Скачать

Расчет электрической подстанции

Введение

В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции — электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии.

Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрнопро-мышленных комплексов приводит к необходимости реконструкции и строи-тельству новых электрических сетей в сельской местности, к постоянному повышению их пропускной способности и более высоких требований к на-дeжности электроснабжения. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения. Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей – недостаточное оснащение действующих электрических сетей современным оборудованием. Часть действующих сетей имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет.

Тупиковая ПС – это ПС, получающая электроэнергию от одной электроустановки высшего напряжения к ЭУ потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Подстанции (ПС) предназначены для приёма, преобразования и распределения электроэнергии.

Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

-обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

-учитывать перспективу развития;

-допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

-учитывать требования противоаварийной автоматики;

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.

1. Электротехническая часть

1.1 Электрический расчет потребителей

Нагрузка подстанции определяется мощностью потребляемой всеми присоединенными к ее сети электроприемниками и теряемой в электросети. Режим работы электроприемников, зависящий от их назначения и использования, не остается постоянным и изменяется в различные часы суток и месяцы года. Изменяется и потребляемая ими электрическая мощность.

Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов) силовых трансформаторов и преобразователей пропускной способности (нагреву), а также для расчета потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора защиты и компенсирующих устройств.

Режим работы электроприемников, зависящий от их назначения и использования, не остается постоянным и изменяется в различные часы суток и месяцы года. Изменяется и потребляемая ими электрическая мощность.

1.1.1 Расчёт нагрузки жилых домов

Все потребители электроэнергии города делятся на следующие группы: потребители селитебных зон города, промышленные потребители, коммунальные потребители общегородского значения (водопровод, канализация и т.д.), потребители районов, прилегающих к городу.

Наибольшее относительное потребление реактивной мощности в коммунально–бытовом секторе наблюдается в ночное время, когда работают газоразрядные лампы наружного освещения и дежурного освещения общественных зданий. Потребление электрической энергии во времени отражается суточными, сезонными и годовыми графиками нагрузки.

Расчётную активную нагрузку квартир, приведённую к вводу жилого дома, линии или к шинам напряжением 0,38 кВ трансформаторной подстанции, следует определять по формуле:

P_кв = p_кв.удn (1.1)

где p_кв.уд – удельная расчётная нагрузка электроприёмников квартир

(домов), присоединённых к вводу жилого дома, линии, трансформаторной подстанции кВт / квартиру;

n – число квартир, присоединенных к элементу сети.

Для любого климатического района p_кв.уд определяется по данным таблицы 2-7 (2,с34), для числа квартир, не указанного в таблице, - путём интерпретации. Расчётную активную нагрузку силовых электроприёмников, приведённую к вводу жилого дома, линии или к шинам напряжением 0,38кВ трансформаторной подстанции, следует определять с учётом коэффициентов спроса, т.е. отношения расчётной активной нагрузки Р_макс к номинальной мощности электроприёмника Р _н по формуле:

К _с = Р _макс / Р _н (1.2)

Расчётная нагрузка лифтовых установок жилого дома определяется по формуле:

 Р _л = К _с∑ Р_{л i} (1.3)

где К_с – коэффициент спроса, определяемый по таблице 2-8  N _л-число лифтовых установок, питаемых на линии;  Р_{л I}– установленная мощность электродвигателей I –го лифта, кВт.

Нагрузка электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Р_дв определяется по их установленной мощности с учётом коэффициента спроса К_с =0,7. Мощность резервных электродвигателей, а также электроприёмников противопожарных устройств при расчёте электрических нагрузок не учитывается.

В целом расчётная нагрузка жилого дома равна:

Р _{ж д} = Р _кв + 0,9 Р _с (1.4)

При определение полных нагрузок квартир и силовых электро приёмников следует пользоваться расчётными коэффициентами мощности. Так, полная расчётная мощность жилого дома составит:

S _{ж д} = (P_кв / cosφ_кв) + 0,9 ((Р_л / cosφ_л) + (Р_дв/ cosφ_дв))             (1.5)

При этом коэффициент мощности для квартир с электроплитами cos φ= 0,98, для квартир с плитами на газе или твёрдом топливе cos φ= 0,96, хозяйственных насосов, вентиляторов и санитарно-технических устройств cos φ= 0,85, лифтов cos φ= 0,6.

