввода в РУ 10 кВ выполняется в виде гибкой связи из пучка сталеалюминиевых проводов. Сечение ошиновки проверяется по условию допустимости нагрева током послеаварийного режима:
где: Iдоп – допустимый ток для данного сечения проводника;
Iпрод.расч. – определятся с учетом таблицы 6.1.
(А);
K - коэффициент, учитывающий снижение допустимого тока для пучка проводов из-за их взаимного теплового влияния: K=0,9;
В качестве несущих принимаются два провода марки АС-95/16 (=2, Iдоп=330А)
Токоведущие провода принимаются марки А-95 , Iдоп=320А
Условие выбора числа токоведущих проводов :
Откуда
Принимается =2.
n=+=2+2=4.
(2∙330+2∙320) ∙0.9=1170(A)>Iпрод.расч.=1012 (А)
Выбранное сечение гибкой связи проверяется по термической стойкости к токам КЗ.
Условие проверки:
(мм²)
где: - интеграл Джоуля:
,
С – коэффициент, принимаемый для алюминиевых и сталеалюминевых проводов гибкой связи 90
Проверка:
Параметры ошиновки удовлетворяют всем условиям проверки.
Ошиновка в цепи трансформатора на стороне ВН также должна выбираться по допустимому току, однако при относительно небольшой длине ошиновки ее выполняют такого же сечения, как сборные шины.
6.7. Выбор силовых кабельных линий 10 кВ.
Рис. 6.3. Схема подключения питаемых ТП.
Число отходящих КЛЭП 14 штук. Максимальный длительный ток нормального режима для ТП первого типа:
Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока. Экономическое сечение одной жилы кабеля:
;
где: - экономическая плотность тока кабеля при Тма=7172,25 ч для кабельных линий с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами (по [3] табл.1.3.36).
Экономическое сечение одной жилы кабеля для ТП первого типа:
;
Ток продолжительного расчетного режима: Iпрод.расч = 2∙Iнорм=2∙132,72=265,44 А.
Для кабельной линии допустимый ток зависит от способа прокладки кабеля. Проверка стандартного сечения по нагреву током длительного режима:
А
,где - допустимый табличный ток;
- поправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния между ними(=0.9 при прокладке 3 кабелей в траншее на расстоянии 300 мм между ними) (по [3] табл.1.3.26).
, кабель удовлетворяет условию нагрева.
Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:
;
Коэффициент предварительной загрузки:
.
Для полученных значений кз и времени перегрузки tп=1 ч допустимый коэффициент перегрузки (по [3] табл.1.3.2).
Необходимым условием является ; 1,3 > 0,99;
Кабель удовлетворяет условию перегрузочной способности.
Производим проверку кабеля по термической стойкости. Для этого требуется определить минимально допустимое сечение:
мм2 ,
где Вк – интеграл Джоуля
,
с.
С – коэффициент, принимаемый для кабеля с алюминиевыми жилами
Условие термической стойкости выполняется.
Принимаем кабель ААШВ-10-3120.
Проверка кабеля на невозгораемость:
Значение начальной температуры жилы до КЗ:
где - фактическая температура окружающей среды во время КЗ;
- значение длительной допустимой температуры жилы;
- значение расчетной температуры окружающей среды (земля);
- значение тока перед КЗ;
- значение расчетного длительно допустимого тока.
- эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от удаленных источников.
согласно ГОСТ 30323-95 допустимо:
где b – постоянная, характеризующая теплофизические характеристики жилы. Для алюминия b = 45,65 мм4/(кА2с).
Температура жилы в конце КЗ:
где а– величина обратная температурному коэффициенту электрического сопротивления
ά=4.2*10-3c-1 ; =1/ ά=228С
Кабель удовлетворяет условию невозгораемости.
6.8. Выбор дополнительного защитного оборудования
Выбор ОПН
Согласно [6] устанавливаем следующие типы нелинейных ограничителей перенапряжения:
- на стороне ВН трансформатора ОПН-П1-35;
- на стороне НН трансформатора ОПН-РВ-10
Выбор заземлителей
На стороне НН принимается ЗР-10У3
7. ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК
Согласно [6] на ПС переменного тока с ВН 35 кВ должна применяться система оперативного постоянного тока – система ОПТ.
Постоянный оперативный ток – это система питания оперативных цепей защиты, автоматики, управления, сигнализации от аккумуляторной батареи на напряжение 220 В без элементного коммутатора, работающая в режиме постоянного подзаряда. Для управления используются шкафы управления оперативного тока (ШУОТ).
