Особенности сооружения опор в сложных условиях: Сооружение ВЛ в районах с суровыми климатическими и тяжелыми геологическими условиями...
Биохимия спиртового брожения: Основу технологии получения пива составляет спиртовое брожение, - при котором сахар превращается...
Топ:
Характеристика АТП и сварочно-жестяницкого участка: Транспорт в настоящее время является одной из важнейших отраслей народного хозяйства...
Теоретическая значимость работы: Описание теоретической значимости (ценности) результатов исследования должно присутствовать во введении...
Эволюция кровеносной системы позвоночных животных: Биологическая эволюция – необратимый процесс исторического развития живой природы...
Интересное:
Распространение рака на другие отдаленные от желудка органы: Характерных симптомов рака желудка не существует. Выраженные симптомы появляются, когда опухоль...
Влияние предпринимательской среды на эффективное функционирование предприятия: Предпринимательская среда – это совокупность внешних и внутренних факторов, оказывающих влияние на функционирование фирмы...
Искусственное повышение поверхности территории: Варианты искусственного повышения поверхности территории необходимо выбирать на основе анализа следующих характеристик защищаемой территории...
Дисциплины:
2017-12-09 | 274 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
Кафедра электрические станции подстанций и диагностики электрооборудования
Курсовой проект
по дисциплине
«Электрическая часть станций и подстанций»
«Понизительная подстанция 35\6»
Выполнил: студент группы 4-27
Распутин И.А.
Проверил: Марьянова С. И.
Иваново 2010
Содержание.
Введение. | |||
Исходные данные для проектирования | |||
Характеристика подстанции и её нагрузок | |||
1.1 | Определение типа подстанции (ПС) | ||
1.2 | Характеристика нагрузки подстанции | ||
Выбор силовых трансформаторов | |||
Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) | |||
Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции | |||
Выбор типов релейной защиты, автоматики и измерений | |||
Выбор аппаратов и токоведущих частей | |||
6.1 | Выбор выключателей | ||
6.2 | Выбор разъединителей | ||
6.3 | Выбор аппаратов в цепи собственных нужд | ||
6.4 | Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения | ||
6.5 | Выбор ошиновки цепи ВН силового трансформатора | ||
6.6 | Выбор ошиновки цепи НН силового трансформатора | ||
6.7 | Выбор кабельных линий | ||
Оперативный ток | |||
Выбор и обоснование конструкции распределительных устройств | |||
Охрана труда | |||
Технико-экономические показатели ПС | |||
Заключение | |||
Список использованной литературы |
Введение.
В данном курсовом проекте разрабатывается понизительная подстанция 35/10 кВ. Нагрузка, питаемая от подстанции, распределена по трем категориям надежности.
В ходе разработки проекта необходимо выполнить основные требования к разрабатываемой подстанции, а именно:
|
1). Подстанция должна осуществлять надежность питания потребителей;
2). Проектируемая подстанция, по возможности, должна быть экономичной;
3). Должно обеспечиваться необходимое качество электрической энергии у потребителей;
4). Схема подстанции должна обладать возможностью дальнейшего развития при росте нагрузок (должна быть предусмотрена возможность роста установленной мощности ПС);
5). Проект подстанции должен предусматривать применение типовых, унифицированных элементов ВЛ. и ПС.
6). В проекте, по возможности, должны применяться новые разработки в области аппаратов и оборудования (например, кабели с изоляцией из СПЭ и т.д.).
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.
ПРОПУСТИТЬ ЛИСТ ДЛЯ ЗАДАНИЯ.
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ
И ЕЕ НАГРУЗОК
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 6 кВ.
По способу присоединения к системе станция является проходной.
Подстанция 2-ой категории, по своему назначению является сетевой, для электроснабжения небольшого района.
От подстанции на стороне низкого напряжения отходит 24 кабельных линий, работающих по радиальной схеме.
|
Подстанция обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.
Рис.1.1 Схема электрической сети.