При ориентировочных расчётах расчётную активную нагрузку жилых домов микрорайона или квартала можно определять по удельным расчётным нагрузкам жилых домов Р_уд.ж.д, приведённых к шинам 0,38кВ трансформаторных пунктов, в частности по формуле:

Р_ж.д=10^-3 Р _уд.ж.дF (1.6)

где F-полезная площадь жилых домов, подключённых к шинам напряжением 0,38кВ трансформаторного пункта, м² .

Значения удельных нагрузок жилых домов приведены в таблице 2-9 (2, c 36).Они включают в себя нагрузки систем отопления, горячего водоснабжения и подкачки водопровода, установленных в центральных тепловых пунктах или индивидуального в каждом доме, а также нагрузки лифтов и наружного освещения территории микрорайонов и не учитывают нагрузки электроотопления, электронагрева и бытовых кондиционеров воздуха. Удельные нагрузки определены, исходя из средней полезной площади квартир, равной 50м², и относится как к первой очереди строительства, так и к расчётному сроку. При определении полной расчетной нагрузки жилых домов учитывается коэффициент мощности, приведенный в таблице 2-10 (2, c 36)

1.1.2 Нагрузка распределительных сетей

Потребители размещаются на территории города произвольно, поэтому отдельные элементы электрических сетей могут использоваться для совместного питания. Расчётная нагрузка таких элементов находится путём совмещения графиков нагрузок соответствующих потребителей. Допускается расчётную нагрузку элементов определять суммированием максимальных нагрузок присоединенных потребителей учётом разновремённости наступления максимумов их нагрузки, путём введения соответствующих коэффициентов участия в общем максимуме нагрузки. Произведем расчет мощности трансформаторных пунктов питающих потребителей на напряжение 0,4 кВ. На территории поселка предусмотрена установка 4 трансформаторных пунктов (ТП). ТП-1 питает 9 жилых одноэтажных домов на два хозяина, поэтому при расчете условно принимаем 18 жилых домов. Также от ТП запитан магазин, активная мощность рассчитывается по таблице 2.7 (2, c 40)  Расчет произведем по формулам (1.1) и (1.5):

Р_КВ=18*10,8=196 кВт,

S_ЖД = 196/0,98=200 кВ*А,

Р_М=0,5*15=7,5 кВт,

S_М =7,5*0,9=8,3 кВ*А,

S =200+8,3=208,3 кВ*А.

1.1.3 Построение распределительных сетей 6/0,4 кВ

Рассмотрим две различные конфигурации распределительной сети петлевую и двухлучевую. Распределительная сеть, сооружаемая на территории города, представляет собой совокупность распределительной сети 6 кВ, трансформаторных подстанций и распределительной сети 0,38 кВ.

Рассмотрим петлевую схему распределительных сетей представленную на рисунке 1.2. По мере роста требований к надежности электроснабжения потребителей в сетях стали предусматриваться резервные элементы. Наиболее естественным явился переход к двухстороннему питанию ТП и потребителей. В результате была разработана так называемая петлевая схема построения распределительных сетей. Отмечаются две разновидности петлевых сетей. Первая представляет собой сеть напряжением 0,38 кВ с распределительными линиями одностороннего питания в сочетании с петлевыми линиями 6 кВ.

Петлевой называется линия, в которой возможно двойное питание. Эта схема может работать по разомкнутой схеме. При выполнении сети 6-10 кВ воздушными линиями допускается одностороннее питание ТП. Резерв трансформаторной мощности в ТП не предусматривается, то есть устанавливается один трансформатор.

Рассмотрим построение петлевой сети её достоинства и недостатки. В нормальном режиме все элементы сети находятся в исправном состоянии. Распределительные линии 6-10 кВ питаются от фидеров №4 и№11, за счет этого создается возможность двухстороннего питания каждой ТП. Из рисунка также видно, что распределительные линии 0,38 кВ, питающие приемники II категории (линии а и б), выполняются петлевыми. Для приемников III категории (линии в) предусматриваются концевые вводы. Осуществление двухстороннего питания возможно разными способами. Например, для питания потребителя а₁ предусматриваются два ввода от ТП1. Питание потребителей б₁,б₂,б₃, и б₄ осуществляется по петлевой линии Л₃ и Л₃^\, опирающейся на ТП1 и ТП2. Петлевые линии 0,38 кВ содержат специальное распределительное устройство, так называемый соединительный пункт С₁ и С₂ .

В нормальном режиме распределительная сеть 0,38 кВ работает с расключением в соединительных пунктах, в результате чего каждый трансформатор питает определённый район сети 0,38 кВ.

