Модернизация электрооборудования ГПП-9 ОАО "НЛМК"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

модернизация понизительный подстанция электроснабжение

В дипломном проекте рассмотрена модернизация главной понизительной подстанции ГПП-9 110/10 кВ ОАО «НЛМК». Рассмотрены особенности электроснабжения промышленных предприятий. Дана характеристика подстанции, описана система электроснабжения, потребители, рассчитаны и построены графики нагрузки. Выполнен расчет токов короткого замыкания. Произведен выбор и проверка на действие токов к.з. электрооборудования подстанции с использованием современной элементной базы. Рассчитаны уставки блоков микропроцессорной защиты распределительных линий 10, 110 кВ и защиты трансформаторов. Рассмотрены вопросы качества и автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии на подстанции, рассчитаны потери напряжения и мощности. Рассмотрены вопросы охраны труда, рассчитаны молниезащита и контур заземления подстанции. Произведен экономический расчет предлагаемого проекта модернизации. Рассмотрен вопрос компенсации емкостных токов в сети 10 кВ.

Введение

Назначение подстанции и предпосылки к модернизации

Главная понизительная подстанция ГПП-9 была построена в 1969 году. Она была построена для снабжения электроэнергией на уровне 10 кВ расположенных в непосредственной близости цехов: фасонолитейного, водоснабжения, доменного цеха №1, коксохимического и кислородного производств. Также от подстанции получают питание паровоздуходувная станция ТЭЦ НЛМК, РП-20 (газоочистка ККЦ-1), РП-11 городских электрических сетей, РУ - 10 кВ «Сигран», несколько мощных компрессоров кислородного производства, механосборочный цех металлургического оборудования. Кроме того, ГПП-9 резервирует потребителей первой категории, питающихся от ГПП-1. С момента сдачи подстанции в эксплуатацию каких-либо серьезных модернизаций и реконструкций на ней не проводилось. Была значительно упрощена конструкция закрытого распределительного устройства 110 кВ (ЗРУ-110 кВ) после замены питающих воздушных линий маслонаполненными кабелями. Основное оборудование подстанции отработало нормативный срок службы (25 лет). Оно не удовлетворяет требованиям надежности, дальнейшая его эксплуатация связана с неоправданными расходами на поддержание его в работоспособном состоянии и с высокой частотой отказов силового оборудования и средств релейной защиты. Для устранения этих недостатков предлагается провести модернизацию подстанции.

Модернизация подстанции производится для реализации следующих целей:

- повышения надежности и обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергией;

- уменьшения потерь при передаче электроэнергии;

- повышения качества электроэнергии;

- усовершенствования защиты от ненормальных режимов работы электрооборудования подстанции;

- уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций на подстанции;

- уменьшения объема ремонтов электрооборудования и увеличения срока службы подстанции в результате замены морально устаревшего оборудования современным;

- усовершенствования системы учета параметров электроэнергии.

На данный момент оборудование подстанции устарело морально и физически. Постоянно возрастает частота отказов силового оборудования и устройств релейной защиты и автоматики. Все это отрицательно сказывается на надежности электроснабжения потребителей.

С момента ввода подстанции её нагрузки могли значительно измениться относительно расчетных. Это может привести к значительным потерям электроэнергии при ее передаче и преобразовании. В проекте предполагается провести проверочный расчет загрузки силовых трансформаторов подстанции ТРДЦН-63000/110 с последующей их заменой.

Установленные на подстанции маломасляные выключатели МГГ и ВМПЭ требуют больших объемов обслуживания и обладают меньшей надежностью, чем современные вакуумные и элегазовые выключатели. На их ремонты и межремонтное обслуживание оборудования расходуются значительные средства. По имеющимся данным расчета токов короткого замыкания ясно, что режим изолированной нейтрали для сети 10 кВ недопустим по причине больших токов замыкания на землю. Чтобы свести к минимуму последствия короткого замыкания на землю, успешно применяется метод компенсации тока замыкания на землю. Это означает, что нейтраль системы заземляется через реактор с высоким полным сопротивлением, так называемую дугогасящую катушку, которая настраивается в соответствии с емкостным сопротивлением сети относительно земли. Поэтому необходимо установить в КРУ-10 кВ дугогасящие реакторы.

В настоящий момент в КРУ-10 кВ ГПП-9 ограничителей перенапряжения не установлено, что может быть причиной возможного повреждения изоляции. В нуле силовых трансформаторов ГПП-9 для их защиты при работе в неполнофазном режиме установлены последовательно вентильные разрядники РВС-35 и РВС-15.