Мощность КЗ на стороне ВН равна:
S1 = 700 МВ∙А;
Мощности трансформаторов соответственно равны:
Т1,Т2 = 25 МВ∙А; Т3,Т4 = 16 МВ∙А
Т5 = 80 МВ∙А; Т6 = 40 МВ∙А; Т7,Т8 = 16 МВ∙А; Т9,Т10= 10 МВ∙А
Мощности генераторов:
Г1,Г2 = 32 МВт; Г3 =32 МВт
Таблица 1.1
ВЛ1 | ВЛ2 | ВЛ3 | ВЛ4 | ВЛ5 | ВЛ6 | ВЛ7 |
21;0,4 | 23;0,41 | 20;0,39 | 11;0,42 | 17;0,42 | 15;0,4 | 16;0,4 |
Таблица 1.3
N ступени | Часы | Длина ступени | P | Q | S | W | ||
час | Час | % | МВт | % | Мвар | МВА | МВт ч | |
0-5 | 36,8 | 19,61 | 41,7 | |||||
5-9 | 39,1 | 20,05 | 43,94 | 156,4 | ||||
9-16 | 43,7 | 22,28 | 49,05 | 305,9 | ||||
16-18 | 39,1 | 20,05 | 43,94 | 78,2 | ||||
18-22 | 22,28 | 51,11 | ||||||
22-24 | 36,8 | 19,61 | 41,7 | 73,6 |
Максимальные значения полной и реактивной мощности определяются по
Мвар
По заданным суточным графикам активной и реактивной мощности Р(%)=f(t) и Q(%)= (t) построим суточный график полной мощности в именованных единицах, который изображён на рис.1.3.
Рис.1.3.Суточный график использования полной мощности
Годовой график полной мощности по продолжительности в именованных величинах представлен на рис.1.4.
Рис.1.4. Годовой график полной мощности по продолжительности.
Продолжительность первой ступени в году:
ч
Продолжительность второй ступени в году:
ч
Продолжительность третьей ступени в году:
ч
Продолжительность четвёртой ступени в году:
ч
Другие параметры, характеризующие нагрузку подстанции:
1) суточный отпуск электроэнергии потребителям
Мвт∙ч
2) время использования максимальной активной нагрузки
. ч
3) средняя нагрузка
4) коэффициент заполнения годового графика нагрузки
2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
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.
Sрасч = 0,65∙51,11 = 33,22 МВА
Исходя из этого, принимаем трансформаторы типа ТРДН-40000/35.
|
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.
Далее 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) должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) прямоугольный график нагрузки.
Расчет перегрузочной способности
На исходном графике (рис. 2.1.) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h` и участок начальной нагрузки. Рис. 2.1.Преобразование исходного графика в двухступенчатый.
Из графика (рис.2.1) видно что при отключение одного трансформатора, оставшийся в работе будет постоянно находится в зоне перегрузки.
Значение коэффициента перегрузки определяется по формуле:
Так как < 0.9· то принимаем К2=0,9· =0.9·1.28=1.152 , h=24 ч
По таблице 2.3 [Л.1] определяем допустимую аварийную перегрузку трансформатора.
Кдоп=1.3 при дутьевом охлаждении и температуре охлаждения 20°С.
Условие Кдоп > К2 выполняется.
Данный трансформатор типа ТРДН-40000/35 удовлетворяет условию надежного электроснабжения потребителей.
Основные параметры трансформатора приведены в таблице 2.1. [5]
Таблица 2.1 Параметры трансформатора ТРДН-40000/35
Тип | Sном.тр. МВ·А | Предел регулирования | Uном обмоток, кВ | DРк, кВт | DРхх, кВт | Uк, % | |
ВН | НН | ||||||
ТРДН-40000/35 | ±8·1.5% | 36,75 | 10,5 | 8,5 |
3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
На проектируемой подстанции рассчитывается начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания (КЗ) - Iпо: на шинах 10 кВ - трехфазного КЗ; на шинах 35 кВ - трехфазного КЗ.
С ростом единичной мощности трансформаторов ПС увеличивается ток короткого замыкания на стороне 10 кВ, что часто не позволяет выбрать экономичные выключатели и комплектные распределительные устройства, вызывает необходимость завышать сечения линий без специальных мер по ограничению токов КЗ. Для ограничения токов КЗ на стороне 10 кВ следует принимать раздельную работу трансформаторов, а трансформаторы 25 MB·А и более изготавливаются с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Применение этих мероприятий позволяет снизить токи КЗ до необходимой величины без применения токоограничивающих реакторов.
|
Расчетная схема представлена на рис.3.1.
Рис.3.1. Расчетная схема.
Схема замещения прямой последовательности для расчетной схемы представлена на рис.3.2.
По табл.3.5 [2] выбираем тип трансформаторов Т5 и Т6. Трансформатор Т5 принимаем
ТДЦ-80000/35, а трансформатор Т6 – ТРДН-40000/35.
По табл. 2.1[2] выбираем тип генераторов. Принимаем Г-1,2,3 типа
ТВС-32-У3.
Рис.3.2. Схема замещения прямой последовательности
При определении параметров схемы замещения используется система относительных единиц. Величина базовой мощности Sб=1000 МВА.
Сопротивление системы:
,
Сопротивление линии:
,
;
;
.
Сопротивление трансформатора T11 (ТРДН 40000/35):
По табл.3.5 [2] для трансформатора ТРДН 40000/35 выбираем =9,5%.
,
Сопротивление трансформаторa Т5 (ТДЦ-80000/35):
По табл.3.5 [2] для трансформатора ТДЦ -80000/35 выбираем =9%.
Сопротивление трансформаторa Т6 (ТДН-40000/35):
По табл.3.5 [2] для трансформатора ТДН -40000/35 выбираем =8,5%.
Сопротивление генератора Г-3 (ТВС-32-У3):
По табл. 2.1[5] для генератора типа ТВС-32-У3 выбираем =0,159
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:
,
Токи трехфазного кз .
Приняв точки кз удаленными, можно считать =1. Базовые токи при кз в точке К1: кА,
в точке К2:
кА,
Ток трехфазного кз в точке К1:
кА,
в точке К2:
кА,
Ударные токи кз:
,
Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока кз. Принимаем по табл.3.2[4] значения для шин ВН =1,8, а для шин НН =1,85
кА,
кА.
Результаты расчета токов короткого замыкания сведены в табл.3.1.
Таблица 3.1
Место кз | , кА | , кА |
Шины ВН | 7,12 | 18,07 |
Шины НН | 5,89 | 15,36 |
4. Выбор эЛЕКТРИЧЕСКОЙ схемы РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСтРОЙСТВА подстанции
|
Исходя из назначения данной подстанции, с учетом установленных на ней силовых трансформаторов по [7] выбираем следующие схемы распределительных устройств.
РУВН – одна секционированная выключателем система шин
РУНН – Для РУ НН принимаем схему две секционированные выключателями системы шин, применяемую при Uн=10 кВ и трансформаторах с расщеплёнными обмотками:
В электроустановках 10 кВ используются КРУ. Выбираем КРУ внутренней установки.
Рис.4.1 Упрощенно схема подстанции
Порядок оперативных переключений при выводе в ремонт выключателя Q1
- отключается выключатель Q1. Проверка выключателя производится по показаниям сигнальных ламп и измерительных приборов. Также необходимо произвести визуальный контроль, который осуществляется по механическому указателю на выключателе или по показанию воздушных манометров у выключателей с газонаполненными отделителями
- 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 10,5 кВ
а) На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:
1. Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз=0.1 с). [Д]
2. Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе(tрз=0.1 с). [Г]
3. Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 2.2с). [Т½В]
Максимально-токовая защита устанавливается со стороны питания
4. Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [Т½В]
На секционном выключателе 10 кВ устанавливается комплект МТЗ (tрз=1.7 с). [Т½В]
На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:
1. Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания
(tрз= 1.2с). [Т½В]
2. Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (tрз=0.1-0.2 с). [Т]
3. Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле [Т0]
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).
Таблица 6.1
Обозначение | Выключатель или токоведущая часть | Вариант подстанции |
Q4,Q6 и II | Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения | (кА) |
Q5 | Секционный выключатель шин 10кВ | (кА) |
Q2 | Выключатель на стороне высшего напряжения | Iпрод.расч.<0,95 (кА) |
Q1 Q3 и I | Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне высшего напряжения | (кА) |
Q7 | Выключатель на линиях потребителей 10кВ |
6.1. Выбор выключателей
При выборе коммутационных аппаратов руководствуемся «Нормами технического проектирования ПС», рекомендующими устанавливать на РУ 35 кВ элегазовые выключатели. Предпочтение отдается оборудованию, имеющим параметры, максимально приближающиеся к заданным, поэтому сначала принимаем тип выключателей ВГБЭ-35
В качестве расчётного КЗ на шинах ВН принимаем трехфазное короткое замыкание. Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости выключателя:
;
где: - ток термической стойкости выключателя, кА;
- допустимое время действия тока термической стойкости, с;
- начальное действующее значения тока КЗ, кА;
– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с;
- полное время отключения выключателя с приводом, с.
Амплитуда допустимого полного тока отключения:
;
где: - номинальный ток отключения выключателя, кА;
- номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения, %. Приближенно принимаем:
;
τ = tзащ.мин+ tо.с= 0,01 + 0,04 = 0,14 с;
где: tзащ.мин = 0,1 с – минимальное время срабатывания релейной защиты;
tо.с – собственное время отключения выключателя с приводом, с.
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ:
;
Амплитуда полного тока отключения:
;
По термической стойкости:
, где
с;
Вк – Интеграл Джоуля для заданной цепи;
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. = 827,203А | Uном = 35 кВ I ном = 1000 А | По условию длительного режима: ; |
кА | i дин= 35 кА | По электродинамической стойкости: |
Вк =12,956 | = =468,75 | По термической стойкости: |
По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения: | ||
кА кА | кА кА | По току включения: ; |
Таким образом, на РУ 35 кВ устанавливаем элегазовые выключатели типа ВГБЭ-35.
В распределительном устройстве низшего напряжения устанавливаем вакуумные выключатели. За расчетное КЗ на шинах НН берем трехфазное короткое замыкание. Все выключатели НН выбраны в соответствии с КРУ серии D-12P (http://www.tavrida.ru)
В качестве вводных принимаем выключатели типа BB/TEL-6-31,5/5000 У2 Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости выключателя:
;
Амплитуда допустимого полного тока отключения:
;
;
τ = tзащ.мин+ tо.с= 0,01 + 0,015 = 0,025 с;
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ:
;
Амплитуда полного тока отключения:
;
По термической стойкости:
, где
с;
Вк – Интеграл Джоуля для заданной цепи;
Выбор вводных выключателей представляем в виде таблицы 6.3.
Выбор вводного выключателя трансформатора на стороне НН Таблица 6.3
Расчетные данные | Каталожные данные | Условие выбора или проверки |
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч. = 4839 А | Uном = 6 кВ Iном = 5000 А | По условиям длительного режима: ; |
кА | кА | По электродинамической стойкости: |
Вк =24,186 | = =992,25 | По термической стойкости: |
По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения: | ||
кА кА | кА кА | По току включения: ; |
Окончательно принимаем тип вводных выключателей VF07.12.50.
В качестве секционных принимаем выключатели типа BB/TEL-6-25/3150 У2. Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости выключателя:
;
Амплитуда допустимого полного тока отключения:
;
;
τ = tзащ.мин+ tо.с= 0,01 + 0,015 = 0,025 с;
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ:
;
Амплитуда полного тока отключения:
;
По термической стойкости:
, где
с;
Вк – Интеграл Джоуля для заданной цепи;
Выбор секционных выключателей представляем в виде таблицы 6.4.
Выбор секционного выключателя РУ 6 кВ Таблица 6.4
Расчетные данные | Каталожные данные | Условия выбора или проверки |
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч. = 2903 А | Uном = 6 кВ Iном = 3150 А | По условиям длительного режима: ; |
кА | кА | По электродинамической стойкости: |
Вк =24,186 | = =625 | По термической стойкости: |
По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения: | ||
кА кА | кА кА | По току включения: ; |
Окончательно принимаем тип секционных выключателей BB/TEL-6-25/3150 У2.
В качестве выключателей на линиях потребителей принимаем выключатели типа BB/TEL-6-20/630 У2. Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости выключателя:
;
Амплитуда допустимого полного тока отключения:
;
;
τ = tзащ.мин+ tо.с= 0,01 + 0,015 = 0,025 с;
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ:
;
Амплитуда полного тока отключения:
;
По термической стойкости:
, где
с;
Вк – Интеграл Джоуля для заданной цепи;
Выбор выключателей на кабельных линиях потребителей представляем в виде таблицы 6.5.
Выбор выключателей отходящих кабельных линий Таблица 6.5
Расчетные данные | Каталожные данные | Условия выбора или проверки |
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч. = 397,487 А | Uном = 6 кВ Iном = 630 А | По условиям длительного режима: ; |
кА | кА | По электродинамической стойкости: |
Вк =24,186 | = =400 | По термической стойкости: |
По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения: | ||
кА кА | кА кА | По току включения: ; |
Таким образом, устанавливаем на отходящих кабельных линиях выключатели типа BB/TEL-6-12,5/630 У2.
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 РНДЗ.2-35/1000У1 с приводом ПР-110У1 (табл. 5.1 [2]). Выбор сводим в таблицу 6.6.
Выбор разъединителей на стороне ВН Таблица 6.6
Расчетные данные | Каталожные данные | Условие выбора или проверки |
Uсети = 35 кВ I прод.расч. = 827,203А | Uном = 35 кВ I ном = 1000 А | По условию длительного режима: ; |
кА | i дин= 63 кА | По электродинамической стойкости: |
По термической стойкости: |
Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости разъединителя:
;
По условиям проверки данный тип разъединителей подходит, поэтому устанавливаем на проектируемой ПС разъединители РНДЗ.2-35/1000У1 с приводом ПРН-110У1.
На стороне НН применяем комплектное распределительное устройство внутренней установки (КРУ) со шкафами серии D-12P. КРУ представляет собой закрытые шкафы с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы размещаются в здании на специально подготовленной площадке с твердым покрытием, что позволяет выкатить тележку из шкафа на время производства ремонтных работ. Основные технические данные
КРУ 6 кВ D-12P представлены в таблице 6.7.
Технические данные КРУ 10 кВ КВ-3 Таблица 6.7
Параметры | D-12P |
Номинальное напряжение, кВ | |
Номинальный ток, А: | |
шкафов | 630, 1000, 1250, 1600, 2500, 3150, 4000, 50001 |
сборных шин | 630, 1000, 1250, 1600, 2500, 3150, 4000, 50001 |
Тип выключателя | BB/TEL-6 |
Тип привода | встроенный электромагнитный |
Номинальный ток отключения, кА | 12,5; 20; 25; 31,5; 40; 50 |
Электродинамическая стойкость, кА | до 125 |
Габариты шкафа, мм: | |
ширина | |
глубина | |
высота |
1 — По специальному заказу;
6.3 Выбор аппаратов в цепи собственных нужд
Ограждение территории ПС
На подстанции применено два вида оград: внешняя и внутренняя. Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту 1,8 – 2,0 м. Внутренняя ограда служит для выделения зоны ОРУ-35 кВ и имеет высоту 1,6 м.
В качестве конструктивных элементов оград применяются сетчатые панели 3000х1700 мм из проволоки Æ 2,5 мм и ячейками 50х50 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.
Необходимые изоляционные расстояния.
· От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м - 1,8 мм;
· Между проводами разных фаз – 1,5 м;
· От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,5 м, до габаритов транспортируемого оборудования - 2550 мм;
· Между токоведущими частями разных цепей в разн
|
|
Биохимия спиртового брожения: Основу технологии получения пива составляет спиртовое брожение, - при котором сахар превращается...
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...
История создания датчика движения: Первый прибор для обнаружения движения был изобретен немецким физиком Генрихом Герцем...
Наброски и зарисовки растений, плодов, цветов: Освоить конструктивное построение структуры дерева через зарисовки отдельных деревьев, группы деревьев...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!