В аварийном режиме при выходе из строя одной ТП или линии питающей ТП, нагрузка двух районов может прийти на одну ТП. Исходя из этого мощность каждого трансформатора на ТП, следует выбирать с учетом резервирования на случай питания потребителей, присоединенных к линиям

Рассмотрим многолучевую схему распределительных сетей

представленную на рисунке 1.3. Наиболее распространенной является схема двухлучевая схема сети с устройством АВР при напряжении 6-10 кВ или 0,38 кВ. При этом в ТП устанавливается два трансформатора питаемых от двух различных линий и АВР на напряжение 0,38 кВ. Каждая ТП питает свой участок сети, резерв производится за счет установки двух трансформаторов и АВР.

Обе схемы обладают достаточной надежностью. Первая схема является более экономичной за счет установки в ТП одного трансформатора, поэтому выбираем первую схему распределительных сетей. Окончательный вывод будет сделан после технико-экономического сравнения вариантов схем распределительных сетей.

1.1.4 Выбор номинальной мощности трансформаторов трансформаторных пунктов

По мощности потребителей произведем выбор мощности трансформаторов устанавливаемых на ТП по условию аварийной перегрузки, с учетом резервирования соседнего участка сети по формуле:

S_ТР=  (1.7)

S_МАХ=208,3 =430,5 кВ*А.

Тогда номинальная мощность одного трансформатора будет равна:

S_ном=430,5 /*1,4=307,5 кВ*А.

что соответствует перегрузу трансформатора на 40%.

По расчетной номинальной мощности трансформатора, выбираем

номинальную мощность трансформатора:

S_ном=400 кВ*А.

1.2 Выбор схемы подстанции

Главная схема электрических соединений подстанции — это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальной схемы электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и так далее.

Принципиальная схема подстанции 110/6 представлена на рис. 1.4.

При выборе схемы электроустановок должны учитываться различные факторы: значение и роль подстанции для энергосистемы; положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей; категория потребителей по степени надежности электроснабжения; перспектива расширения подстанции и прилегающего участка сети. Из всего комплекса условий, влияющих на выбор главной схемы подстанции, можно выделить основные требования:

- надежность электроснабжения потребителей;

- приспособленность к проведению ремонтных работ;

- оперативная гибкость электрической схемы;

- экономическая целесообразность.

Подстанция получает питание по линии 110 кВ, присоединяется к

На подстанции применена широко используемая сегодня для тупиковых подстанций упрощенная схема с отделителями и короткозамыкателями со стороны высшего напряжения. Отказ от установки выключателя (маслянного или воздушного) дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат, сокращает сроки сооружения, сокращается численность персонала по ремонту и эксплуатации. Вместо выключателя на стороне высшего напряжения установлен короткозамыкактели и отделители, и отключение питающей лини происходит посредством срабатывания головного выключателя. Подстанция имеет две секции шин по 6 кВ. Из ЗРУ по кабельным линиям 6 кВ электрическая энергия передается потребителям. Для распределения энергии по кабельным линиям 6 используется радиальная схема.

Радиальная схема выбрана по ряду причин: потребители электроэнергии размещены в разных направлениях от подстанции; радиальная схема более надежна по сравнению с магистральной схемой; в данной схеме электрическая энергия передается прямо к приемникам, без ответвлений на пути для питания других потребителей.

Каждый из двух трансформаторов питает свои секции шины 6 с одним выключателем на цепь. Шины соединены секционным выключателем. Эта схема выбрана из-за того, что к шинам присоединено большое количество приемников, а также учитывается необходимость сто процентного резервирования. Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений.

В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен, каждый трансформатор питает свою секцию шин. При выходе из строя одного из трансформаторов, он отключается, срабатывает секционный выключатель, питание всех потребителей производится через второй трансформатор. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы. Однако эта схема имеет свои недостатки. Так повреждение шиносоединительного выключателя равноценно короткому замыканию на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений.

1.3 Выбора числа и мощности трансформаторов

Трансформаторы относятся к основному оборудованию подстанции и правильный технически и экономически обоснованный выбор их типа, числа и мощности необходим для рационального электроснабжения потребителей электрической энергией.

Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.

На подстанции принято решение об установке двух трансформаторов одинаковой мощности по простой, надежной и экономичной схеме с отделителями и короткозамыкателями на стороне высшего напряжения без выключателей на это напряжение. Перед началом расчета требуется определить категорию электроприемников, получающих питание от подстанции. Подстанция осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории, перебои в электроснабжении которых недопустимо. В связи с этим при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и возможность резервирования. Надежность электроснабжения обеспечивается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. Такое решение отвечает требованиям по надежности электроснабжения. Для проверки правильности принятого решения в главе 3 проведем расчет, основанный на технико-экономическом сравнении двух вариантов.