Поэтому для более эффективной защиты изоляции нейтрали силовых трансформаторов и отходящих кабельных линий ГПП-9 от перенапряжений необходимо установить ОПН (ограничители перенапряжения), которые имеют более стабильные характеристики, высокую надежность и способность рассеивать большие токи. Мировая практика показывает, что наибольшее распространение получает электрооборудование с изоляцией, не содержащей жидкостей (масла, совтола и т.п.).

Как правило, это избавляет от проблем связанных с течью изоляционных жидкостей (в трансформаторах, маслонаполненных кабелях, выключателях) и высушиванием изоляции кабелей с бумажной пропитанной изоляцией. Модернизация ГПП-9 предполагает замену маслонаполненных кабелей 110 кВ и кабелей с бумажной пропитанной изоляцией 10 кВ на кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, трансформаторов собственных нужд ТМФ-250 с масляной изоляцией на сухие, а также маломасляных выключателей вакуумными и элегазовыми.

Установленные на подстанции устройства релейной защиты и телемеханики на данный момент морально и физически устарели. В сравнении с современными цифровыми устройствами они недостаточно надежны (высока частота отказов механической части электромеханических реле) и обладают меньшим набором функций. На подстанции предполагается установка цифровых устройств защиты и телемеханики, которые являются малообслуживаемыми и более надежными в связи с отсутствием подвижных механических частей.

Характеристика потребителей

Главная понизительная подстанция ГПП-9 питает потребителей как первой, так и второй категории. К потребителям первой категории относятся: доменный цех №1, кислородное и коксохимическое производства, паровоздуходувная станция ТЭЦ НЛМК. Это электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение основного дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. К потребителям второй категории относятся фасонолитейный цех и цех водоснабжения, нарушение электроснабжения которых связано только с массовым недоотпуском продукции, простоем людей, механизмов и промышленного транспорта.

Всю нагрузку подстанции по характеру нагрузки можно отнести к спокойной, за исключением электросталеплавильных печей фасонолитейного цеха, которые являются резкопеременной нагрузкой.

Питание всех потребителей подстанции осуществляется от двух независимых источников (подстанции «Новая» и «Северная»), что удовлетворяет требованию надежности электроснабжения потребителей I категории, резервное питание секций с потребителями первой категории вводится автоматически.

В районе расположения подстанции в ближайшем будущем не предполагается введения новых мощностей, ведущих за собой увеличение мощности трансформаторов подстанции, или же наоборот, сокращения существующих мощностей. Таким образом, графики нагрузок можно принимать к расчетам с незначительной поправкой на возможный рост энергопотребления.

1. Описание схемы электроснабжения

1.1 Основные требования к схемам электроснабжения

Проектирование нового строительства и реконструкции производится на базе широкого применения типовых проектов с использованием различных конструкций комплектных трансформаторных подстанции (КТП) и комплектных распределительных устройств (КРУ) заводского изготовления. Применение некомплектного оборудования должно быть обосновано.

При текущем и перспективном проектировании схем электроснабжения должны быть удовлетворены следующие требования:

- максимальное использование существующих сетей 10-110 кВ с необходимым расширением и реконструкцией существующих подстанций и линий;

- обеспечение электроснабжения с учетом категорий потребителей по надежности;

- обеспечение требуемого качества электроэнергии;

- гибкость схем, т. е. их приспосабливаемость к различным режимам передачи и распределения мощности при изменении нагрузок потребителей, включая послеаварийные режимы работы сети;

- возможность последующего развития электрических сетей без больших изменений.

При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы [1, с.45]:

- значение и роль подстанции для энергосистемы. Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль подстанции определяет её схему;

- положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжение прилегающих сетей. Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, ответвительными; схемы таких подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов одинаковой мощности.

Схемы распределительных устройств 10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питания по одиночным или параллельным линиям, наличия резервных вводов у потребителей и т.п.;

- категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Все электроприемники с точки зрения надежности электроснабжения разделяют на три категории.

- перспектива расширения и промежуточные этапы развития подстанции и прилегающего участка сети. Схема и компоновка распределительного устройства должны выбираться с учетом возможного увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы.

Развитие схемы распределительного устройства подстанции не должно сопровождаться коренными переделками. Это возможно лишь в том случае, когда при выборе схемы учитываются перспективы её развития.

При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов короткого замыкания. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

- надежность электроснабжения потребителей;

- приспособленность к проведению ремонтных работ;

- оперативная гибкость электрической схемы;

- экономическая целесообразность.

Надежность - свойство электроустановки, участка электрической сети обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества. Повреждение оборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение. Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей, получающих питание от данной электроустановки.

Надежность можно оценить частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей.

Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключений потребителей для ремонтов оборудования.

Оперативная гибкость электрической схемы определяется её приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.

Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а ещё лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется.

Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.

Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки - капиталовложения, её эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения.

