.RU
Карта сайта

Литература - 4


Выключатель удовлетворяет все условиям. Определяем ток нормального режима и ток утяжеления:





(21)
(22)

Определяем периодическую и апериодическую момента времени.
По формуле (23) определяем расчетное время отключения:
(23)

(24)
кА (25)
Принимаем по [1] Та =0,02 с.



(26)


(27)
кА



Данные выбора и проверки выключателя сводим в таблицу №6.
Выбор разъединителей.
При выборе типа разъединителя нужно обращать внимание на необходимое количество заземляющих ножей и место их установки. В схеме должно быть предусмотрено такое количество заземляющих ножей, чтобы исключить необходимость использования переносных заземляющих ножей. Разъединитель выбирают по тем же параметрам, что и выключатель.
Принимаем по [6] разъединитель РЛНД - 1-35-600 и РЛНД - 2-35-600

Данные выбора и проверки разъединителя сводим в таблицу №6.
Таблица №6. Данные о выборе и проверке аппаратов.

Расчетные
данные

Каталожные данные

Выключатель

Разъединитель

Uуст = 35 кВ

35 кВ

35 кВ

Iутяж = 230,9 А

Iном = 630 А

Iном = 1000 А

Iп0,05 = 1,76 кА

12,5 кА



iа0,05 = 0,204 кА

iа.ном = 5,7 кА



iу = 4,007 кА

iд = 35 кА

iд = 40 кА

= 0,217с

7,81с

7,81с

Выбор ограничителей перенапряжения.
Ограничители перенапряжений нелинейные предназначены для защиты от коммутационных и грозовых перенапряжений электрооборудования электрических сетей переменного тока промышленной частоты.
Выбор ОПН производится по номинальному напряжению:




Принимаем по [6] ограничитель перенапряжения ОПН - 35 УХЛ - 1
Технические характеристики ОПН - 35 УХЛ - 1 приведены в таблице №7.
Таблица №7. Технические характеристики ОПН.

Тип


ОПН-35 УХЛ1

35 кВ

Выбранные аппараты удовлетворяют всем требованиям, поэтому принимаем их к установке.
2.5 Расчетные условия и выбор аппаратов на вторичном напряжении
Комплектное распределительное устройство (далее КРУ) состоит из шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, совместно с их несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами.
КРУ состоит из: вводного шкафа, шкафа с трансформатором собственных нужд, линейных шкафов, шкафа с секционным выключателем, шкафа с измерительными трансформаторами и с заземлением сборных шин, с аппаратами защиты от перенапряжений.
КРУ выбирается по максимальному и нормальному току, по формуле (22):




По формуле (21) рассчитываем ток нормального режима:

Принимаем КРУ серии РУ ЕС 01-6-20/1600
Таблица №8. Номинальные данные комплектного распредустройства.

Тип

Uн, кВ

Iн, А

Iд, кА

КРУ РУ ЕС 01-6-20/1600

6

1600

51

Выбор вводного выключателя.
Выбираем выключатель ВВЭ-М-6-20 [4] и его номинальные данные сводим в таблицу №9.
Таблица №9 Номинальные данные вводного выключателя.

Тип

Uн, кВ

Iн, А

Iоткл, кА

tоткл, с

iд, кА

It, кА

tt, с

ВВЭ-М-6-20

6

1600

20

0,02

51

20

3

По формулам (23-27) выбираем выключатель:


Принимаем по [1] Та =0,03 с.


кА



Выбор выключателя на отходящих линиях и количества отходящих линий и линейных шкафов.
Выбор отходящих линий производится по условию:


(28)

Где: 0,3÷0,4 – номинальный ток, кА.
Подставляем значения в формулу (28):

Принимаем 6 линий.
Выбираем по [4] выключатель ВВЭ-М-6-20. Номинальные данные выключателя на отводящих линиях сводим в таблицу№10.
Таблица №10 Номинальные данные выключателя.

Тип

Uн, кВ

Iн, А

Iоткл, кА

tоткл, с

iд, кА

It, кА

tt, с

ВВЭ-М-6-20

6

630

20

0,02

51

20

3

Проверка выключателя на отходящую линию аналогична вводному выключателю, только вместо Iутяж и Iнорм берётся Iр:


(29)

Подставляем значения в формулу (29):

Выбор секционного выключателя.
Секционный выключатель выбираем по току:
0,8·Imax =0,8·1347=1078 А
Выбираем по [4] выключатель ВВЭ-М-6-20. Номинальные данные выключателя сводим в таблицу№11.
Таблица №11 Номинальные данные секционного выключателя.

Тип

Uн, кВ

Iн, А

Iоткл, кА

tоткл, с

iд, кА

It, кА

tt, с

ВВЭ-М-6-20

6

1250

20

0,02

51

20

3

Проверка секционного выключателя аналогична вводному выключателю, расчетные и номинальные данные выключателей сводим в таблицу№12:
Таблица №12. Данные выключателей.

Расчетные данные

Каталожные данные. Вводной
ВВЭ-М-6-20

Каталожные данные. Секционный
ВВЭ-М-6-20

Каталожные данные. Линейный
ВВЭ-М-6-20

Uуст = 6 кВ

Uном = 6 кВ

Uном = 6 кВ

Uном = 6 кВ

Iнорм = 663 А
Iутяж = 1078A
Iутяж = 1347 А
Iр = А

Iном = 1600 А

Iном = 1250 А

Iном = 630 А

Таблица №12. Продолжение.

Iп0,03 =кА
iа0,03 = 2,89 кА

Iоткл..ном =20 кА
iа. ном = 14,14 кА

Iоткл..ном = 20 кА
iа. ном = 14,14 кА

Iоткл..ном = 20 кА
iа. ном = 14,14 кА

Iп.о. = 5,545 кА
iуд = 14,115 кА

Iвкл..ном = 20 кА
iвкл..ном = 50,9 кА

Iвкл..ном = 20 кА
iвкл..ном = 50,9 кА

Iвкл..ном = 20 кА
iвкл..ном = 50,9 кА

iуд = 14,115кА

iд = 51 кА

iд = 51 кА

iд = 51 кА

Bк = 1,85 кА2с

I2термtоткл = 12 кА2с

I2термtоткл = 12 кА2с

I2термtоткл = 12 кА2с

Выбранные выключатели удовлетворяют всем требованиям, поэтому принимаем их к установке.
Выбор предохранителя для трансформатора собственных нужд.
Номинальные токи плавких вставок предохранителей следует выбирать таким образом, чтобы было обеспечено надежное отключение тока короткого замыкания.
Предохранитель выбирают по следующим условиям:
Uном ≥ Uуст
Iном ≥ Iутяж
Iоткл ≥ Iп.о.
Выбираем предохранитель ПКН У3, его номинальные данные приведены в таблице №13.
Таблица №13 Номинальные данные секционного выключателя.

Тип

Uном

Iном

Iоткл

ПКЕ У№

6 кВ

75 А

20 кА

По формуле (22) находим ток утяжеления трансформатора собственных нужд:

Проверяем по условиям:
6 кВ = 6 кВ
75 А > 53,9 А
20 кА > 5.545 кА
Выбор предохранителя для трансформатора напряжения.
Выбираем предохранитель ПКН 001-6 У3, его номинальные данные представлины в таблице №14.
Таблица №14. Данные предохранителя.

Тип

Uном

ПКН 001-6 У3

6 кВ

Проверяем по условию:
Uном ≥ Uуст
6 кВ = 6 кВ
Принимаем по [1] ОПН ОПН-6 УХЛ1, его технические характеристики представлены в таблице №15.
Таблица №15. Технические характеристики ОПН ОПН-6 УХЛ1.

Тип

Uном

ОПН-6 УХЛ1

6 кВ


2.6 Расчетные условия и выбор токоведущих частей электрических соединений подстанции
Гибкие токопроводы применяются для соединения электрических аппаратов в РУ. В РУ 35кВ и выше она выполняется неизолированными проводами марки АС. Для соединения генератора и трансформатора с РУ 6-10кВ гибкий токопровод выполняется пучком проводов. Два провода из пучка сталеалюминевые, они несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода алюминиевые и являются только токоведущими, их сечение рекомендуется выбирать большими, так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Расчет гибкого токопровода заключается в определении числа и сечения проводников.
Выбор гибкого токопровода на напряжение 35кВ.
Выбираем сечение по экономической плотности тока:


(30)

Где:экономическая плотность тока [5], в зависимости от характеристики и часов использования максимума нагрузки, принимаем равным 1 А/мм2.
Сечение должно быть не менее чем:

Принимаем по [1] сталеалюминевый провод АС-120/19 с радиусом 0,76 см, Iдоп = 390 А;
Проверяем по допустимому току:
Iдоп  I утяж

Проверяем на термическую устойчивость:


(31)

Где: C – коэффициент выделения тепла, соответствующий разности тепла после и до короткого замыкания, принимается по [1] в зависимости от материала проводника и конструкции, принимаем равным 91.
По формуле (31) определяем минимальное сечение:

Провод термически устойчив:
120 мм2 > 91 мм2
Принимаем к установке гибкий токопровод АС- 120.
Проверяем провода на коронирование:


(32)

Где: напряженность электрического поля у проводника;
максимальное значение начальной критической напряженности.


(33)

Где: U – линейное напряжение, кВ;
радиус провода, см;
– среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.


(34)


(35)

Где: D – расстояние между соседними должно быть не менее 100cм, т.к U = 35 кВ.


(36)

Где: m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для однопроволочных проводов m=1).
По формуле (34) находим радиус провода:

По формуле (35) находим среднее геометрическое расстояние между проводами фаз:

По формуле (33) находим напряженность электрического поля у проводника:

По формуле (36) находим максимальное значение начальной критической напряженности:

Проверяем провода на коронирование:
1,07*26,11 < 0,9*41,3
27,9 < 37,17
Таким образом, провод АС-120 по условия короны проходит.
Выбор гибкого токопровода для напряжения 6 кВ.
По формуле (30) рассчитываем сечение токопровода. j = 1А/мм2, т.к. Tmax > 6600ч:

Принимаем два сталеалюминевых провода АС 350/39 с Iдоп = 710 А и диаметром 24 мм2.
Проверяем провода на термическую устойчивость:
По формуле (31) определяем минимальное сечение:

Провод термически устойчив:


Проверяем гибкий токопровод по допустимому рабочему току.

1347 < 710*2
1347 А < 1420 А
Выбор жестких сборных шин на напряжение 6кВ.
Принимаем по [1] жесткую однополосную алюминиевую шину для комплектного РУ, принимаем марку шины АД31Т с допустимым механическим напряжением Gдоп = 90 Мпа.
Сечение шины принимаем в соответствии с условием (35):
1347 А < 1480 А
Принимаем сечение шины 80×10 и Iдоп =1480А. Проверяем её по термической стойкости:
800 мм2 > 14,94 мм2
Шина термически устойчива.
Проверяем шину на динамическую устойчиваость. Для этого определяем наибольшее удельное усилие при трехфазном К.З. по формуле:


(37)

Где: коэффициент формы шин, принимается в зависимости от соотношения размеров шины, Кф = 1;
расстояние между шинами, а = 200 мм = 0,2 м, [1].

Момент сопротивления при расположении шины плашмя, м3:



(38)

Где: ширина шины, м;
высота шины, м.

Момент инерции поперечного сечения шины, см4:


(39)


Изгибающий момент определяется по формуле:


(40)

Где: L – принятая к расчету длина пролета, определяемая по формуле:


(41)



Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:


(42)


Шины механически прочны, если:


Выбранная шина удовлетворяет всем условиям.
Выбор изоляторов.
В РУ шины устанавливаются на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины устанавливаются на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:
1. по номинальному напряжению:

2. по допустимой нагрузке:

Где: Fрасч – сила действующая на изолятор, Н;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н.


(43)

Где: Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб, кг*с;
Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:


(44)

Где: Кn – поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена плашмя, Кn = 1.
Выбираем по [6] опорный изолятор ИОР-6-3,75. Данные сводим в таблицу№16.
Таблица №16. Номинальные данные изолятора.

Тип изолятора

Uн, кВ

Fизг, кН

Высота, мм

Масса, кг

ИОР-6-3,75

6

3,75

100

1,1

Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора по формуле (43):

Находим силу, действующую на изолятор по формуле (44):

243,3 Н < 2250 Н
Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке опорный изолятор ИОР-6-3,75.
Проходной изолятор выбирается по тем же условиям что и опорный, а также по максимальному рабочему току:

Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:


(45)

Выбираем по [6] проходной изолятор ИПУ-10/1600-12,5. Данные сводим в таблицу № 17.
Таблица № 17 Номинальные данные изолятора.