При возникновении повреждений или выводе одного трансформатора в ремонт, оставшийся должен обеспечивать потребляемую потребителями мощность. Покрытие может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установочной мощности трансформаторов).

При проектировании определение типа и мощности трансформаторов проводится на основе технико-экономических расчетов, для оценки правильности принятого решения по установке двух трансформаторов.

Максимальная полная расчетная мощность приемников, запитанных от выбираемых трансформаторов взятая из годового графика нагрузки равна 10357кВ×А.

Средняя расчетная полная мощность приемников равна 10132 кВ×А.

Так как подстанция снабжает электроэнергией потребителей первой и второй категории и учитывая необходимость 100%-ного резервирования, номинальная мощность одного трансформатора из двух рассматриваемых

равна:

                                    (1.8)

 кВ×А.

Сравним два варианта установки двух трансформаторов. Из справочника (3) выбираем два двухфазных трансформатора типа ТДТН-6300/110 и двухфазных трансформаторов ТДНТ –10000/110. Паспортные данные представлены в табл. 1.4 и 1.5.

Таблица 1.4-Паспортные данные первого варианта трансформатора

Таблица 1.5-Паспортные данные второго варианта трансформатора

Мощность трансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности. Систематическая перегрузочная способность можно характеризовать коэффициентом заполнения графика нагрузки.

Коэффициент заполнения графика нагрузки

 (1.9)

Допустимая перегрузка трансформатора в часы максимума равна:

                        (1.10)

 кВ×А ,

 кВ×А

Тогда коэффициент загрузки определяется

1.11)

Определяем коэффициент допустимой перегрузки м_л трансформатора

зимой по формуле:

м_л = 1 – к_з.т. (1.12)

м_л1 = 1 – к_з.т.1. = 1 – 0,52 = 0,48 ,

м_л2 = 1 – к_з.т.2. = 1 – 0,45 = 0,55

Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем м_л=0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен

                                    (1.13)

,

Допустимая перегрузка на трансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна:

 (1.14)

 кВ×А;

 кВ×А

Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что оба варианта обеспечивают требуемой мощностью потребителей, оба варианта обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии. Установка трансформаторов по второму варианту обеспечит большую мощность. Но в нашем случае это не является необходимым, так как подстанции работает с недогрузкой

Мы по инженерным соображениям примем к установке более мощный трансформатор, с учетом развития сети и увеличения нагрузки в дальнейшем.

Выбираем трансформатор ТДТН-10000/35

Окончательный вывод по выбору типа трансформатора следует сделать после проведения экономического расчета, который представлен в главе3.

1.4 Определение токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а в системах с изолированной нейтралью также замыкание фаз на землю. Такой режим является самым тяжелым для элементов системы. И именно по нему производят выбор и проверку электрооборудования подстанции.

При коротких замыканиях токи в фазах увеличиваются, а напряжение снижается. Как правило, в месте К.З. возникает электрическая дуга, которая вместе с сопротивлением пути тока образует переходное сопротивление. Непосредственное К.З. без переходного сопротивления в месте повреждения называется металлическим К.З. Пренебрежение переходным сопротивлением значительно упрощает расчет и дает максимально возможное при одних и тех же исходных условиях значения тока К.З. для выбора аппаратуры необходим именно этот расчет.

При расчете токов К.З. примем следующие допущения: - не учитываются емкости, а следовательно и емкостные токи в кабельной линии; - трехфазная цепь считается симметричной, сопротивления фаз равными друг другу; - отсутствует насыщение стали электрических машин - не учитываются токи намагничивания трансформаторов; - не учитывается сдвиг по фазе э.д.с. различных источников питания, входящих в расчетную схему; - не учитывается влияние регулирования коэффициента трансформации силовых трансформаторов на величину напряжения короткого замыкания (U_КЗ%) этих трансформаторов;

- не учитываются переходные сопротивления в месте короткого замыкания.

Указанные допущения приводят к незначительному преувеличению токов короткого замыкания (погрешность не превышает 10%, что допустимо)(3). Расчетная схема подстанции приведена на рисунке 1.5. На расчетной схеме в однолинейном изображении указаны источники питания (в данном случае энергосистема) и элементы сети (линии электропередач, трансформаторы), связывающие источники питания с точками К.З.; а так же параметры всех элементов, необходимых для расчета токов К.З. Схему замещения подстанции для расчета тока короткого замыкания рисунке 1.6 составляют по расчетной схеме. Для этого все элементы схемы заменяются соответствующими сопротивлениями В целях упрощения расчета для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указано низкое напряжение U_НН , кВ.