На ПС с постоянным оперативным током применяется переменный оперативный ток для питания собственных нужд.
На ПС, оборудованных электромагнитной блокировкой, предусматриваются выпрямительные установки для питания цепей блокировки.
Для получения постоянного оперативного тока на подстанциях до 330 кВ включительно устанавливается одна аккумуляторная батарея, работающая в режиме постоянного подзаряда.
Для постоянного подзаряда, а также после аварийного заряда аккумуляторной батареи типа СК и СН применяется комплект автоматизированного выпрямительного агрегата типа ВАЗП 380/260-40/80-2, который работает параллельно с аккумуляторной батареей, поддерживает стабилизированное напряжение на шинах постоянного тока, возмещает потери самозаряда батареи и питает всю длительную нагрузку постоянного тока.
8. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ.
Раздел выполняется по [6], в соответствии с [3] и [12].
На стороне НН применяется закрытое распределительное устройство с ячейками КРУ. Для выключателей серии ВРС выбираем КРУ серии КУ-10С, рассчитанные на токи до 3150 А.
Число шкафов на низшем напряжении данной подстанции составляет 26 штуку (14 - отходящие КЛ; 2 - ССН; 2 - секционные выключатели; 4 - вводные выключатели; 4 - измерительные трансформаторы напряжения).
КРУ – распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы КРУ изготавливаются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надёжной работы электрооборудования. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж РУ. КРУ более безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением. закрыты кожухами.
На стороне ВН применяется ОРУ с типовыми ячейками. Размещение оборудования в ячейках позволяет осуществлять его независимый ремонт и обслуживание, локализацию аварии в пределах ячейки. Ширина ячейки стандартная и для35 кВ равна– 6 м. Именно она определяет ширину распределительного устройства и ПС в целом. Длина ячейки и, следовательно, длина ОРУ определяется схемой РУ и способом размещения оборудования. Применяем ОРУ низкого типа с размещением аппаратов на одном уровне (~ 3 м). Принимаем равномерное распределение линейных ячеек по площади ОРУ, чередуя их с другими присоединениями. Это уменьшает перетоки мощности по шинам и упрощает выполнение молниезащиты ОРУ.
Габаритная высота проезда равна 4 м. Путь перекатки трансформаторов проектируется совмещенным с автодорогой.
По планированной территории ПС должен быть обеспечен проезд для автомобильного транспорта с улучшенной грунтовой поверхностью, с засевом травой. Ширина проезжей части внутриплощадных дорог должна быть не менее 3,5м.
На ОРУ кабели прокладываются в наземных лотках. При прохождении лотков через дороги предусматриваются переезды с сохранением расположения лотков на одном уровне. Одиночные кабели (до 7) от кабельных сооружений до приводов и шкафов различного назначения могут прокладываться в земле без специальной защиты (в том числе небронированные) при отсутствии над ними проездов.
Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов с массой масла более 1 тонны в единице предусматриваются маслоприемники с соблюдением следующего требования. Габариты маслоприемника должны выступать за габариты единичного электрооборудования не менее 1,5 м при массе масла от 10 до 50 тонн (14,2 тонн). Объём маслоприёмника должен быть рассчитан на одновременный приём 100% масла в трансформаторе.
Допустимое расстояние в свету между открыто установленными силовыми трансформаторами не менее 15 м. При этом при расстоянии между ними менее 1,5 м применяют сплошные разделительные перегородки с пределом огнестойкости 1,5 часа. Ширина перегородки принимается не менее ширины маслоприемника и в высоту не менее высоты вводов высшего напряжения. Расстояние в свету между трансформатором перегородкой не менее 1500 мм.
Территория ОРУ и ПС в целом должны быть ограждены внешним забором высотой 1600 мм. Расстояние по горизонтали от токоведущих частей и незаземлённых частей или элементов изоляции (со стороны токоведущих частей) до постоянных внутренних ограждений в зависимости от высоты должны быть не менее 1150 мм для 35 кВ.
Для силового трансформатора типа ТРДН 32000/35 полная масса масла составляет 14,2 т.
Габариты трансформатора: длина А- 6,44 м,
ширина В -4,84 м,
высота Н -5,14 м.
Габариты маслоприемника должны выступать за габариты трансформатора на 1,5 м.
Объем маслоприемника рассчитан на прием 100% масла.
3) Определим глубину маслоприемника
9. ОХРАНА ТРУДА
9.1. Система рабочего и аварийного освещения
Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанций, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может производиться работа или происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное освещение напряжением 110 В, переносное (ремонтное) освещение, осуществляемое переносными лампами напряжением 12 В, местное освещение (на станках и верстаках) напряжением 36 В.
Питание шин рабочего освещения осуществляется от трансформаторов собственных нужд с глухозаземленной нейтралью, при этом защитные и разъединяющие автоматические выключатели устанавливаются только в фазных проводах.
Аварийное освещение выполняется в помещениях щита управления релейных панелей и силовых панелей собственных нужд, аппаратной связи. Кроме того, выездная бригада должна быть снабжена персональными аккумуляторными фонарями.
Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется c шин собственных нужд 380/220 В переменного тока, и при исчезновении последнего автоматически переводится на шины оперативного постоянного тока.
Для освещения помещений подстанций используются обычные лампы накаливания. Для освещения открытых распределительных устройств используются прожекторы ПКН с галогеновыми лампами. Прожекторы устанавливаются группами на существующих опорах молниеотводов порталах открытого распределительного устройства.
В целях ограничения резких теней из-за наличия в открытых распределительных устройствах громоздкого оборудования, прожекторные установки размещаются с двух противоположных сторон.
9.2. Защита от шума и вибрации
При выборе площадки для ПС окончательное согласование и месторасположение производится органами санитарного надзора по предоставлению проекта санитарно-защитной зоны, который выполняется в виде пояснительной записки, расчетов и чертежей, с нанесением источников шума, указанием шумозащитной зоны и экранирующих или шумоизолирующих конструкций.
Основными источниками промышленного шума на ПС являются: трансформаторы и реакторы, вентиляционные установки в зданиях, компрессорные установки.
9.3 Мероприятия по технике безопасности
9.3.1. Ограждение территории ПС
На подстанции предусмотрена внешняя ограда, служащая препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту 2000мм.
В качестве конструктивных элементов оград применяются сетчатые панели 2000х1700 мм из проволоки 2,5 мм и ячейками 25х25 мм. В качестве фундаментов применяются сборные бетонные блоки с закладной частью, устанавливаемые в сверляной котлован, к которым сетчатые панели привариваются при монтаже. Зазор между низом сетчатой панели составляет 100 мм.
9.3.2. Необходимые изоляционные расстояния.
Таблица 9.1
|
Наименование расстояния. |
Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, 35 кВ. |
|
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м. |
900 |
|
Между проводами разных фаз. |
440 |
|
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования. |
1150 |
|
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней. |
1150 |
|
От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов. |
3100 |
|
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной другой, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями. |
2400 |
|
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту. |
485 |
9.3.3. Маркировка частей установок и предупредительная окраска
В соответствии с требованиями [3] выполняются буквенно-цифровое и цветовое обозначение - шины обозначаются:
1). При переменном трехфазном токе: шины фазы А - желтым цветом, фазы В - зеленым, фазы С - красным, нулевая рабочая N - голубым, эта же шина, используемая в качестве нулевой защитной - продольными полосами желтого и зеленого цветов;
2). При переменном однофазном токе: шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания - желтым цветом, а шина В, присоединенная к концу обмотки - красным;
3). При постоянном токе: положительная шина (+) - красным цветом, отрицательная (-) - синим цветом и нулевая рабочая М - голубым.
4). Резервная, как резервируемая основная шина, если же резервная шина может заменять любую из основных шин, то она обозначается поперечными полосами цвета основных шин.
Цветовое обозначение выполняется по всей длине шин, либо в местах их присоединения.
Заземляющие шины тоже окрашиваются в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих приборов окрашиваются в красный цвет, а рукоятки других приводов - в цвета оборудования.
9.3.4. Блокировки, обеспечивающие электробезопасность при обслуживании ПС
РУ 35 и 10 кВ оборудуются оперативной блокировкой, исключающей возможность:
включения выключателей и разъединителей на заземляющие ножи;
включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;
отключения и включения отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.
В РУ ПС применяется механическая (ключевая) оперативная блокировка. Приборы разъединителей имеют приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.
9.3.5. Проходы и проезды.
Габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте. Вдоль трансформаторов предусматривается проезд шириной не менее 3 м.
9.3.6. Защитное заземление.
Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, подлежат заземлению. Заземление выполняется во всех видах электроустановок переменного тока при напряжении 380 В и выше, постоянного тока - 440 В и выше, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках - при напряжениях 42 В и выше переменного тока, 110 В и выше - постоянного тока.
Заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приборы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции РУ, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.
9.3.7. Устройство молниезащиты.
Защита ОРУ-35 кВ осуществляется молниепроводами, устанавливаемыми на конструкциях ОРУ, а также отдельно стоящими молниепроводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не менее 80 Ом.
Защита оборудования ПС от набегающих по ВЛ волн перенапряжений осуществляется защитой подходов ВЛ от прямых ударов молний тросом, установкой на ВЛ метровых промежутков и ОПН . Для защиты обмотки 35 кВ трансформаторов ОПН устанавливаются непосредственно у трансформаторов, без коммутационных аппаратов.
9.3.8. Выбор электрических аппаратов и проводников с учетом нормальных режимов, возможных перегрузок и аварийных режимов.
Проводники и электрические аппараты, применяемые на проектируемой подстанции, удовлетворяют требованиям в отношении предельно-допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта.
Для кабелей, напряжением до 10 кВ, с бумажной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, может допускаться кратковременная перегрузка, указанная в таблице 9.2:
Допустимая кратковременная перегрузка для кабелей с бумажной изоляцией. Таблица 9.2
|
Коэффициент предва- рительной нагрузки |
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по отношению к номинальной в течение, ч |
||
|
|
0,5 |
1,0 |
3,0 |
|
|
0,6 |
В земле |
1,35 |
1,30 |
1,15 |
|
В воздухе |
1,25 |
1,15 |
1,10 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,20 |
1,0 |
1,0 |
|
|
0,8 |
В земле |
1,20 |
1,15 |
1,10 |
|
В воздухе |
1,15 |
1,10 |
1,05 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,10 |
1,05 |
1,00 |
На период ликвидации послеаварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 сут. в пределах, указанных в таблице 9.3:
Допустимая на период ликвидации послеаварийного режима перегрузка для кабелей с бумажной изоляцией. Таблица 9.3.
|
Коэффициент предва- рительной нагрузки |
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по отношению к номинальной при длительности максимума, ч |
||
|
|
1 |
3 |
6 |
|
|
0,6 |
В земле |
1,5 |
1,35 |
1,25 |
|
В воздухе |
1,35 |
1,25 |
1,25 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,30 |
1,20 |
1,15 |
|
|
0,8 |
В земле |
1,35 |
1,25 |
1,20 |
|
В воздухе |
1,30 |
1,25 |
1,25 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,20 |
1,15 |
1,10 |
9.4. Мероприятия пожарной безопасности
9.4.1. Установка маслонаполненных аппаратов по ОРУ.
Расстояния от силовых трансформаторов до зданий и вспомогательных сооружений (мастерских, складов и т.д.) предусматривается не менее 16 м.
9.4.2. Противопожарные мероприятия
По уровню оснащенности противопожарными мероприятиями ПС относится к третьей группе. Противопожарный водопровод не предусматривается. Все помещения ПС оборудуются пожарной сигнализацией, за исключением: общеподстанционного пункта управления, помещения связи, компрессорной. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных трансформаторов и выключателей предусматривается выполнение маслоприемников.
Объем маслоприемника предусматривает одновременный прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора.
Комплекс противопожарной автоматики состоит из устройств обнаружения очага пожара (извещателей, расположенных в пожароопасных местах), обеспечивающих прием информации от извещателей и выдачу тревожного сигнала.
На ПС применяются извещатели комбинированного типа ДИЛ-1 и ДТЛ-контактные. Извещатели устанавливаются на потолке.
Электропитание пульта пожарной сигнализации типа ППС-1 осуществляется от сети переменного тока В с частотой 50 Гц.
Система электрической пожарной сигнализации оборудуется защитным заземлителем с сопротивлением 10 Ом. На ПС предусматривается устройство пожарного водоема, наполняемого из водопроводной сети.
10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПОДСТАНЦИИ.
, где
Sном.т. - номинальная мощность одного трансформатора
n - количество трансформаторов на подстанции
2) КПД подстанции средневзвешенный
, где
Wгод - годовой отпуск энергии потребителям.
Wгод - годовые потери энергии в трансформаторах.
.
, где
Pхх и Pкз - потери в трансформаторе;
Si - мощность на i - й ступени графика;
ti - продолжительность i - й ступени графика.
для ТРДН-32000/35 Pхх=29 кВт Pкз=145 кВт
%
3) время использования установленной мощности
Итоговые данные по подстанции сведены в таблицу 10.1:
Итоговые данные по ПС Таблица 10.1
|
№ п/п |
Показатель подстанции |
Единицы измерения |
Величина |
|
1 |
Установленная мощность , Sуст |
кВА |
64000 |
|
2 |
средневзвешенное (о.е) |
% |
99,5 |
|
3 |
Время использования установленной мощности |
ч |
4187,69 |
Заключение.
В ходе выполнения данного курсового проекта, был разработан проект понизительной подстанции 35/10 кВ.
В разделе 1 был определён тип подстанции:
- потребительская;
- проходная;
- обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.
Также в этом разделе были построены суточный и годовой графики полной мощности, по которым была дана характеристика нагрузки подстанции.
В разделе 2 были выбраны два силовых трансформатора по расчетной мощности и уровню напряжения на ВН и НН. Затем проверены по режиму перегрузки в послеаварийном режиме. Окончательно приняты трансформаторы типа ТРДН-32000/35.
В разделе 3 были рассчитаны токи короткого замыкания на сторонах ВН и НН.
|
Место КЗ |
, кА |
, кА |
|
|
Шины ВН |
3,03 |
7,71 |
|
|
Шины НН |
4,4 |
11,51 |
В разделе 4 была выбрана электрическая схема распределительного устройства. На стороне ВН принята «Одна рабочая секционированная выключателем система шин». На стороне НН – «Две секционированные выключателями системы шин».
В разделе 5 были выбраны типы релейных защит, автоматики и измерительных приборов как на стороне ВН так и на стороне НН.
В разделе 6 был произведен выбор оборудования и токоведущих частей.
1) Выбраны следующие выключатели:
- на стороне ВН вакуумный типа ВБНК-35-25/1600 УХЛ1;
- вводные выключатели вакуумные типа ВРС-10-20/1250У2;
- секционный выключатель вакуумный типа ВРС-10-20/630У2;
- на отходящих кабельных линия выключатели вакуумные ВРС-10-20/630У2.
2) Выбраны разъединители типа РГП СЭЩ 35/1000 УХЛ1.
3) Выбраны аппараты в цепи трансформаторов собственных нужд:
- трансформаторы собственных нужд типа ТСЗ-100/10-У3;
- предохранители типа ПКТ 101-10-8-12,5 У3;
- рубильники РЗ, автоматы ВА88-35.
4) Выбраны трансформаторы тока:
- на стороне ВН ТВ35- I-600/1 ( в цепях отходящих линий)
- на трансформаторе со стороны 35 кВ ТВТ35- I-600/1
- на стороне НН типа ТШЛК-10 (для установки в КРУ)
- на секционном выключателе типа ТПЛК-10
- на отходящих кабельных линиях ТПЛК-10
5) Выбраны трансформаторы напряжения:
- на секциях 10 кВ типа НАМИТ-10-2,
- на секции 35кВ типа ЗНОМ-35-65 У1.
6) Выбрана ошиновка цепей ВН, выполненная гибкими подвесными проводами марки АС-240/32.
7) Выбрана ошиновка силового трансформатора от выводов трансформатора до ввода в РУ 10 кВ выполняемая в виде гибкой связи из пучка сталеалюминиевых проводов (два несущих АС-95/16).
8) Выбраны отходящие кабельные линии к потребителям ААШВ- 3120.
9) Выбрано дополнительное защитное оборудование (на стороне ВН ограничители ОПН-П1-35, на стороне НН принимаются ограничители ОПН-РВ-10,на стороне НН заземлитель ЗР-10УЗ).
В разделе 7 был выбран постоянный оперативный ток.
В разделе 8 была выбрана и обоснована конструкция РУ.
В разделе 9 указаны требования по охране труда:
- выбрана система рабочего и аварийного освещения;
- указаны меры защиты от шума и вибрации;
- разработаны мероприятия по техники безопасности;
- разработаны мероприятия по пожарной безопасности.
В разделе 10 рассчитаны следующие ТЭП:
|
№ |
Показатель |
Ед. изм. |
Значение |
|
1 |
Установленная мощность |
МВА |
64 |
|
2 |
Средневзвешенный КПД |
% |
99,5 |
|
3 |
Время использования установленной мощности |
ч |
4187,69 |
Графическая часть проекта состоит из двух листов. На первом листе изображена схема электрических соединений ПС при отключенном положении коммутационной аппаратуры в однолинейном исполнении (кроме трансформаторов тока). На втором листе изображена компоновка ПС.
Список использованной литературы.
Выключатель имеет встроенный электромагнитный привод и снабжен подогревающими устройствами. Имеется возможность установки трансформаторов тока.
Технические характеристики выключателя вакуумного трехполюсного типа ВБНК-35-25/1600 УХЛ1 "ТУРА":
Рис. 11.1. Габаритные, установочные и присоединительные размеры выключателя ВБНК-35-25/1600 УХЛ1.
Производство: концерн «Высоковольтный союз»
Таблица 11.1. Параметры выключателей.
|
Тип |
Номи-нальное напря-жение, кВ |
Наиболь-шее рабочее напря-жение, кВ |
Номи-наль-ный ток, А |
Номи-наль-ный ток отклю-чения, кА |
Норми-ро- |
Предельный сквозной ток, кА |
Номинальный ток включения, кА |
Ток терми-ческой стойкости, к А/ допус-тимое время его действия, с |
Полное время отклю-чения, с |
||
|
Наиболь- |
Началь-ное дейст-вующее значение периоди-ческой состав-ляющей |
Наиболь- |
Нача-льное дейс-твующее значение периоди-ческой состав-ляющей |
||||||||
|
ВРС-10-20/1250 У2 |
10 |
12 |
1250 |
20 |
40 |
52 |
20 |
52 |
20 |
20/3 |
0,07 |
|
ВРС-10-20/630 У2 |
10 |
12 |
630 |
20 |
40 |
52 |
20 |
52 |
20 |
20/3 |
0,07 |
Рис. 11.2. Габаритные, установочные и присоединительные размеры выключателяВРС-10-20/1250 (630) У2.
Разъединитель РГП-СЭЩ 35 кВ
Разъединители РГП-СЭЩ 35 кВ предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрической цепи высокого напряжения 35 кВ, промышленной частоты 50 Гц, токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий, а также заземления отключенных участков при помощи встроенных заземлителей.
Рис. 11.3. Трехполюсный разъединитель РГП СЭЩ -35. Габаритно-присоединительные размеры.
Таблица 11.2. Параметры разъединителя РГП СЭЩ -35.
|
Наименование параметра |
РГП-СЭЩ-35/1000 |
|
Номинальное напряжение, кВ |
35 |
|
Наибольшее рабочее напряжение, кВ |
40,5 |
|
Номинальный ток, Iном, А |
1000 |
|
Номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости), кА |
20 |
|
Наибольший пик номинального кратковременного тока (ток электродинамической стойкости), кА |
50 |
|
Время протекания номинального кратковременного выдерживаемого тока (время короткого замыкания) t.: |
|
|
для главных ножей; |
3 |
|
для заземляющих ножей. |
1 |
|
Номинальная частота, Гц |
50 |
|
Допустимая механическая нагрузка на выводы, Н |
500 |
|
Механический ресурс главной цепи, циклов Вкл-Откл |
10000 |
|
Толщина корки льда при оперировпнии разъединителем, не более, мм |
20 |
|
Сопротивление постоянному току главного токоведущего контура, Ом, не более |
75х10-6 |
|
Усилие, прикладываемое к рукоядке привода, Н, не более |
245 |
|
Масса полюса разъединителя, кг, не более |
220 |
|
Климатическое исполнение |
УХЛ1 |
|
Высота над уровнем моря, м, не более |
1000 |
|
Верхнее рабочее значение температуры окружающего воздуха, °С |
+40 |
|
Нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха, °С |
-60 |
Общие сведения
Расшифровка: Т — трехфазный, Р — обмотка низшего напряжения расщеплена на две, Д — масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, Н — с регулированием напряжения под нагрузкой, 32000 – номинальная мощность в кВ∙А, 35 - класс напряжения обмоток ВН, кВ, У1 - климатическое исполнение и категория размещения
|
Таблица 11.3. Основные каталожные данные для трансформатора ТРДН-32000/35-У1 Тип Sном МВА Uвн кВ Uнн кВ Uк % Pхх кВт Pк кВт Iх % ТРДН-32000/35 32 36,75 10,5 11,5 29 145 0,6 |
Рис. 11.4. Габаритные размеры трансформатора ТРДН-32000/35-У1
Трансформатор ТСЗ мощностью 100 кВА
СПЕЦИФИКАЦИЯ
1. Кожух. 2. Съемные стенки кожуха. 3. Кольцо для подъема. 4. Табличка.
5. Вывод НН. 6. Зажим заземления. 7. Швеллер. 8. Вывод ВН.
9. Планка регулирования напряжения. 10. Реле термозащиты.
Рис. 11.5. Габаритные размеры трансформатора ТСЗ-100/10-У3
РАЗМЕРЫ
L-1165 мм ; B -750 мм;
H-1400 мм; H1-900 мм ; .
ТЕХНИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ
Номин. мощность: 100 кВА
Номин. напряжение ВН.: 6; 10 кВ
Номин. напряжение НН.: 0,4 кВ
Номин. ток НН.: 144,4 А
Схема и группа соединения обмоток: У/Ун-0 ; Д/Ун-11.
Потери Х.Х. : 400 Вт
Потери К.З.: 1720 Вт .
Напряжение К.З.: 4,5 %
Ток Х.Х.: 2,2%
Вес . . . . 580 кг
Предохранитель ПКТ 101-10-8-12,5 У3
Производство г. Москва.
Высоковольтные предохранители ПКТ 101-10-8-12,5 У3 предназначены для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий на номинальное напряжение 10 кВ. Предохранители ПКТ 101-10-8-12,5 У3 с кварцевым наполнителем являются токоограничивающими. Отключение тока короткого замыкания в предохранителях с кварцевым песком обеспечивается за счет интенсивной деионизации дуги, возникающей на месте пролегания плавкой вставки, в узких щелях между песчинками наполнителя. Срабатывание патрона определяется в предохранителях ПКТ 101-10-8-12,5 У3 по указателю срабатывания, выдвигающемуся наружу под воздействием пружины после перегорания нихромовой проволоки. Диаметр: 55 мм
Длина: 412 мм
Климатическое исполнение: У3
Вес, кг: 4.90
Высоковольтный предохранитель ПКТ 101-10-8-12,5 У3 является комплектом, который состоит из следующих элементов и поставляется в разобранном виде:
|
- Патрон (заменяемый элемент) ПТ 1.1-10-8-12,5 У3 - 1 шт. |
|
|
- Контакт (др. названия: губка, пинцет) К01-10 У3 - 2 шт. |
|
|
- Опорный изолятор ИО-10-3,75 I - 2 шт |
|
Автоматические выключатели ВА88 используются для проведения тока в нормальных эксплуатационных условиях и отключения при возникновении сверхтоков, перегрузок и недопустимых снижениях напряжения в электросетях переменного тока напряжением до 400В и частотой 50Гц.
Номинальная предельная наибольшая отключающая способность 35кА, рассчитаны на 7 номинальных токов от 63 до 250 А, имеют трехполюсное исполнение.
Рис. 11.6. Габаритные размеры автоматического выключателя ВА88-35
Технические характеристики:
Максимальный номинальный ток (базовый габарит) Inm, A 250
Номинальный ток (уставка теплового расцепителя), In, А 63, 80, 100, 125, 160, 200, 250
Уставка электромагнитного расцепителя Im ,А 10 In
Расцепитель сверхтоков тепловой и электро-магнитный
Номинальная рабочая наибольшая отключающая способность Ics, кА 25
Номинальная предельная наибольшая отключающая способность Icu, при 220 В, кА 35
Номинальная предельная наибольшая отключающая способность Icu, при 690 В, кА 14
Механическая износостойкость циклов В О, не менее 7000
Электрическая износостойкость циклов В О, не менее 2000
Габаритные размеры, мм ширина 105
высота 170
глубина 101,5
Климатическое исполнение УХЛ3
Масса, кг, не более 4,1
Срок службы, лет, не менее 15
Трансформаторы ТВ-35-I, ТВ-35-II предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в установках переменного тока частоты 50 или 60 Гц.
Технические характеристики ТВ35
Размеры ТВ35
Рис. 11.7. Габаритные, установочные и присоединительные размеры.
Трансформаторы предназначены для передачи сигнала измеритель ной информации измерительным приборам и (или) устройствам защиты и управления, в установках переменного тока частоты 50 или 60 Гц на класс напряжения до 10 кВ.
Технические данные
Рис. 11. 8. Габаритные, установочные и присоединительные размеры ТПЛК-10.
Трансформаторы предназначены для питания цепей измерения, защиты и управления, для изолирования цепей вторичного тока от высокого напряжения в электрических установках переменного тока частоты 50 или 60 Гц на класс напряжения до 10 кВ.
Технические характеристики
Рис. 11.9. Габаритные, установочные и присоединительные размеры ТШЛК-10.
Трансформаторы тока серии ТВТ предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50 или 60 Гц. Трансформаторы тока размещаются на вводах внутри оболочек силовых трансформаторов или автотрансформаторов.
Структура условного обозначения
ТВТХ-Х-Х/Х О4:
Т - трансформатор тока;
В - встроенный;
Т - для силовых трансформаторов и автотрансформаторов;
Х - номинальное напряжение ввода, кВ (по таблице);
Х - номер конструктивного варианта исполнения (I, II, III);
Х - номинальный первичный ток, А (по таблице);
Х - номинальный вторичный ток (1;5 А);
Рис. 11. 10. Габаритные, установочные и присоединительные размеры ТВТ-35.
Технические характеристики
Размеры
ОАО "Производственный комплекс ХК Электрозавод", г.Москва
Трансформаторы являются масштабными преобразователями и предназначены для выработки сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации в сетях переменного тока с изолированной нейтралью частотой 50 и 60 Гц. Трансформаторы изготовляются для нужд народного хозяйства и на экспорт в страны с умеренным и тропическим климатом.
Структура условного обозначения ЗНОМ-[*]-[*] [*][*]:
З — заземляемый;
Н — трансформатор напряжения;
О — однофазный;
М — естественная циркуляция воздуха и масла;
[*] — класс напряжения первичной обмотки, кВ;
[*] — год разработки трансформатора;
[*][*] — климатическое исполнение (У, ХЛ, Т) и категория размещения (1; 2) по ГОСТ 15150-69.
Трансформаторы состоят из магнитопровода, выполненного из электротехнической стали, обмоток с изоляцией и других конструктивных деталей, служащих для соединения отдельных частей в единую конструкцию. Активная часть находится в баке, заполненном трансформаторным маслом. Баки и крышки трансформаторов ЗНОМ-35-65 выполнены из листовой стали. Вводы первичных обмоток трансформаторов расположены на крышке бака. Вводы вторичных обмоток и заземляемый ввод первичной обмотки трансформаторов расположены на панели зажимов, расположенной в коробке на стенке бака. Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65 имеют маслорасширители, расположенные на высоковольтных вводах первичной обмотки, и не имеют пробок для соединения с атмосферой.
Таблица 11.4. Технические характеристикиЗНОМ-35-65У1.
|
Тип |
Номинальные напряжения обмоток, В |
Мощность в классах точности, В*А |
Масса, кг |
Длина х ширина х высота, мм |
||||
|
обмотка ВН |
обмотка |
обмотка |
0,5 |
1 |
3 |
|||
|
ЗНОМ-35-65У1 |
35000/√3 |
100/√3 |
100/3 |
150 |
250 |
600 |
82 |
495х377х955 |
Трансформатор напряжения антирезонансный типа «НАМИТ» является масштабным преобразователем, предназначен для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических сетях 6 и 10 кВ переменного тока промышленной частоты с изолированной нейтралью или заземлённой через дугогасящий реактор. Трансформатор НАМИТ устанавливается в шкафах КРУ(Н) и в закрытых РУ промышленных предприятий.
Технические характеристики
Рис. 11. 11. Габаритные, установочные и присоединительные размеры НАМИТ10-2.
Рис. 11. 12. Общий вид ОПН-П1-35/40.5/10/2 УХЛ1, габаритные, установочные и присоединительные размеры.
Основные технические данные ОПН-П1-35/40.5/10/2 УХЛ1.
Ограничители перенапряжений нелинейные(ОПН) типа ОПН-РВ предназначены для использова-
ния в качестве основных средств защиты электрооборудования станций и сетей среднего класса на-
пряжения переменного тока промышленной частоты 48-62 Г ц от коммутационных и грозовых перенапряжений. Рекомендуются для применения вместо вентильных разрядников серии РВО при проектировании,техническом перевооружении и реконструкции электроустановок. О граничители типа ОПН-РВ отстроеныот перенапряжений при однофазных дуговых замыканиях, поэтому не требуют проведения предварительных расчетов для применения в сетях потребителя.
Таблица 11.10. Основные технические данные ОПН -РВ-10.
а) б)
Рис. 11. 13. Общий вид ОПН-РВ-10 а) габаритные размеры
б) вид в разрезе.
Заземлители серии ЗР на напряжение 10 кВ предназначены для заземления отключенных от источников питания пофазноэкранированных токопроводов в цепях переменного тока. ЗР-10У3:
ЗР - заземлитель рубящий;
10 - номинальное напряжение, кВ;
У3 - климатическое исполнение (У, Т) и категория размещения
по ГОСТ 15150-69. те
, кг
EMBED Equation.DSMT4
EMBED PBrush
EMBED PBrush
EMBED PBrush