Тип изолятора

Uн, кВ

Pизг, кН

ИПУ-10/1600- УХЛ2

10

12,5

Находим силу, действующую на изолятор по формуле (45):

Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора:

Сводим в таблицу №18 расчетные и номинальные данные изолятора.
Таблица №18. Данные проходного изолятора.

Расчётные данные

Uуст, кВ
6

Fрасч, Н
121,6

Iутяж, А
1347

Каталожные данные

Uн, кВ
10

Fдоп, Н
12500

Iн, А
1600

Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке проходной изолятор ИПУ-10/1600-12,5.
Выбор кабелей.
Кабели выбирают по:
1. По напряжению установки:

2. По конструкции:
3. По экономической плотности тока Fэк:

Где: Jэк = 1,6 А\мм2 [1 ].
4. По допустимому току:
Iутяж ≤ Iдоп
Где: Iдоп – длительно допустимый ток, А, с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей К1 (принимается равным 1) и на температуру окружающей среды К2 (принимается равным 1), с учетом коэффициента перегрузки в послеаварийном режиме Кав (принимается равным 1,23).


(46)

5. По термической стойкости:
Fmin  Fcт
Производим выбор кабеля:
Выбираем для всех отходящих линий кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Проверяем по напряжению:
10 кВ > 6 кВ
Производим расчет сечения кабеля по формуле (30):

Выбираем по [6] кабель трёхжильный алюминиевый с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение U = 10кВ, сечением F = 120 мм2, Iдоп.ном = 271 А для прокладки в земле типа АПвП.
Проверяем по допустимому току (46):

По формуле (31) определяем минимальное сечение:

По термической стойкости:
20,9 мм2 < 120 мм2
Выбранный кабель удовлетворяет всем условиям.
2.7 Выбор типов релейной защиты
Выбор типов релейной защиты осуществляется в соответствии с ТКП.
Должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов
Повреждений ненормальных режимов:
Для трансформаторов собственных нужд:

  1. От многофазных замыканий в обмотках и на вводах – продольная дифференциальная токовая защита трансформаторов без выдержки времени.

  2. От токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – максимальная токовая защита от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

  3. От токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ – максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.

  4. ОТ замыкании внутри бака и понижения уровня масла – газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла.

Для трансформаторов:

  1. Многофазных замыканий в обмотках и на выводах – продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени.

  2. Однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоеденённых к сети с глухозаземлённой нейтралью.

  3. В витковых замыканиях в обмотках – газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

  4. Токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.

  5. Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – максимальная токовая защита от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал

Для сборных шин 6 кВ:
Для секционных шин 6-10 кВ подстанций предусмотрено двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению, а вторая – в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд.
2.8 Выбор измерительных трансформаторов
Трансформаторы тока выбирают по следующим данным:
1. По напряжению;
2. По длительному току;
3. По классу точности: 0,5; 1;
4. По электродинамической стойкости;
5. По термической стойкости;
6. По вторичной нагрузке:


(47)

Где: rк – сопротивление переходных процессов равное:
0,05Ом – если подключено ко второй обмотке 2-3 прибора,
0,1Ом – более 3 приборов.
rпр – сопротивление приборов, принимаем по справочным материалам, или по формуле:


(48)

rпров – сопротивление проводов. Для того чтобы выбрать сопротивление проводов требуется рассчитать сечение провода:


(49)

Рассчитываем сечение по формуле:


(50)

Где: Lрасч – расчётная длинна, принимаемая в зависимости от действительной длинны и от схемы соединения измерительных трансформаторов тока, м.
При соединении в неполную звезду:


(51)

При соединении в полную звезду:


(52)

Действительное сопротивление провода рассчитываем по формуле:


(53)

Выбираем трансформатор тока на первичном напряжении подстанции.
Принимаем к установке встроенный трансформатор тока ТВ-110, [4]. Данные сводим в таблицу № 19.
Таблица №19. Номинальные данные трансформатора тока.

Тип

Uн1, кВ

Iн1, А

It, кА

tt, с

Класс точности

TB 35-II

35

300

25

3

1

Проверяем термическую стойкость по формуле (25):


31,25 > 0,217
Выбираем трансформаторы тока на вторичном напряжении подстанции. Шкафы КРУ серии РУ ЕС 01-10-20/1600 комплектуются измерительными трансформаторами тока типа Т0Л-10- IМ 2, [5].
Выбираем трансформатор тока для вводного шкафа. Согласно требуемым значениям принимаем трансформатор тока ТОЛ-10-IМ 2. Технические характеристики сводим в таблицу № 20
Таблица №20. Номинальные данные трансформатора тока.

Тип

Uн1, кВ

Iн1, А

It

iд, кА

tt, с

Класс точности

ТОЛ-10-IМ 2

10

2000

40

102

1

0,2

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуемся каталожными данными приборов, представленных в таблице №1. Определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные сводим в таблицу №21.
Таблица №21 Вторичная нагрузка трансформатора тока в вводном шкафу

Прибор

Фаза

A

B

C

Амперметр ЩП-120

3

3

3

Счетчики активной энергии Меркурий 230 АRT.

1



1

Счетчики реактивной энергии Меркурий 230 АRT.

1



1

Регистрирующий амперметр Н-344

10

10

10

Итого

15

13

15

Проверяем по вторичной нагрузке:
Определяем номинальную мощность всех приборов:
Sном = 15 ВА
Определяем общее сопротивление приборов по формуле (48):

rк = 0,1 т.к. количество приборов больше 3 шт;
r2н = 1,2 Ом.
Определяем сопротивление проводов по формуле (49):

Выбираем сечение F
Lрасч = 5м для линии 6 кВ

ρ для алюминия равно 0,0283
Определяем сечение провода по формуле (50):

По справочным материалам выбираем ближайшее, стандартное сечение
Fст = 2,5 мм2
Производим проверку по формуле (53):

Производим проверку:

8
Выбор трансформаторов для секционного шкафа и линейного шкафа аналогичен. Данные о выборе и проверке трансформаторов тока сведены в таблицу №22
Таблица №22 Данные о выборе и проверке трансформаторов тока

Расчётные данные

Данные трансформаторов тока

В вводном шкафу
ТОЛ-10-IМ 2

В линейном шкафу ТОЛ-10-IМ 2

В секционном шкафу ТОЛ-10-IМ 2

Uуст = 6кВ

Uном = 10 кВ

Uном = 10 кВ

Uном = 10 кВ

В вводном шкафу
Iном = 663 А
Iутяж = 1347 А

Iном = 2000А





В линейном шкафу
Iутеж = 221 А



Iном = 200 А



В секционном шкафу
Iутеж = 1078 А





Iном = 2000 А

iу = 14,115 кА

iд = 102 кА

iд = 102 кА

iд = 102 кА

= 18,5 кА2с

96 кА2с

96 кА2с

96 кА2с

В вводном шкафу
r2 = 1,19 Ом

rном =1,2 Ом





В линейном шкафу
r2 = 1,09 Ом



rном =1,2 Ом



В секционном шкафу
r2 = 0,9 Ом





rном =1,2 Ом

Данный тип трансформатора полностью удовлетворяет условиям выбора.
Измерительный трансформатор напряжения выбираем по условиям (15), (50) и классу точности.
Принимаем по [6] трансформатор напряжения НАМИ-10-95. Технические характеристики сводим в таблицу № 23
Таблица №23. Номинальные данные измерительного трансформатора напряжения.

Тип

Uн1, кВ

Uн2, В

Sном2, ВА

^ НАМИ-10-2 УХЛ2

10

100

200

Для проверки измерительного трансформатора напряжения по вторичной нагрузке, пользуемся каталожными данными приборов, представленных в таблице №1. Определяем суммарную нагрузку. Данные сводим в таблицу №19.
Таблица №24. Вторичная нагрузка измерительного трансформатора напряжения

Прибор

Мощность одной обмотки, ВА

Число обмоток

cosφ

sinφ

Число приборов

Общая потребляемая мощность

Р, Вт

Q, Вар

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения PZ194U-2S1T

4

1

1

0

1

4

0

Вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений PZ194U-2S4T

4

1

1

0

1

4

0

Счетчики активной и реактивной энергии Меркурий 230 АRT.

2

2

1

0

2

8

0

Итого











16

0




Выбранный измерительный трансформатор напряжения соответствуют всем условиям.
2.9 Выбор конструкций и описание распределительных устройств
Наиболее распространенным РУ высшего напряжения на 35кВ является открытое распределительное устройство (далее ОРУ). ОРУ имеет следующие преимущества перед РУ закрытого типа:

В то же время ОРУ имеют следующие недостатки:

В качестве РУ на 6 кВ применяем КРУ. КРУ набираются из отдельных камер, в которые встроены электротехническое оборудование, устройство релейной защиты и автоматики, измерительные приборы.
Оно обладает следующими преимуществами:

Недостатки:

Для проектируемой подстанции принято для напряжения 35кВ ОРУ, а для напряжения 6кВ КРУ РУ ЕС 01-6-20/1600, [5]. Виды основных шкафов: с элегазовыми выключателями, с разъемными контактными соединениями, с трансформаторами напряжения, с силовыми предохранителями, с силовыми трансформаторами собственных нужд.
3 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
В настоящее время энергосбережение - одна из приоритетных задач. Это связано с дефицитом основных энергоресурсов, возрастающей стоимостью их добычи, а также с глобальными экологическими проблемами. Экономия энергии - это эффективное использование энергоресурсов за счет применения инновационных решений, которые осуществимы технически, обоснованы экономически, приемлемы с экологической и социальной точек зрения.
В разрабатываемой подстанции фактор энергосбережения осуществлялся за счёт экономического выбора трансформаторов, аппаратов и токоведущих частей.
Выбор трансформаторов производился по технико-экономическому показателю в который входили: потери электроэнергии(∆W) и приведённые затраты(З). В трансформаторе ТДНС – 10000/35, потери электроэнергии составили 284405,7 кВт*ч, а в ТМ – 6300/35 эти потери составили 211936 кВт*ч, однако приведённые затраты второго трансформатора оказались больше первого 218489 тыс.руб < 291640,4 тыс.руб. После всех расчётов был выбран трансформатор с наименьшими приведёнными затратами.
Токоведущие части также выбирались по экономическому показателю, сечения и количество жил проводов выбирались как можно ближе к расчётным данным дабы избежать лишних затрат. Был выбран кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена типа АПвП который обладает рядом преимуществ, а именно: удобная прокладка кабеля – сшитый полиэтилен серьезно снижает массу и габариты кабеля в сравнении с аналогичных характеристик бумажной оболочкой, упрощается прокладка в грунт и трассах с разностью уровней; ниже диэлектрические потери, более высокие электроизоляционные характеристики; повышенная термоустойчивость следовательно больший ток протекания и меньше сечение, а значит меньшие затраты.
Для защиты трансформатора и линии были выбран высоковольтный элегазовый выключатель ВГБ-35 который имеет ряд преимуществ перед баковым, а именно: относительно малые габариты и масса, пожаро- и взрывобезопасность, быстрота действия, высокая отключающая способность.
Для защиты шкафов КРУ был выбран вакуумный выключатель серии ВВЭ-М-6-20, который имеет ряд достоинств перед маломасляным. Таким образом выбранные выключатели обладают лучшими характеристиками по сравнению с баковыми и воздушными, а значит их выбор целесообразен.
Проектируемая подстанция является экономически целесообразной.
Литература

^ 1.

Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций/Л.Д.Рожкова,Л.К.Корнеева,Т.В.Чиркова.Москва:Академия,2004

2.

Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения/ Г.Н. Ополева.Москва: ИД «ФОРУМ»:ИНФРА-М,2008.

3.

Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций/ Б.Н. Неклепаев. Москва:Энергоатомиздат,1986

4.

Балаков Ю.Н. Проектирование схем электроустановок/ Ю.Н.Балаков, М.Ш.Мисриханов, А.В.Шунтов.Москва:Издательский дом МЭИ,2006.

5.

Каталог «КРУ РУ ЕС 01-6-20/1600»

6.

Интернет сайты: www.energorostov.ru, forca.ru, www.kontakt-saratov.ru 2014-07-19 18:44
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • Контрольная работа
  • © sanaalar.ru
    Образовательные документы для студентов.