Наибольшие токи К.З. в нашей схеме могут возникнуть при отключенных секционных выключателях. Рассмотрим этот режим, определим токи К.З. в точках К-1, К-2. Ток К.З. в точке К-3 определяется на шинах 0,38 кВ ТП.

Для расчета токов короткого замыкания в точках К-1, К-2, К-3 необходимо определить индуктивные сопротивления всех элементов схемы. Определим сопротивления всех элементов схемы рисунков 1.5 и 1.6, приведем их к базисному напряжению 115 кВ

Данные для расчета токов К.З.

U_H = 110 кВ,

S_б = 100 МВА,

S_к = 630 МВА,

Х₀ = 0.4 Ом/км, L = 20 км;

U_H = 110 кВ,

S_н = 6,3 МВА.

Расчет сопротивлений элементов схемы произведем по формулам:

 (1.15)

 (1.16)

 (1.17)

Расчет сопротивлений элементов схемы:

,

,

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К1 по формулам:  (1.18)

 (1.19)

 (1.20)

,

Мощность в точке короткого замыкания:

 (1.21)

Найдем ударный ток в точке К1 по формуле:

 (1.22)

К_уд=1,8 2

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К2 по формулам:

 (1.23)

 (1.24)

 (1.25)

Произведем расчет токов короткого замыкания:

,

,

Мощность в точке короткого замыкания:

 (1.26)

Найдем ударный ток в точке К2 по формуле (1.35):

К_уд=1,92

Расчет максимального тока произведем по формуле:

1.27)

I_max=0.8*10132/*110=43,3 кА

Расчеты устойчивого, ударного токов короткого замыкания и мощности короткого замыкания в точках К1, К2 приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7–Расчетные токи К.З.

1.5 Выбор электрооборудования подстанции

1.5.1 Выбор токоведущих частей

Произведем выбор токоведущих частей. Подстанция получает питание по воздушной двухцепной линии электропередач 110 кВ. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов:

- нагрев от длительного выделения тепла рабочим током;

- нагрев от кратковременного выделения тепла током К.З.;

- падение напряжения в проводах воздушной линии от проходящего тока в нормальном и аварийном режимах;

- механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке (собственный вес, гололед, ветер);

- коронирование — фактор, зависящий от величины применяемого напряжения, сечения провода и свойств окружающей среды.

Расчет проводов для линий электропередач 110 кВ проведем по экономии-ческой плотности тока j_эк (3.). При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выбирается по выражению

 (1.28)

где j_эк = 1,4 А/мм²- экономическая плотность тока.

Тогда, по (1.5) для линии электропередач 110 кВ сечение равно:

 мм²

По полученным значениям выбираем марку провода. Для двухцепной линии напряжением 110 кВ выбираем номинальное сечение провода и марку:

АС –95 Для окончательного обоснования выбора данной марки провода необходимо проверить по допустимой потере напряжения.

 (1.29)

 (1.30)

 (1.31)

 (1.32)

 (1.33)

где P- активная мощность, кВт; Q- реактивная мощность, кВар; R-активное сопротивление линии, Ом/км; X-индуктивное сопротивление линии, Ом/км; U – напряжение сети, кВ.

Используя формулу (1.42) определяем потерю напряжения для линии:

 В

Определим допустимую потерю напряжения в линии. Допускается потеря напряжения в линии не более 7%:

 (1.34)

Допустимая потеря напряжения в линии:

 %

Как видно из расчета рассчитанное значение потерь напряжения в линии намного меньше допустимых потерь напряжения, это объясняется малой длиной линии, следовательно, данный провод подходит.

1.5.2 Выбор выключателей

Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для приёма и распределения электроэнергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты, состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке. В шкафы комплектного распределительного устройства встраивают выключатели, трансформаторы напряжения, разрядники.

Выбор выключателей производится по следующим условиям: по напряжению установки, по длительному току, по отключающей способности, по электродинамической стойкости, по термической стойкости. Формулы для расчетов приведены ниже:

U_уст £ U_н (1.35)

 I_р £ I_н (1.36)

I_макс £ I_н (1.37)

I_к £ I_отк.н. (1.38)

i_уд. £ i_дин (1.39)

В_к £ I²_тер · t_тер (1.40)

Параметры выбора разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на напряжение 110 кВ сведены в таблицу 1.8.

Таблица 1.8- Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей