(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической подстанции 110/10 кВ
РЕФЕРАТ
В курсовом проекте отражены вопросцы, связанные к проектированию электронной части понижающей подстанции.
Список главных слов: подстанция, надёжность, перегрузка, заземлитель, трансформатор тока, трансформатор напряжение, схема, мощность, установка, куцее замыкание.
Объектом разработки в курсовом проекте является электронная часть понижающей подстанции.
Цель курсового проекта: спроектировать надёжную, экологически неопасную, комфортную в монтаже и эксплуатации, а так же отвечающим всем требованиям понижающую подстанцию.
При проектировании применили действующие нормы технологического проектирования подстанции и правил устройств электроустановок. ГОСТы и типовые схемы принципных электронных распределительных устройств, а так же современное электрооборудование, что посодействовало достигнуть цель курсового проекта.
При выполнении проекта рассмотрены вопросцы обеспечения сохранности жизнедеятельности и экологии при эксплуатации технологического оборудования и электрооборудования и электронных сетей.
Список принятых сокращений
ВЛ — воздушная линия электропередачи;
ВН — высшее напряжение;
ГН — график перегрузки;
КЗ — куцее замыкание;
КЛ — кабельная линия;
КРУ — комплектное распределительное устройство для внутренней установки;
КРУЭ — комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией;
НН — низшее напряжение;
ОПН — ограничитель перенапряжений нелинейный;
ОПУ — общеподстанционный пункт управления;
ПАВ — послеаварийный режим;
ПС — понижающая трансформаторная подстанция;
РПН — устройство регулирования напряжения под перегрузкой;
РУ — распределительное устройство;
СЗА — степень загрязнения атмосферы;
ТН — трансформатор напряжения;
ТСН — трансформатор собственных нужд;
ТТ — трансформатор тока.
Введение
Проектирование электронной подстанции 110/10 кВ заключается в разработке модели ПС, составлении описаний еще не имеющихся объектов, созданных для преобразования и распределения электроэнергии.
Разработанные новейшие материалы и технологии производства дозволили сделать наиболее совершенные электротехнические устройства, которые по своим чертам существенно превосходят ранее сделанные, существенно превосходят надёжность и свойство электроустановок, разрешают улучшать компоновки распределительных устройств и подстанций, сокращать занимаемую ими площадь, обеспечивают удобство эксплуатации, наращивают длительность межремонтного периода.
За крайние годы были освоены и внедрены в Создание комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией напряжением 110 кВ и выше, комплектные распределительные устройства напряжением 6 — 20 кВ модульных конструкций, кабели с изоляцией из сшитого целофана напряжением до 500 кВ и почти все другое.
сейчас в распределительных устройствах всех напряжений используются наиболее совершенные вакуумные и элегазовые выключатели, измерительные трансформаторы тока с литой, полимерной и элегазовой изоляцией, современные антиферрорезонансные трансформаторы напряжения, ограничители перенапряжений в фарфоровых и полимерных покрышках.
К распределительным устройствам предъявляют последующие требования:
— надежность работы, которая определяется схемой электронных соединений, высочайшим качеством и корректностью избранных аппаратов также их сборка;
— удобство и сохранность обслуживания, которое обеспечивается подходящим размещением аппаратов, разделением частей оборудования защитными стенками либо перекрытиями, применением защитных заземлений;
— пожаробезопасность.
Главной задачей проектирования является создание модели ПС, практическая реализация которой обеспечит высококачественное и надежное электроснабжение потребителей.
При проектировании употребляются современные технические решения, дозволяющие минимизировать сервис ПС, повышающие надежность электроснабжения также снижающие Издержки на текущую эксплуатацию.
1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
При проектировании ПС выбор мощности силовых трансформаторов делают на основании расчета аварийных перегрузок, тем будет обеспечено лучшее внедрение мощности силовых трансформаторов, уменьшен расход электроэнергии.
Главные формулы, применяемые при выбирании мощности:
1) Расчетная мощность трансформатора:
(1.1)
где — данная наибольшая перегрузка, МВт,
— коэффициент роли в наибольшей перегрузке потребителей I, II и III группы,
— коэффициент мощности,
— количество трансформаторов на ПС,
— коэффициент аварийной перегрузки, равный 1,4;
Для проверки задаем обычную мощность более близкую к расчетному значению SТ=25 МВА. За ранее примем трансформатор ТДН-25000/110.
2) Наибольшая полная перегрузка:
(1.2)
Примем 10% резерва для потребителей I-ой группы надёжности.
3) Мощность резерва
(1.3)
Набросок 1.1 Дневной график перегрузки (в процентах)
Таблица 1.1 Работа в обычном режиме
время t, ч
Перегрузка S, МВА
Перегрузка с учетом резерва Sпав, МВА
%
1
31,2
28,1
100
6
29,7
26,6
95
1
28,8
25,7
92
2
28,13
25,3
90
2
27,5
24,4
88
2
26,9
23,8
86
1
23,4
20,3
75
1
17,2
14,1
55
1
14,7
11,6
47
1
12,8
9,7
41
1
11,9
8,8
38
3
10
6,9
32
1
9,4
6,3
30
1
8
4,9
26
Набросок 1.2 график перегрузки
Набросок 1.3 скорректированный график перегрузки ( в именованных единицах)
4) Эквивалентная перегрузка в зоне наибольших нагрузок послеаварийного режима для силового трансформатора:
(1.4)
где — перегрузки в МВА на разных ступенях ГН длительностью соответственно в зоне наибольших периодических нагрузок послеаварийного режима (зона аварийных перегрузок силового трансформатора).
5) Эквивалентная перегрузка в зоне исходной перегрузки послеаварийного режима для силового трансформатора
(1.5)
6) Коэффициент перегрузки:
Коэффициент исходной перегрузки послеаварийного режима:
Потому что K1пaв=0,63<1, делаем вывод о том, что трансформатор подступает для последующей проверки.
В согласовании с ГОСТ 14209-97. Потому что эквивалентная зимняя температура равна -10 градус, означает, она нуждается в корректировке.
Система охлождения трансформатора Д (ONAF) масляное остывание с дутьем и естественной циркуляцией масла.
Набросок 1.4 График корректировки эквивалентной температуры
Определяем допустимый коэффициент аварийных перегрузок по табл. 1.2 ,используя значения эквивалентной скорректированной зимней температуры , длительность аварийной перегрузки ha =10 ч.,
Таблица 1.2 Нормы допустимых аварийных перегрузок силовых трансформаторов
QЭК
hАВ
К2
-10
8
1,5
-10
12
1,5
0
8
1,4
0
12
1,4
Сравниваем приобретенные значения коэффициентов K2пaв и K2:
K2пaв ? К2;
1,06<1,45 — условие производится, данный тип трансформатора быть может установлен, его главные характеристики приведем в приложении (приложение А).
2. Расчет токов недлинного замыкания и их ограничение
2.1 Расчет токов недлинного замыкания
С целью выбора и проверки электронных аппаратов и кабелей делается расчет т.к.з. в относительных единицах для симметричного трехфазного к.з.
Набросок 2.1. Схема присоединения подстанции к сети
Вычисляем приведённые значения сопротивлений для всех частей расчётной схемы замещения.
Набросок 2.2 Общая схема замещения
1) электронный систем С1 и С2
SБ=1000 МВА
(2.1)
(2.2)
2) воздушных линий
(2.3)
(2.4)
где Х0 — индуктивное сопротивление 1 км длины ВЛ, ОМ/км,? — длина ВЛ, км;
(2.5)
(2.6)
(2.7)
(2.8)
1. Разглядим КЗ когда ремонтная перемычка и секционные выключатели включены:
А) на стороне ВН
Набросок 2.3. Схема замещения при КЗ на ВН
(2.9)
(2.10)
(2.11)
(2.12)
Б) КЗ на стороне НН
Набросок 2.4 Схема замещения при КЗ на НН
Складываем параллельно ветки ХТ1 и ХТ2
(2.13)
Складываем поочередно ветки Х3 и Х12
(2.14)
(2.15)
2. Ремонтная перемычка разомкнута, секционные выключатели разомкнуты:
А) На стороне ВН
Набросок 2.5. Схема замещения
(2.16)
Преобразуем получившийся треугольник в звезду:
(2.17)
(2.18)
(2.19)
(2.20)
(2.21)
Б) На стороне НН: секционные выключатели разомкнуты
Набросок 2.6 Схема замещения секционные выключатели разомкнуты
(2.22)
(2.23)
Наибольший ток трехфазного КЗ на стороне ВН — 11,62 кА
Наибольший ток трехфазного КЗ на стороне НН — 21,56 кА
Для ограничения тока КЗ принимаем раздельную работу трансформаторов (секционный выключатель отключен):
В качестве вводного выключателя ВН избираем:
ВГТЗ-110-II-40 (tco=0,035 c, to=0,055 c) [16]
В качестве вводного выключателя НН избираем:
VS1BEL-12 HEAG (tco=0,03 c, to=0,05 c) [17]
Полное время отключения цепи при КЗ:
ВН: (2.24)
НН: (2.25)
где tз — время деяния релейной защиты, с и — полное время отключения выключателя, с.
время отключения тока КЗ:
ВН: (2.26)
НН: (2.27)
где tз — время деяния релейной защиты, с и — собственное время отключения выключателя, с.
Определяем постоянную времени затухания апериодической составляющей , с (избираем по таблицам [8]):
ВН: , (2.28)
НН: , (2.29)
Определение
ВН: (2.30)
НН: (2.31)
Находим ударный ток , кА
ВН: (2.32)
НН: (2.33)
импульс квадратичного тока КЗ.
ВН:
(2.34)
НН:
(2.35)
2.2 Определение необходимости ограничения тока КЗ
Необходимость ограничения тока к.з. на шинах НН обязана быть определена на основании проверки 2-ух критерий :
возможностью отключения тока к.з. выключателями
(2.36)
где — номинальный ток отключения выключателя НН, кА ;
тепловой стойкостью головных участков кабельной сети, т.е. кабелей, отходящих от РУ НН.
Минимальную площадь сечения кабеля, отвечающую требованию его тепловой стойкости при КЗ, можно приближенно найти по импульсу квадратичного односекундного тока КЗ кабеля.
= (2.37)
где =1с, согласно данным завода изготовителя.
-квадрат односекундного тока КЗ кабеля СПЭ,кА
22,956,621=43,56
Избираем сечение кабеля мм2 НН с дюралевыми многопроволочными жилами с изоляцией из сшитого целофана.
Потому что оба перечисленных выше условия производится, то в ограничении токов КЗ мы не нуждаемся.
трансформатор ток кабель электроизмерительный
3. Разработка схем подстанции
3.1 Определение структурной схемы и главных черт подстанции
Избранный вариант структурной схемы ПС должен быть тщательно разработан для обоих напряжений (ВН и НН). Подробная разработка приводит к составлению принципной электронной схемы основных цепей подстанции, именуемой в предстоящем «главной схемой».
Разработка главной схемы подразумевает выбор ее вида, определения количества систем шин и секций РУ, расстановку электронных аппаратов зависимо от структурной схемы, номинального напряжения, режимов работы оборудования и нейтрали, требований надежности и остальных критерий.
Регион, в каком обязана будет размещаться ПС, имеет степень загрязнения атмосферы >IV и ограничение по площади. В связи с сиим применим закрытое распределительное устройство на напряжение 110 кВ в здании-укрытии “Самара”. ЗРУ СЭЩ “Самара” версия 1.1 является разработкой 2014 года, создано для приёма и распределения электронной энергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) на напряжение 110 кВ. Для разработки низшего напряжения применим КРУН.
Данная подстанция будет состоять из последующих частей:
— ЗРУ-110 кВ;
— силовые трансформаторы ТДН 25МВА;
— КРУН (комплектное распределительное устройство внешной установки);
— твердой и гибкой ошиновок;
— заземления;
— грозозащиты;
— кабельных конструкций;
— фундаментов и огораживаний;
— осветительных устройств;
— системы внутреннего отопления и вентиляции;
— охранно-пожарной сигнализации;
— линейного ввода.
Набросок 3.1 Структурная схема
Данная ПС создана для распределения электроэнергии меж пользователями. Из их 10% приходится на потребителей I — группы, 15% II — группы и 75% III группы. Процент резерва по сети низшего напряжения — 10%.
3.2 Разработка схемы высшего напряжения
Для ВН применяем КТП СЭЩ Б(М) “Самара”-110-4Н-Г/10-59. Расшифровывается:
— комплектная трансформаторная подстанция модернизированная — КТП СЭЩ Б(М),
— в здании “Самара”,
— на стороне высшего напряжения номинальное напряжение — 110 кВ,
— номер схемы — 4Н,
— условное обозначение типа выключателя ВГТЗ-110 кВ — Г,
— номинальное напряжение стороны низшего напряжения — 10 кВ,
— условное обозначение типа ячеек КРУН К-59.
Набросок 3.2 Схема ВН ПС
ПС ответвительная и подключена к двум ВЛ, применяется ремонтная перемычка, потому что оборудование находится в ЗРУ. В схеме для связи мы используем волоконно-оптические кабели.
Режим нейтрали
В сетях 110 кВ режим нейтрали эфективно — заземленный согласно ПУЭ [11]. Для этого в нейтраль трансформатора установим ОПНн-П-110/56 У1 и ЗОН-110М У1.
Набросок 3.3 Схема ответвительной подстанции
В составе ЗРУ есть ограничители перенапряжений и выключатели. Для передачи сигнала измерительным устройствам и устройствам защиты и управления установлен трансформатор тока ТВТ-110 III.
3.3 Разработка схемы низшего напряжения
Потому что трансформаторы не имеют расщеплённую обмотку НН, РУ НН будет содержать две секции шин. В КРУН установим шкафы серии К59 [приложение Б], они предусмотрены для приёма и распределения электронной энергии трёхфазного переменного тока частоты 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) напряжением 10 кВ. Габаритные размеры этих шифанеров : 750х3060х3180 мм.
Набросок 3.4 Схема НН ПС
количество отходящих кабельных линий -38,из их: 4 пользователя I-й группы, 12 потребителей II-й группы и 22 потребителей III-й группы.
В составе КРУ НН- две секции сборных шин 10 кВ, в каждой секции: 8 кл отходящих кабельных линий (2 кл -потребитель I-й группы,6 кл- пользователь II-й группы, 11 кл III-й группы), кл вводного выключателя, кл трансформатора напряжения, запасная кл и, не считая того, кл секционного выключателя, кл трансформатора собственных нужд. Всего по 13 кл на каждой секции СШ. В КРУН предвидено отопление, вентиляция, питание внутреннего освещения напряжением 220 В, 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) и переносного освещения — 36 В, 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ). Система блоков РУ обеспечивает вольный доступ для обслуживания и ремонта электрооборудования. Все внешние двери КРУН адаптированы для пломбирования, также снабжены устройствами для фиксации в закрытом положении. Высоковольтная часть блока разбита вертикальными перегородками на ячейки (шкафы), в каких расположено высоковольтное оборудование и аппаратура вспомогательных цепей. В отсеке выдвижного элемента размещается вакуумный выключатель VS1BEL-12 HEAG [приложение Б] на колесной телеге, защитные шторки, закрывающие доступ к силовым токоведущим частям при выкатывании выдвижного элемента в ремонтное положение, узлы заземления и фиксации выдвижного элемента в рабочем и контрольном положении. В отсеке ввода-вывода расположены трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10 У2 [приложение Б], заземляющий разъединитель, трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ-1-10. В каждой секции шин имеется ячейка с трансформатором напряжения НАМИ-10 [приложение Б], присоединенным через предохранитель ПКН-001-10 У3.
Режим нейтрали на стороне НН:
(3.1)
Потому что, Ic=12А<20А согласно ПУЭ применим изолированный режим нейтрали.
3.4 Выбор оперативного тока
Оперативный ток (неизменный, переменный, выпрямленный) выбирается зависимо от группы ПС, типа приводов, наличия запасного источника питания, вида обслуживания ПС, категорийности потребителей, питающихся от ПС. В истинное время на ПС напряжением 110 кВ используют неизменный оперативный ток. [5]
Система неизменного оперативного тока
Для этого используются шкафы управления ШУОТ. Шкафы управления оперативным током — современные сложные электротехнические устройства на унифицированной элементной базе с микропроцессорной системой управления. Предусмотрены для питания цепей неизменного тока ответственных потребителей (терминалов РЗА, высоковольтных выключателей, аварийного освещения) установленным напряжением и непрерывного заряда аккумуляторных батарей с контролем их состояния.
Используются в системах неизменного тока электростанций и распределительных подстанций объектов электроэнергетики, нефтегазовой, хим, горнодобывающей, металлургической и остальных отраслей индустрии. Положительно зарекомендовали себя при квалификационных, типовых, повторяющихся, приёмо-сдаточных испытаниях и в настоящих критериях эксплуатации. Система однобокого обслуживания имеет габаритно-установочные размеры, дозволяющие применять устройства в модульных зданиях, комплектных трансформаторных подстанциях и распределительных устройствах всех типов. Шкафы управления оперативным током серии ШУОТ-2405 выпускаются серийно на базе низкочастотных тиристорных выпрямителей с трансформатором на входе.
Обычные устройства делаются на номинальное входное линейное напряжение питающей сети 380В, в выполнении 1 по резервированию, с установленным производителем количеством и распределением отходящих линий (фидеров), типом и током автоматических выключателей на входе и выходе, на время поддержки от аккумуляторных батарей 60 минут.
Набросок 3.5 Схема ШОУТ 24 05
Представляют собой систему однобокого обслуживания в составе:
? шкаф подзарядного устройства (ПЗУ) полупроводниковый, состоящий из 2-ух управляемых тиристорных выпрямителей (ПЗУ1 и ПЗУ2) с 2-мя микропроцессорными системами контроля и управления, осуществляющих питание перегрузки выпрямлённым стабилизированным напряжением, заряд и подзаряд аккумуляторных батарей;
? шкаф с комплектом аккумуляторных батарей (Шкаф АБ), осуществляющих понижение пульсаций выпрямлённого напряжения, компенсацию энергопотребления при пиковых отягощениях, превосходящих мощность ПЗУ и, в случае перерывов в электроснабжении, обеспечение перегрузки электроэнергией. Система предугадывает подводку наружных кабелей снизу (из кабельных каналов либо проёмов), крепление вводных кабелей и обеспечивает работоспособность в вертикальном положении с допустимым отклонением до 5 градусов в всякую сторону. Многофункциональные узлы, платы управления и места их установки имеют конструктивные элементы либо надлежащие надписи (маркировку), предотвращающие некорректную установку и включение. Все железные детали имеют противокоррозионные покрытия. Остывание воздушное естественное.
Пульт местного управления устройств состоит из информационного монитора и клавиатуры. Экран построен на базе 2-ух строчного 20-символьного жидкокристаллического индикатора (ЖКИ) и светодиодов.
Устройства обустроены традиционными видами световой и наружной сигнализации с выводом сигналов «сухими контактами» на диспетчерский пункт.
3.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
Рассчитаем перегрузки собственных нужд для двухтрансформаторной ПС без дежурного персонала. Итог занесем в таблицу 3.1.
Электроприемник
Установленная мощность
Коэф. мощн. соsц
количество
Коэфф. спроса
Расчетная мощность
—
кВт
—
шт
—
кВт
кВ.А
Электродвигатели обдува трансформатора
3
0,85
—
0,85
2,55
3
Обогреватель шкафа КРУ
1
1
20
1,0
20
22
Обогреватель шкафа релейной аппаратуры
0,5
1
6
1,0
3
3
Отопление, освещение и вентиляция ЗРУ
15
1
2
0,8
24
24
Отопление общеподстанционного пт управления (ОПУ)
6
1
1
1,0
6
6
Внешнее освещение СКУ-12-220 (аналог 250Вт ДРЛ)
0,07
1
12
0,5
0,42
0,42
Оперативные цепи
1,8
1
1
1,0
1,8
1,8
ИТОГО:
57,77
59,77
Потому что мощность перегрузки собственных нужд ПС 62,5 кВА и ПС без дежурного персонала, то возьмем ТСН типа ТЛС-СЭЩ-63/10. Потому что оперативным током на ПС служит неизменный ток, то ТСН присоединяется через предохранитель к шинам КРУН НН.
Для защиты трансформатора собственных нужд от перенапряжений устанавливаем ограничитель перенапряжения типа ОПНп-10 размещен в вынесеном ТСН.
А. (3.2)
Выбор предохранителя
Предохранитель типа ПКТ101-10-5-12,5УЗ
Условия выбора приведены в таблице 3.2
Условие выбора
Расчётные величины
Каталожные данные
Условия производятся, как следует, предохранитель избран правильно.
3.6 Выбор схемы питания трансформаторов собственных нужд
Схема питания ТСН зависит от вида оперативного тока, от группы подстанции. На данной подстанции использована система неизменного оперативного тока, потому ТСН подключаем через предохранители к шинам КРУН 10 кВ.
Набросок 3.6 Схема питания ТСН
4. Выбор электронных аппаратов, кабелей и электроизмерительных устройств
4.1 Проверка электронных аппаратов стороны ВН
Ток в сети в обычном режиме:
ток обычного режима
А (4.1)
Наибольший ток
= ==А (4.2)
Примем к расчету наибольшее
где: Smax — наибольшая мощность обычного режима;
S`max — наибольшая мощность послеаварийного режима
Предстоящий расчёт ведём по току послеаварийного режима Imax.
4.1.1 Выбор разъединителей
Таблица 4.1 Выбор и проверка разъединителя типа РГ-2-II-110/1000 У1
Условия проверки
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
Условия производятся [приложение Б].
4.1.2 Выбор выключателей на стороне ВН
Таблица 4.2. Выбор и проверка высоковольтного выключателя на ВН типа ВГТЗ-110-II-40/2500 У3
Условия проверки
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
Условия производятся
4.1.3 Выбор и проверка ограничителей перенапряжений
Избираем для защиты ПС от атмосферных и коммутационных перенапряжений ограничители перенапряжения:
Таблица 4.3. на ВН типа ОПНп-110 УХЛ1.
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
Условие производится
В нейтраль силового трансформатора ОПНн-110/56 У1
4.1.4 Выбор трансформаторов тока
1. Избираем на стороне ВН ТТ
Таблица 4.5 Выбор и проверка ТТ на стороне ВН типа ТОЛ-110-II 300/5 У1
Условия проверки
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
Условия производятся
2. Избираем ТТ, интегрированные в силовые трансформаторы,
Таблица 4.6. Проверка ТТ, интегрированных в силовой трансформатор, типа ТВТ-110-III-200/5
Условия проверки
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
Условия производятся.
4.2 Выбор и проверка оборудования на стороне НН
ток в сети в обычном режиме будет равен
A (4.3)
Наибольший ток
А (4.4)
Ток в полосы самого массивного пользователя
А (4.5)
где — перегрузка самого массивного пользователя, МВт.
МВА (4.6)
ток резерва:
А (4.7)
Предстоящий расчёт ведём по току послеаварийного режима I мах
4.2.1 Выбор выключателей на стороне НН
Таблица 4.7 Проверка выключателей НН. В качестве вводного выключателя НН VS1BEL-12 HEAG
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
Вывод: VS1BEL-12 HEAG удовлетворяет условиям.
Таблица 4.8 Выбор секционного выключателя типа VS1BEL-12 HEAG
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
Вывод: VS1BEL-12 HEAG удовлетворяет условиям.
Таблица 4.9 Выбор и проверка выключателя отходящей полосы, типа VS1BEL-12 HEAG
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
Вывод: VS1BEL-12 HEAG удовлетворяет условиям.
Таблица 4.10 Выбор и проверка выключателя резерных полосы ипа VS1BEL-12 HEAG
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
Вывод: VS1BEL-12 HEAG удовлетворяет условиям.
4.2.2 Выбор ОПН
Избираем для защиты ПС от атмосферных и коммутационных перенапряжений ограничители перенапряжения на НН — ОПНп-10 УХЛ1:
Таблица 4.11
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
4.2.3 Избираем ТТ на стороне НН
вводной ТТ типа ТОЛ-СЭЩ-10-У2
Таблица 4.12 Выбор и проверка вводного ТТ типа ТОЛ-СЭЩ-10-У2
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
Условия производятся.
секционный ТТ типа ТОЛ-СЭЩ-10-У2
Таблица 4.13 Выбор и проверка секционного ТТ типа ТОЛ-СЭЩ-10-У2
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
Выбор
Проверка
где Кп=1,2- коэффициент перегрузки ТТ
Условия производятся.
Таблица 4.14 Выбор ТТ отходящих линий типа ТОЛ-СЭЩ-10-IM-2
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
Условия производятся.
Таблица 4.15 Выбор и проверка ТТ запасных линий типа ТОЛ-СЭЩ-10-У2
Условия выбора
Расчетные величины
Каталожные данные
Условия производятся.
4.2.4 По вторичной перегрузке , (для шинного и отход. линий)
В согласовании с заданием к ТТ подключаем приборы, приведенные в таблице 4.16.
Таблица 4.16. Вторичная перегрузка ТТ
Наименование
Тип
Класс точности
Кол-во
Потребление одной цепью
Цифровой счетчик активной и реактивной энергии
Меркурий 230 AR
0,5S
1
1
0,1
; ; (4,8)
Сопротивление контактов принимается при 2-3 устройствах.
Допустимое сопротивление устройств при классе точности 0,5
(4.9)
Чтоб ТТ работал в избранном классе точности, нужно выдержать условие допустимое сопротивление проводов
(4,10)
Определяем сечение соединительных проводов:
(4.11)
где (для дюралевых жил) [11].
Принимаем контрольный кабель АКВВГ с жилами сечением 2,5 мм2
При рассчитанной перегрузке избранные ТТ будут работать в данном классе точности.
4.2.5 Выбор трансформаторов напряжения
На шинах 10 кВ устанавливаем ТН типа НАМИ-10 У1
Проверку проводим по:
— напряжению установки ;
— вторичной перегрузки ;
Таблица 4.17 Вторичная перегрузка ТН
Наименование
Тип
Класс точности
Кол-во
Потребление одной цепью
Потребляемая мощность ВА
Цифровой счетчик активной и реактивной энергии
Меркурий 230 AR
0,5
11
7,5
75
Цифровой вольтметр
АV-24Т
0,5
1
0,3
0,3
Условия производятся, ТН избран правильно [приложение Б].
В качестве соединительных проводов принимаем кабель АКВВГ с жилами сечением , исходя из критерий прочности для дюралевых жил.
4.2.6 Выбор кабеля для питания потребителей 10 кВ
1. Для отходящих линий.
— по нормированной экономической плотности тока:
Расчетной величиной при выбирании является долгий ток обычного режима наибольших нагрузок (без перегрузок) .
мм2. (4.12)
Длительность использования максимума перегрузки — 4500 ч, jэк=1,7А/мм2 [11], коэффициент перегрузки kп=1,3,;
.
Наиблежайшее обычное сечение кабеля — 185 мм2.
За ранее избираем кабель АПвВ 3Ч185-10 с аллюминиевыми жилами, изоляцией из сшитого целофана, в оболочке из поливинилхлоридного пластиката сечением жил , проложенного в земле равен 371 А [7].
— по номинальному напряжению:
Uном?Uуст; 10 кВ=10 кВ.
— по току:
Iдоп ? Iнорм; 371 А=295,5 А.
— на тепловую стойкость:
Проверку на тепловую стойкость мы провели во 2-ой главе.
— Проверяем кабель на утрату напряжения:
, %
Для кабеля АПвП-10 3х185:
r0=0,18 Ом/км — удельное активное сопротивление кабеля; [8]
x0=0,161 Ом/км — удельное индуктивное сопротивление кабеля; [8]
l=1 км — длина КЛ;
(4.13)
(4.14)
Условие производится.
2. Для линий резерва.
— по нормированной экономической плотности тока:
Расчетной величиной при выбирании является долгий ток обычного режима наибольших нагрузок (без перегрузок) .
мм2. (4.15)
Длительность использования максимума перегрузки — 4500 ч, jэк=1,7А/мм2 [11], коэффициент перегрузки kп=1,3;
.
За ранее избираем кабель АПвВ 3Ч95 с аллюминиевыми жилами, изоляцией из сшитого целофана, в оболочке из поливинилхлоридного пластиката сечением жил , проложенного в земле равен 263 А [7].
— по номинальному напряжению:
Uном?Uуст; 10 кВ=10 кВ.
— по току:
Iдоп ? Iнорм; 263 А=178,97 А.
— на тепловую стойкость:
Проверку на тепловую стойкость мы провели во 2-ой главе.
— Проверяем кабель на утрату напряжения:
(4.16)
где r0 =0,28 Ом/км — удельное активное сопротивление кабеля; [8]
х0 =0,22 Ом/км — удельное индуктивное сопротивление кабеля;[8]
l =1,4 км- длина КЛ;
=178,9 А — расчетный ток кабеля, соответственный наибольшей перегрузке в обычном режиме;
=10 кВ- номинальное
Предельные значения утрат напряжения не должны превосходить 5% для кабеля НН .
ДU ? ±5% ;
0,11%<5%.
4.3 Выбор приводов коммутационных аппаратов
Таблица 4.18. Выбор приводов коммутационных аппаратов
Вид коммутационного аппарата
Тип коммутационного аппарата
Вид привода
Тип привода
Вводной выключатель ВН
ВГТЗ-110-II-40/2500 У1
Пружинный
ППрК-1800С
Выключатель НН
VS1BEL-12 HEAG
Электромагнитный
ВЭМП-75
Разъединитель
РГ-2-II-110/1250 У1
Электродвигательный
ПД-14 УХЛ1
5. Разработка конструкции подстанции
Данная ЗРУ СЭЩ «Самара» 110 кВ создана для приёма и распределения электронной энергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) на напряжение 110 кВ.
Здание создано для размещение и защиты от наружных погодных причин аппаратуры распределительного устройства.
Электроосвещение и силовое электрооборудование, а так же защитные мероприятия строения соответствуют требованиям работающих нормативных документов Русской Федерации. В ЗРУ СЭЩ «Самара» в качестве распределительного устройства на стороне высочайшего напряжения принято РУ 110 кВ.
Распределительное устройство 110 кВ из унифицированных транспортабельных блоков промышленного производства, состоящих из железного несущего каркаса со смонтированным на нем высоковольтным оборудованием и элементами вспомогательных цепей. Блоки разъединителей 110 кВ с двигательными приводами комплектуются (при наличии в заказе) шкафами дистанционного управления. Шкафы инсталлируются на стойки блоков (до 2-х шифанеров на одну стойку).
Стойки блоков инсталлируются на железные подставки, которые приварены к полу.
Твердая и эластичная ошиновка
Ошиновка РУ 110 кВ выполнена трубами из дюралевого сплава 1915 ГОСТ 18482-79, расположенными в один и два яруса, и сталеалюминиевым проводом.
Нижний ярус трубчатой ошиновки опирается на колонки аппаратов либо опорные изоляторы, на нем установлены особые надставки, на которых закреплена ошиновка верхнего яруса.
Конструкции узлов крепления твердых шин обеспечивают компенсацию температурных конфигураций длины шин, вероятных некорректностей в установке блоков.
Эластичная ошиновка применяется для выполнения маленьких перемычек, отпаек, присоединения линейных вводов к РУ 110 кВ (снутри строения) и к силовым трансформаторам (снаружи строения).
Кабельные конструкции
На местности ЗРУ СЭЩ «Самара» кабели прокладываются в навесных железных лотках заводской поставки. Лотки закреплены на высоте 2 м от уровня планировки пола (в качестве опорных конструкций употребляются каркасы и стойки блоков РУ 110 кВ и особые подставки, применяющиеся в огромных просветах). Навесные железные лотки не рассчитаны на прокладку в их бронированных кабелей и кабелей в дюралевой оболочке. Проход кабелей от кабельной трассы в здание выполнен через технологические отверстия, которые размещены в полу (приложение В) либо в стенке (приложение Г) строения.
Прокладка кабелей производится согласно плану кабельной трассы и кабельного журнальчика проекта.
Здание
Здание производится из одной либо нескольких отдельных секций, кабельные проходы меж которыми закрыты козырьками. Несущие конструкции (основа) строения — железные и состоят из поперечных несущих рам, торцевых несущих (либо самонесущих) фахверков и частей их объединяющих: вертикальных и горизонтальных связей, распорок и прогонов.
Стеновое огораживание производится навесным из трехслойных панелей «сэндвич» со железными облицовками и утеплителем из минеральной ваты на базальтовой базе. Кровля выполнена из трехслойных панелей «сэндвич» со железными облицовками и утеплителем из минеральной ваты на базальтовой базе. Водоотвод с кровли внешний организованный. Над линейными вводами предусматриваются козырьки. В здании располагается нужное для монтажа оборудования и проведения ремонтно-профилактических работ грузоподъемное оборудование (опорные либо навесные мостовые электронные краны, электронные тали). Электротехническое оборудование весом до 1 т на единицу оборудования устанавливается на железный пол, под наиболее тяжелое оборудование должны быть предусмотрены фундаменты.
В системах каркаса употребляется сталь С255 и С245 ГОСТ 27772-88. В согласовании с указаниями СНиП21-01-97 и СНиП 31-03-2001 предусматриваются пожарные лестницы-стремянки на кровлю. Лестницы-стремянки производятся с сухотрубом Ду=80 и пожарными гайками ГМ-80.
Тип и размещение окон, дверей и ворот согласно ТЗ. Пример конструктивного решения строения под РУ схемы 110-4Н (план, разрез, фасады) приведен в приложении В.
В здании располагается нужное для монтажа оборудования и проведения ремонтно-профилактических работ грузоподъемное оборудование (опорные либо навесные мостовые электронные краны, электронные тали).
В здании применяется приточно-вытяжная вентиляция с механическим побуждением в объеме 2-х кратного воздухообмена в час.
Аварийная вытяжная вентиляция с механическим побуждением и автоматическим включением при повышении внутренней температуры наиболее +35°C, рассчитана на пятикратный обмен воздуха в час.
Воздуховод системы, проложенный снаружи строения, утеплен минераловатным утеплителем. Оборудование и железные воздуховоды всех систем заземлены согласно ПУЭ.
Охранно-пожарная сигнализация состав системы:
— СИГНАЛ-ВК-4П;
— датчик несанкционированного доступа;
— датчик температуры для дистанционного измерения температуры
воздуха в помещениях;
— пожарные датчики и аппаратура оповещения людей о пожаре.
Линейный ввод крепится к торцу строения в горизонтальном положении, выполнен с полимерной изоляцией.
Фундаменты под силовые трансформаторы состоят из плит НСП — 12а. Маслоприемники производятся закрытыми на расстоянии 10 м от маслонаполненных объектов, маслосборники рассчитываются из критерий размещения 100% масла. Огораживание маслосборных ям производится из плит УБК — 5. Вводы трансформатора уплотним.
На стороне НН инсталлируются КРУН, оборудование устанавливается в ячейках К-59. КРУН типа К-59 представляет собой отдельностоящий блок высоковольтных ячеек с коридором управления, шкаф TСH и шкаф ВЧ (Высокие частоты) связи. Блок ячеек и шкафы ТСН, ТН и ВЧ (Высокие частоты) связи инсталлируются на заглубленные либо незаглубленные фундаменты. Заземление блока и отдельностоящих шифанеров КРУН К-59 осуществляется путём приварки оснований блока и шифанеров КРУН К-59 к контуру заземления. Железные корпуса встроенного оборудования и железные части КРУН имеют электронный контакт с каркасами распредустройств средством либо шинок заземления, либо зубчатых шайб, либо скользящих контактов.
Блок КРУН — это смонтированный на жёсткой раме железный корпус, служащий защитной оболочкой, как высоковольтного оборудования, так и КРУН в целом. Блок разделён на высоковольтную часть и коридор управления. Обычная работа КРУН типа К-59 при отрицательных температуpax и в критериях выпадения росы обеспечивается надёжным уплотнением всех соединений частей оболочки, применением росоустойчивого оборудования, включая опорные и проходные изоляторы, также применением автоматических устройств подогрева. Для увеличения степени сохранности персонала при обслуживании КРУН вентиляционная перегородка (см. рис. 5, поз. 18 приложение Б) меж высоковольтной частью и коридором управления выполнена с автоматом закрывающимися от потока газов жалюзями, исключающими выброс пламени в зону обслуживания при маленьком замыкании в высоковольтных отсеках.
С целью уменьшения разрушающего действия лишнего давления газов при маленьких замыканиях, для сброса лишнего давления газов снутри ячеек КРУ предвидено последующее:
— крыши ячеек с воздушными вводами снабжены разгрузочными клапанами (см. рис. 5, поз. 16 приложение Б). Система клапана представлена на . В других ячейках предусмотрена возможность отгибания верхней части листов крыши;
— отсеки ввода и выкатной телеги имеют дифференциальный разгрузочный клапан (см. рис. 5, поз. 17 приложение Б), представляющий из себя жёсткую перегородку, шарнирно закреплённую в нижней части и избирательно (зависимо от места появления недлинного замыкания) отклоняющуюся потоком газов. В начальное положение клапан ворачивается вручную.
На местности ПС предусматривается асфальтная дорога для проезда каров шириной 4 м, а для дежурного персонала предусматривается устройство пешеходных дорожек [согласно нормативам СО 153-34.20.122-2009]. На подстанции имеется также ремонтная площадка. Она выполнена из гравия.
Заключение
В данном курсовом проекте были решены все главные задачки по обеспечению надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей. Оборудование не требуется неизменного присутствия обслуживающего персонала. Спроектированная подстанция отвечает всем современным требованиям в области электроэнергетики. Потому что в проекте было ограничение по площади, сборка оборудования выполнялась таковым образом, чтоб свести к минимуму занимаемую площадь подстанции. Для этого было использовано на стороне ВН ЗРУ СЭЩ «Самара» версия 1.1 2014года разработки. КРУ НН выполнено на базе шифанеров серии К-59 климатического выполнения ХЛ1 из-за высочайшей СЗА.
Блочное построение подстанции дозволяет стремительно поменять вышедшее из строя оборудование. Стройку подстанции занимает наименьшее время.
Проект разработан в согласовании с действующими нормами и правилами.
Перечень использованных источников
1. Нормы технологического проектирования. Проектирование электроснабжения промышленных компаний. 1-я редакция — М.: 1994. — 70 с.
2. Советы по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ.
3. Хорошилов Н. В., Методические указания для курсового проектирования. Курск.: 2010. — 48 с.
4. ГОСТ Р 52736-2007. Недлинные замыкания в электроустановках. способы расчета электродинамического и теплового деяния тока недлинного замыкания.
5. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципные электронные распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. — 132 с.
6. Хорошилов Н. В., Комплектные распределительные устройства с выкатными аппаратами напряжением 6-35 кВ. Учебное пособие — Курск.: 2010. — 258 с.
7. Неклепаев Б. Н. Электронная часть электростанций — М.: Энергия, 1986. 640 с.
8. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Третье издание, переработанное и дополненное — М.: Энергоатомиздат, 1987. 646 с.
9. ПУЭ. Издание седьмое. Утверждены приказом Минэнерго Рф от 08.07.2002 №204. — 330 с. ТИ-142 версия 1.1 ЗРУ 110 кВ
10. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС) 2009г.
приложение А
Набросок 1. Эскиз трансформатора ТДН-25000/110
Таблица 1.
приложение Б
Таблица 2. Технические свойства разъединителя РГ-2-II-110/1000 У1
Наименование параметра
1000
1600
2000
Номинальное напряжение, кВ
110
—
110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
126
126
126
Номинальный ток, А
1000
1600
2000
Ток электродинамической стойкости, кА
80
100
100
Ток тепловой стойкости, кА
31,5
40
40
время протекания тока тепловой стойкости, с:
для основных ножей
3
3
3
для заземлителей
1
1
1
Номинальная частота тока, Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ)
50
50
50
Испытательное одноминутное напряжение промышленной частоты, кВ:
относительно земли и меж полюсами
230
230
230
меж разомкнутыми контактами разъединителя
265
265
265
Испытательное напряжение грозового импульса 1,2/50 мкс, кВ:
относительно земли и меж полюсами
550
550
550
меж разомкнутыми контактами разъединителя
630
630
630
Малая длина пути утечки, см, для:
РГ-110
246
—
246
РГ-110II
339,5
339,5
339,5
Допустимая механическая перегрузка на выводы, кН
0,8
1
1
Толщина корки льда, мм
20
20
20
Набросок 2. Разъединитель РГ-2-II-110/1000 У1
Комплектные распределительные устройства КРУН К-59
Вид КРУ К-59
Набросок 3.
Набросок 4.
Технические данные шкафа КРУ К-59:
Номинальное напряжение К-59, кВ — 6; 10.
Наибольшее рабочее напряжение, кВ — 7; 12.
Частота, Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ)— 50.
ток основных цепей, А — 630; 1000; 1600; 2000; 3150.
Номинальный ток сборных шин, А — 1000; 1600; 2000; 3150.
ток тепловой стойкости, при времени протекания 3с., кА -31,5; 40
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА -51; 81.
Номинальный ток вспомогательных цепей, В — пост. 110; 220; перем. — 110; 220.
Климатическое выполнение и категория размещения — ХЛ1.
Сервис — обоестороннее.
наличие выкатных частей — с выкатным; без выкатного.
Вид линейных присоединений — кабельный; шинный.
Таблица 3. Главные технические свойства
наименование характеристик
Величины
Класс точности при измерении
— активной энергии
— реактивной энергии
0,5S либо 1,0
1,0 либо 2,0
Номинальное напряжение, В
3*57,7/100 либо 3*230/400
Номинальный(макс) ток, А
5(7,5); 5(60); 10(100)
Наибольший ток в течении 0,5 с, А
— для IНОМ=5А
— для IНОМ=10А
150
200
Стартовый ток (чувствительность), А
— для IНОМ(МАКС)=5(7,5)А, UНОМ=57,7 либо 230В
— для IНОМ(МАКС)=5(60)А, UНОМ=230B
— для IНОМ(МАКС)=10(100)А, UНОМ=230B
0,005
0,020
0,040
Активная / полная потребляемая мощность каждой параллельной цепью счетчика, Вт/ВА не наиболее
0,5 / 7,5
Полная мощность, потребляемая цепью тока не наиболее, В*А
0,1
Количество тарифов
4
Скорость обмена, бит/секунду:
— по интерфейсу CAN и RS-485;
— через инфракракрасный порт;
— через GSM модем;
300, 600, 1200, 2400, 4800, 9600
9600
9600
Передаточное число основного/поверочного выхода, имп/кВт,имп/кВар:
для UНОМ 57,7 В, I НОМ 5 A
для UНОМ 220 В, I НОМ 5 A
для UНОМ 220 В, I НОМ 10 A
для UНОМ 220 В, I НОМ 5 A
5000/160000
1000/32000
500/16000
1000/160000
Сохранность данных при перерывах питания, лет
— неизменной инфы
— оперативной инфы
40
10
Защита инфы
два уровня доступа и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов
Спектр температур, °С
от -40 до +55
Межповерочный интервал,лет
10
Масса, кг
не наиболее 1,5
Габариты (длина, ширина, высота), мм
258*170*74
Гарантия производителя, лет
3
Набросок 6. Вид Меркурий 230 АR
Набросок 7. Вид НАМИ
Таблица 4. Технические свойства
Таблица 5. Главные технические характеристики
Параметр
Единицы измерения
Норма
Номинальное напряжение
кВ
12
Номинальная частота
Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ)
50
Испытательное напряжение грозового импульса
кВ
75
Номинальный коммутационный цикл
кВ
42
Одноминутное испытательное завышенное напряжение промышленной частоты
мкОм
?50 (630 А), ?45 (1250 А), ?35 (1600-2000А), ?25 (2500-3150 А)
Таблица 6. Номинальные характеристики
Номинальный ток, А
630
1000
1250
630
1000
1250
1250
1600
2000
2500
1600
2000
2500
3150
4000
4000
Номинальный ток отключения КЗ (тепловой стойкости), кА
20
25
31,5
40
50
ток электродинамической стойкости (Пиковое значение), кА
50
63
80
100
125
Номинальная длительность недлинного замыкания, с
4
4
4
4
4
количество аварийных отключений
50
50
50
30
12
Механический ресурс B-tn-O, циклов
25000
25000
25000
25000
10000
Таблица 7. Механические характеристики
Параметр
Единицы измерения
Норма
Ход контактов
мм
11 ± 1
Допустимый Износ контактов
мм
3,5 ± 0,5
Асинхронность трехфазного включения и отключения
мс
?2
Номинальный коммутационный цикл
О — 0,3 сек — ВО — 180 сек — ВО О — 0,3 сек — ВО — 20 сек — ВО
Средняя скорость отключения
м/с
0,9 ~ 1,2
Средняя скорость включения
м/с
0,4 ~ 0,8
время включения
мс
?100
Время отключения
мс
?50
Таблица 8. электронные характеристики электромагнитов выключателя.
Наименование
Мощность, Вт
ток, А
Номинальное напряжение, В
Электромагнит включения
245
? 1,67 / ?1,1
-110 / -220
Электромагнит отключения
245
? 1,67 / ?1,1
-110 / -220
Блокирующий электромагнит
10
< 0,05
-110 / -220
Расцепитель наибольшего тока
3; 5 А
Габаритные размеры выключателя VS1 HEAG стационарного типа с межполюсным расстоянием 210 мм (<1600А).
Набросок 8
Габаритные размеры выключателя VS1 HEAG стационарного типа с межполюсным расстоянием 275 мм (>1600А).
Набросок 9
Технические свойства ТОЛ-СЭЩ-10
Свойства
значения
Номинальное напряжение
10
Наибольшее рабочее напряжение
12
Номинальный первичный ток, А
10; 15; 20; 30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500; 2000
Номинальный вторичный ток, А
5
Номинальная частота, Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ)
50, 60
Число вторичных обмоток
2, 3, 4
Номинальные вторичные перегрузки с коэффициентом мощности cosц = 0,8, В·А:
— обмотки для измерения
— обмотки для защиты
5; 10*
15*, 20, 25, 30
Номинальный класс точности: — для измерений и учета — для защиты
0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5Р либо 10Р
Номинальная предельная кратность Кном вторичной обмотки для защиты, не наиболее
10*, 15, 20
Номинальный коэффициент сохранности приборовКбном вторичной обмотки для измерений,не наиболее
5, 10*, 15
Климатическое выполнение
У2
Т2
Высота над уровнем моря, м
1000
Верхнее рабочее
+40°
+55°
Нижнее
-25°
-10°
Тип атмосферы
II по ГОСТ 15150-69 (приблизительно соответствует атмосфере промышленных районов
ток односекундной тепловой стойкости, кА при номинальном первичном токе:
исп.01,02, 03,11,21,31
исп.04,05, 06,12,22,32
исп.07,08, 09,13,23,33
исп. 14,24,34
10 А
1
—
—
—
15 А
1,6
—
—
—
20 А
2
4
—
—
30 А
3
6
—
—
50 А
5
8
10
20
75 А
8
10
16
31,5
100 А
10
16
20
40
150 А
16
20
31,5
40
200 А
20
31,5
40
—
300 А
31,5
40
—
—
400-2000 А
40
—
—
—
ток электродинамической стойкости, кА при номинальном первичном токе:
исп.01,02, 03,11,21,31
исп.04,05, 06,12,22,32
исп.07,08, 09,13,23,33
исп. 14,24,34
10 А
2,5
—
—
—
15 А
4
—
—
—
20 А
5
10
—
—
30 А
7,5
15
—
—
50 А
12,5
18,8
25
50
75 А
18,8
25
37,5
78,8
100 А
25
37,5
50
100
150 А
37,5
50
78,8
100
200 А
50
78,8
100
—
300 А
78,8
100
—
—
400-2000 А
100
—
—
—
* Обычное (по дефлоту) выполнение Может быть изготовка трансформаторов с параметрами хорошими от обычных
приложение В
Набросок 10
Приложение Г
Набросок 11
]]>