1.2 Описание схемы внешнего электроснабжения

ГПП-9 служит для приема электроэнергии, снижения уровня напряжения со 110кВ до 10кВ и распределения ее потребителям на напряжении 10кВ.

Подстанция ГПП-9 получает питание по радиальной схеме от распределительной подстанции РП-1 110 кВ и является тупиковой подстанцией. Электроэнергия подается на каждый трансформатор по кабельной линии 110 кВ. Используются одножильные маслонаполненные кабели МНАШв сечением 150 мм² с допустимым током нагрузки 380 А. Кабельные линии 110 кВ подключены к различным системам шин подстанции РП-1 110 кВ. Системы шин РП-1 110 кВ получают питание от двух независимых источников (подстанции «Новая» и «Северная»), что удовлетворяет требованию надежности электроснабжения потребителей I категории.

Питание трансформаторов 1Т, 2Т, 3Т 63 МВА ГПП-9 выполнено по блочной схеме «кабельная линия - трансформатор» с установкой в ЗРУ-110 кВ линейного разъединителя РЛНД-2-110-1000. На стороне ГПП-9 на напряжении 110 кВ автоматических выключателей не установлено. Передача отключающего импульса от защит трансформаторов на отключение выключателя головного участка на РП-1 осуществляется по двум независимым каналам связи. Связи между трансформаторами по высокому напряжению отсутствуют. На ОРУ-110 кВ установлено три двухобмоточных понижающих трансформатора типа ТРДЦН-63000/110 с расщепленной обмоткой напряжением 110/10/10 кВ и устройством РПН. Трансформатор Т1 подключен к ячейке 14 РП-1, Т2 - к ячейке 19, Т3 - к ячейке 27. Нейтраль обмотки ВН трансформаторов защищена от перенапряжений с помощью вентильных разрядников РВС-35, РВС-15, РВС-20 и трансформаторов напряжения НКФ-110. Кроме того, для заземления нейтрали установлен однофазный заземлитель наружной установки ЗОН-110У. В нормальном режиме трансформаторы работают с изолированной нейтралью (ЗОН-1, ЗОН-2 и ЗОН-3 отключены).

1.3 Описание схемы внутреннего электроснабжения

Схемы электроснабжения, обеспечивающие питание предприятия на его территории, ввиду большой разветвленности, большого количества аппаратов должны обладать в значительно большей степени, чем схемы внешнего электроснабжения, дешевизной и надежностью одновременно.

На низшем напряжении подстанции применяется одиночная секционированная система шин с раздельной работой секций и трансформаторов. Схема с одной системой шин позволяет использовать комплектные распределительные устройства, что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и уменьшать время сооружения электроустановки. Для глубокого ограничения токов к.з. применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой, а также групповые и индивидуальные реакторы на подсекциях и отходящих фидерах. На подстанциях секционные реакторы малоэффективны и поэтому не применяются.

Электроснабжение потребителей подстанции осуществляется по радиальной схеме, в которой электрическая энергия от подстанции передается прямо к цеховой подстанции, без ответвлений на пути для питания других потребителей. Такая схема обладает большим количеством отключающей аппаратуры и имеет значительное число питающих линий. Схемы радиального питания находят наибольшее применение для питания достаточно мощных потребителей. [2, с. 169]

Все трансформаторы в нормальном режиме работают раздельно, каждый на свои секции шин 10 кВ. К шинам секции трансформаторы подключаются через масляные выключатели МГГ-10-5000/1000Т, кроме первой секции трансформатора Т1, на которой установлен вводной выключатель ВМПЭ-10-1500-29Т. Секционные выключатели МГГ-10-5000/1000Т в нормальном режиме отключены, их схемы собраны, ключи АВР стоят в положении «Автоматический». К потребителям от секций КРУ-10 кВ отходят кабели с бумажной пропитанной изоляцией типа ААШВ и ААБГ. На них установлены масляные выключатели ВМПЭ-10-1500-29Т, кроме ячейки 51, на которой установлен вакуумный выключатель VD4-10-31,5/630 фирмы ABB.

Схемы с секционными выключателями предназначаются для электроснабжения потребителей первой категории, но часто используются для питания потребителей второй категории.

Индивидуальные реакторы РБ-КРУ-ТВ-11,5-1250-10 установлены для следующих потребителей: ГПП-1, паровоздуходувная станция ТЭЦ, РП-11, компрессоры К-1500 №2, №4. Для остальных потребителей установлены групповые реакторы. В КРУ-10 кВ также установлены разъединители РВК-10Т-1500.

По двум кабельным линиям, подключенным к разным секциям, получают питание следующие потребители: подстанции 1»Н», 4»Р», 12, 48, 49, РУ-10 кВ «Сигран», ЦРП-3 коксохимического производства, РП-11 Горэлектросетей.

На подстанции установлены трансформаторы тока типа ТВТ-110-600/5, ТШЛ 10-3000/5, ТПОЛ 10-1500/5, ТПШЛ 10-2000/5, ТПЛ 10-1000/5, ТПЛ 10-300/5 и трансформаторы напряжения типа НКФ-110 и ЗНОЛТ - 10.

Однолинейная и принципиальная схемы ГПП-9 представлены на рис. 1.1 и рис. 1.2.

1.4 Обоснование уровней напряжения

Комплекс главных вопросов при проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рациональных напряжений для схемы, т.к. их значениями определяются параметры линии электропередачи и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Выбор напряжений питающих и распределительных сетей зависит от мощности, потребляемой предприятием, его удаленностью от источника питания, количества и единичной мощности электроприемников (электродвигатели, электропечи, преобразователи и др.)

Напряжения 110 и 220 кВ используются для питания крупных и средних предприятий и для распределения электроэнергии на первой ступени электроснабжения крупных предприятий при помощи глубоких вводов, благодаря этому достигается уменьшение ступеней промежуточной трансформации и коммутации.

Напряжение 110 кВ целесообразно применять при потреблении мощности 10-150 МВА, что соответствует расчетной нагрузке ГПП-9. Подстанция получает питание от I и III секций распределительной подстанции РП-1. Данные секции получают питание от подстанций «Северная» и «Новая», что удовлетворяет требованию независимости источников питания для подстанции первой категории. Подстанции «Северная» и «Новая» располагают достаточной мощностью для питания ГПП-9.

В распределительных сетях среднего напряжения основными напряжениями являются 10 и 6 кВ. Данные напряжения применяются на второй и последующих ступенях распределительных сетей крупных предприятий. На выбор напряжения 10 или 6 кВ наиболее существенное влияние оказывают количество, мощность, номинальное напряжение и другие параметры электродвигателей, подключенных к распределительной сети.

Все электродвигатели компрессоров, питающиеся непосредственно от секций подстанции, имеют номинальное напряжение 10 кВ. С экономической точки зрения напряжение 10 кВ является предпочтительным, т.к. при этом уменьшается сечение проводников, уменьшаются потери энергии в проводниках. Кроме того, стоимость кабелей на напряжение 10 кВ и трансформаторов с высшим напряжением 10 кВ меньше, чем аналогичных на напряжение 6 кВ. Так как наиболее перспективным считается напряжение 10 кВ, с достаточной долей вероятности можно исключить замену этих двигателей и установку новых на напряжение 6 кВ.

Таким образом, на ГПП-9 используется один класс напряжения на низшей стороне. Использование напряжения 10 кВ определяется отсутствием технологического оборудования рассчитанного на другие классы напряжения.

1.5 Требования к конструкции и компоновке основного электрооборудования

В состав оборудования ГПП-9 входят:

- открытое распределительное устройство 110кВ (ОРУ-110кВ), на котором установлены три силовых двухобмоточных трансформатора;

- закрытое распределительное устройство 110 кВ (ЗРУ-110 кВ) с тремя разъединителями;

- закрытое комплектное распределительное устройство 10кВ (КРУ-10кВ), с шестью секциями шин, с токоограничивающими групповыми реакторами, с масляными выключателями, разъединителями, трансформаторами тока и напряжения;

- главный щит управления (ГЩУ), в котором находятся панели управления, релейной защиты и автоматики, сигнализации;

- токоограничивающие реакторы и разъединители 10 кВ;

- два трансформатора собственных нужд;

- щит собственных нужд - 0,4кВ;

- щит постоянного тока;

- аккумуляторная батарея;

- кабельный подвал;

- вентиляционные системы;

- насосная станция пожаротушения.

В соответствии с [2, гл.4] к компоновке электрооборудования предъявляются следующие общие требования:

· Помещение распределительного устройства (РУ) предприятия, примыкающее к помещениям, принадлежащим сторонним организациям и имеющим оборудование, находящееся под напряжением, должно быть изолировано от них и должно иметь отдельный запирающийся выход. В помещениях РУ окна должны быть всегда закрыты, а проёмы в перегородках между аппаратами, содержащими масло, заделаны. Все отверстия в местах прохождения кабелей уплотняются. Для предотвращения попадания животных и птиц все отверстия и проёмы в наружных стенах помещений заделываются или закрываются сетками.

· Токоведущие части пускорегулирующих аппаратов и аппаратов защиты должны быть ограждены от случайных прикосновений. Электрооборудование РУ всех видов и напряжений должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках. Кабельные каналы и наземные кабельные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, лотков, с этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены огнеупорным материалом. Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства обеспечивать беспрепятственный отвод воды. Маслоприёмники, гравийная подсыпка, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температурах окружающего воздуха.

· Выключатели и их приводы должны иметь указатели отключённого и включённого положений. Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и другого оборудования, отделённого аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключённого и включённого положений. В РУ должны находится переносные заземления, защитные противопожарные и вспомогательные средства (песок, огнетушители), противогазы, респираторы и средства для оказания доврачебной помощи пострадавшим от несчастных случаев. При эксплуатации силовых трансформаторов должна обеспечиваться их надёжная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находится в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент. Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоёв масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров, которыми оснащаются герметичные трансформаторы с совтоловым или масляным наполнением. При повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5 кгс/см²) нагрузка трансформатора должна быть снижена.

· Гравийная засыпка маслосборников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистоте. При значительном загрязнении она должна бать заменена или промыта. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений (газовые, дифференциальная) трансформатор (реактор) можно включить в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений). В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок после его наружного осмотра. Аварийный вывод трансформатора из работы необходим при: сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора; ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нормальных нагрузке и работе устройств охлаждения; выбросе масла из расширителя и разрыве диафрагмы выхлопной трубы; течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла. Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.

2. Расчет электрических нагрузок подстанции

Расчетные нагрузки являются одним из основных исходных параметров при проектировании электрических систем, сетей и установок. Определение нагрузок необходимо для выбора числа и мощности агрегатов на электрических станциях; числа и мощности трансформаторов на подстанциях; напряжений; сечений проводов и количества цепей линий электропередач; расчета потерь мощности и электроэнергии; расчета отклонений напряжения в электрических сетях и выбора средств регулирования напряжения и т.д. Под расчетной (максимальной) нагрузкой понимается наибольшая средняя за 30 минут нагрузка, ожидаемая в конце расчетного срока развития сети или установки. Расчетный срок может приниматься в пределах 5-20 лет. Кроме величины расчетной нагрузки, при проектировании важно знать график нагрузки, т.е. характер изменения нагрузки во времени. Наиболее часто в практике проектирования используются суточный график нагрузки, годовой график нагрузки по продолжительности и годовой график месячных максимальных нагрузок. Суточный график нагрузки подстанции представлен на рисунке 2.1, 2.2.

Рис. 2.1. Суточный график нагрузки ГПП-9

Средние активные нагрузки рассчитываем по следующим формулам

где - средняя активная мощность, кВт;

- активная мощность на промежутке времени , кВт;

?T_i - промежуток времени, за который берется данная мощность, ч;

T - общий период наблюдения, ч;

- средняя реактивная мощность, кВАр;

- реактивная мощность на промежутке времени , кВАр;

- средняя полная мощность, кВА.

Расчетная нагрузка определяется по формулам

где - расчетная активная мощность, кВт;

- коэффициент формы, принятый согласно [3];

- расчетная реактивная мощность, кВАр;

- расчетная полная мощность, кВА;

- расчетный ток, А.

Результаты расчётов сведём в таблицу 2.1.

Таблица 2.1. Результаты расчёта нагрузок ГПП-9

Рис. 2.2. Суточный график нагрузки ГПП-9

Максимальная нагрузка подстанции составляет 60923 кВА.

Расчетная нагрузка определится по формуле [4, с.135]:

S_расч = 1,1 · S_макс = 1,1 · 60923 = 67015 кВА, (2.8)

где 1,1 - коэффициент, учитывающий возможный рост потребления электроэнергии.

3. Выбор силового оборудования

3.1 Выбор силовых трансформаторов

Правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций промышленных предприятий имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения этих предприятий.

На низшем напряжении подстанции ГПП-9 применяются 2 одиночные секционированные системы шин (6 секций) с раздельной работой секций и трансформаторов (каждый трансформатор питает по 2 секции).

Трансформаторы, работающие с 1969 года, давно выработали нормативный срок службы (25 лет) и нуждаются в замене, так как увеличивается вероятность отказов, снижается надежность их работы, также увеличиваются затраты на проведение ремонтных работ.

Большое удешевление подстанций 35 кВ и выше типа ГПП достигается путем отказа от установки выключателей на стороне высшего напряжения. За исключением особых случаев все тупиковые подстанции можно проектировать без установки выключателей на стороне высшего напряжения (по схеме блока линия-трансформатор) с установкой короткозамыкателей на конце питающей линии.

Двухтрансформаторные подстанции экономически обычно более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов. Все остальные решения (подстанции с тремя и большим числом трансформаторов) являются обычно более дорогими. Подстанции с количеством трансформаторов более двух применяются, когда нельзя обеспечить надежное питание всех разнообразных потребителей с учетом особенностей их режима работы.

При проектировании подстанций необходимо учитывать требование резервирования, исходя из следующих основных положений. Потребители первой категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии; при этом может быть обеспечено резервирование питания и всех других потребителей. При питании потребителей первой категории от одной подстанции для обеспечения надежности питания необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин; при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана так, чтобы при выходе из строя одного из них остальные (с учетом допустимой перегрузки) обеспечивали питание всех потребителей первой и второй категории, и основную третьей категории.

Требование резервирования нарушается для двухтрансформаторных подстанций в случае вывода в ремонт одного из трансформаторов. Тогда при отказе оставшегося трансформатора потребители, в том числе и первой категории, будут обесточены.

В целях наиболее экономичного обеспечения требований норм, регламентирующих качество электроэнергии, все трансформаторы 35 кВ и выше должны предусматриваться со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) на одном напряжении (ВН или СН) [1, с. 26].

Исходя из приведенных выше соображений, для ГПП-9 было принято решение о строительстве подстанции с тремя трансформаторами. Для того чтобы запитать от них 6 секций шин кру 10 кВ, необходимо принять к установке двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Для всех предприятий выбор мощности трансформаторов производится исходя из полной нагрузки, то есть по графикам нагрузки в наиболее загруженную смену определяют максимум нагрузки. Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия, чтобы при выходе одного трансформатора в ремонт, оставшиеся работали с перегрузкой в 40%:



где S_max = S_расч = 67015- наибольшая нагрузка подстанции, кВА,

n_т = 3 - количество трансформаторов на подстанции.

кВА.

Рассчитанная мощность меньше мощности трансформаторов, установленных в данный момент на ГПП-9, и может быть рассмотрен вариант установки трех трансформаторов меньшей мощности. Но ввиду того, что на ОАО «НЛМК» установлено более 80% трансформаторов мощностью 63 МВА, и учитывая низкий коэффициент загрузки абсолютного большинства трансформаторов понизительных подстанций НЛМК, учитывая облегчение замены и уменьшение складского резерва целесообразно выбрать трансформатор мощностью 63000 кВА.

Кроме того, замена трансформаторов 63 МВА на трансформаторы меньшей мощности невозможна по той причине, что подстанция питает три компрессора кислородного производства мощностью 10 и 9 МВт, а данная мощность обеспечивает необходимую устойчивость узла нагрузок при их пуске. Следует также учитывать возможность развития подстанции и подключения дополнительных нагрузок без необходимости замены трансформаторов; более экономичным может оказаться изначальное завышение типовой мощности трансформатора по сравнению с необходимостью его замены при подключении дополнительных нагрузок. Пониженная загрузка трансформатора в номинальном режиме увеличивает срок его службы, что также делает целесообразным завышение мощности.

Для ГПП-9 были выбраны 3 трансформатора типа ТРДЦН, мощностью 63000 МВА, трехфазные, с расщепленной обмоткой низшего напряжения, принудительной циркуляцией масла и воздуха и с устройством регулирования напряжения под нагрузкой.

Коэффициент загрузки трансформатора:

где S_max = 67015- наибольшая нагрузка подстанции, кВА,

S_Т = 63000 -номинальная мощность трансформатора, кВА.

Основные параметры силовых трансформаторов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Основные параметры трансформатора ТРДЦН-63000/110-75У1

Параметр	Значение
Номинальная мощность Sном.т, МВА	63
Номинальное напряжение обмотки ВН Uном.ВН, кВ	115
Номинальное напряжение обмотки НН Uном.НН, кВ	10,5
Номинальный ток на стороне ВН Iт.ВН, А	316
Номинальный ток на стороне НН Iт.НН, А	1730
Напряжение короткого замыкания между обмотками Uк, %	10,5
Диапазон регулирования напряжения ?U, %	16
Потери короткого замыкания ?Pк, кВт	245

Достоинствами трансформаторов с расщепленной обмоткой являются:

1) легче обеспечивать взаиморезервирование и деление нагрузок на резкопеременные и спокойные;

2) они рекомендованы к созданию промышленной серии, обладают повышенной динамической стойкостью и стойки к условиям загрязненной среды;

3) способствуют увеличению числа секций, так как в металлургии ГПП устанавливаются в местах концентрированных нагрузок;

4) ограничивают токи КЗ, так как обладают повышенной реактивным и активным сопротивлениями

3.2 Выбор реакторов

Выбор реактора производится по условиям длительной работы, т.е. по номинальному напряжению U_н, номинальному току I_н и величине индуктивного сопротивления х_р, %, необходимого для желаемой степени ограничения тока к.з. Выбранный реактор следует проверить на термическую и электродинамическую устойчивость при к.з.

Номинальный ток реактора определяется по условиям форсированного режима его цепи, т.е. по максимально возможному длительному току нагрузки при наиболее неблагоприятных эксплуатационных режимах. Например, при перегрузке за счет резервирования по сети низшего напряжения. При выборе индуктивного сопротивления реактора следует исходить из условия экономически целесообразного ограничения тока к.з. Необходимая степень ограничения тока к.з. при повреждении за реактором определяется параметрами отключающих аппаратов в распределительном устройстве подстанции и сечением кабелей, термическая устойчивость которых должна быть обеспечена при установке реактора. [5, с. 135]

Рассмотрим выбор группового реактора для присоединений «К-1500 №7 10000 кВт (яч.102)» и «КХП КЦ-2 (яч.104)». Суммарный допустимый ток для этих присоединений равен 865 А. Выбираем реактор серии РБ на номинальное напряжение 10 кВ и ток 1000 А.



Рис. 3.1. Схема, поясняющая выбор реактора

Схема с реактором для ограничения тока короткого замыкания приведена на рисунке 3.1. После того как выбраны напряжение и номинальный ток реактора, следует определить его индуктивное сопротивление. Это сопротивление при заданном типе выключателя за реактором, выбирают, исходя из условия, что при к.з. за реактором сверхпереходный ток не должен превосходить номинального тока отключения выключателя. При этом требуемое сопротивление до точки К-2 в относительных единицах х_У при базисном токе I_б будет определяться выражением:

где I_б - базисный ток, кА,

S_б - базисная мощность короткого замыкания, МВА,

U_б - базисное напряжение, кВ,

I_н.о. - номинальный ток отключения выключателя, кА,

Х_с - относительное результирующее сопротивление системы до реактора, приведенное к базисным условиям. Искомое сопротивление реактора в процентах при его номинальном токе I_н.а и напряжении U_н.а определяется из выражения

где U_н.у = 10,5 кВ - среднее номинальное напряжение ступени, где выбирается реактор;

I_б = 5500 А - базисный ток на этой ступени напряжения.

Выбираем реактор РБ 10-1000-0,56, имеющий ток динамической устойчивости 24 кА, ток термической устойчивости - 24 кА. После выбора реактора необходимо определить потери напряжения в нормальном режиме:

где х_р = 9,7 % -индуктивное сопротивление реактора;

Так как потери напряжения в длительном режиме не превышают 5% реактор удовлетворяет всем требованиям нормативной документации и принимается для дальнейших расчетов.

Таблица 3.2. Технические характеристики реактора РБ-10-1000-0,56

Параметр	Значение
Тип реактора	РБ-10-1000-0,56
Номинальное напряжение, кВ	10,5
Номинальный ток, А	1000
Номинальное индуктивное сопротивление одной фазы, Ом	0,56
Ток динамической стойкости, кА	24
Номинальные потери на фазу, кВт	7,8
Ток термической стойкости, кА	24

Для остальных присоединений, аналогично, выбираем токоограничивающие реакторы серии РБ и сводим результаты в таблицу 3.3.

Таблица 3.3. Принятые к установке токоограничивающие реакторы на ГПП-9

Присоединения	Номер ячейки	Допустимый ток, А	Номинальное напряжение, кВ	Тип реактора
РУ-10 кВ «Сигран» яч.24; П/ст-12 яч.17;18	15, 16	742	10,5	РБ-10-1000-0,56
П/ст-4 «Р» яч.5 П/ст-4 «С» яч.51	20	1050	10,5	РБ-10-1600-0,35
П/ст-49 яч.14;16; ЦРП-3 КХП яч.21;23	27, 28	1500	10,5	РБ-10-1600-0,35
ГПП-1 яч.11	33	870	10,5	РБ-10-1000-0,56
2ТСН 250 кВА; ЦРП-3 КХП яч.20;22; П/ст-48 яч.20	37, 38, 39	1778	10,5	РБДГ-10-2500-0,35
К-1500 №2 9000 кВт	46	630	10,5	РБ-10-1000-0,56
РП-11 ГЭС яч.9; П/ст-3 яч.42	49, 50	865	10,5	РБ-10-1000-0,56
РУ-10 кВ «Сигран»; П/ст-49 яч.13;15	4, 5	832	10,5	РБ-10-1000-0,56
П/ст-2 яч.13; П/ст-1 «Н» яч.1	108, 109	940	10,5	РБ-10-1000-0,56
К-1500 №7 10000 кВт; КЦ-2 КТ-7 тр-р 630 кВА	102, 104	865	10,5	РБ-10-1000-0,56
РП-11 ГЭС яч.14	96	235	10,5	РБ-10-1000-0,56
П/ст-48 яч.13; П/ст-11 яч.6;8 П/ст-10 яч.11; П/ст-12 яч.7;8	91, 92, 93	1483	10,5	РБ-10-1600-0,35
К-1500 №4 9000 кВт	84	630	10,5	РБ-10-1000-0,56
1ТСН 250 кВА; П/ст-16 яч.11; РП-20 Газооч. ККЦ-1 яч.60	79, 80, 81	1340	10,5	РБ-10-1600-0,35
ПС-1 КХП яч.19; П/ст-1 «Н» яч.55;56	74, 76	900	10,5	РБ-10-1000-0,56
ТЭЦ ПВС ЭВД №9	67	630	10,5	РБ-10-1000-0,56
П/ст-4 «Р» яч.16 П/ст-4 «С» яч.52	63	1175	10,5	РБ-10-1600-0,35

3.3 Расчет и выбор токоведущих элементов

Согласно [2, п.1.3.25] кабели выбирают по номинальному напряжению, экономической плотности тока. При выборе сечения кабелей по экономической плотности тока исходят из нормального режима.

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена обладают рядом преимуществ перед кабелями с бумажной пропитанной изоляцией и маслонаполненными кабелями:

- повышенная рабочая температура, что позволяет увеличить пропускную способность;

- повышенная стойкость при работе в условиях перегрузок и коротких замыканий;

- возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней;

- не содержат масла, битума, свинца, что упрощает монтаж, эксплуатацию и устраняет экологически неблагоприятные факторы;

- более надежны в эксплуатации и требуют меньших расходов на реконструкцию и содержание кабельных линий;

- меньший вес и допустимый радиус изгиба;

- возможность изготовления кабелей большой строительной длины.

3.3.1 Выбор кабеля 110 кВ

Выберем и рассчитаем кабели, питающие трансформаторы ТРДЦН-63000/110 подстанции ГПП-9.

Экономически целесообразное сечение S, мм², определяется из соотношения:

где I -- расчетный ток для данного вида нагрузки, А;

j_эк -- нормированное значение экономической плотности тока, А/мм².

Для заданных условий работы нормированное значение экономической плотности тока принимаем в соответствии с [2, табл. 1.3.36]. Принимаем j_эк = 1,6 А/мм².

В качестве расчетного тока примем номинальный ток нагрузки для трансформатора на стороне 110 кВ, равный I_max = 316 А, тогда сечение будет равно:

Выбираем одножильные кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена АпвВнг 2(1х185/95-110) производства фирмы «АББ Москабель» [6], предназначенный для прокладки в кабельных сооружениях, производственных помещениях и в сухих грунтах, с поливинилхлоридной оболочкой, не поддерживающей горение. Его характеристики сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4. Технические характеристики СПЭ-кабелей на 110 кВ

Номинальное напряжение, кВ	110
Максимальное напряжение, кВ	123
Сечение жилы, мм2	185
Диаметр жилы, мм	15,9
Сечение экрана, мм2	95
Диаметр по изоляции, мм	49,4
Наружный диаметр кабеля, мм	60
Емкость, мкФ/км	0,13
Зарядный ток на фазу, А/км	2,7
Индуктивность, мГ/км	0,45
Сопротивление постоянному току, Ом/км	0,164
Минимальный радиус изгиба, см	96
Ток термической устойчивости (1с), кА	17,5

3.3.2 Выбор кабеля 10кВ

Силовые кабели с бумажно-пропитанной изоляцией имеют достаточно высокие и стабильные электрические характеристики, но, тем не менее, кабели с данным видом изоляции имеют ряд существенных недостатков. Это - сложный и малопроизводительный процесс изготовления, ограничения при вертикальных прокладках из-за стекания пропиточного состава. Металлическая оболочка (обязательный элемент конструкции, так как пропитанная бумага невлагостойкая) значительно удорожает и утяжеляет конструкцию кабеля.

При прокладке кабелей с бумажной пропитанной изоляцией по крутонаклонным трассам происходит стекание пропиточного состава и усиление процессов ионизации, приводящих к пробою.

Данные проблемы возможно решить при использовании кабелей с сшитой полиэтиленовой изоляцией.

Выберем и рассчитаем кабель, отходящей от яч. 102, к компрессору К-1500 №7 10000 кВт. Максимальный расчетный ток на этой линии равен 630А.

Экономически целесообразное сечение:

По [6] выбираем кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена АПвВнг 3(3х150/25-10) производства фирмы «АББ Москабель», его характеристики сведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5. Технические характеристики СПЭ-кабелей на 10 кВ

Номинальное напряжение, кВ	10
Максимальное напряжение, кВ	12
Сечение жилы, мм2	150
Диаметр внешний, мм	33,5
Толщина изоляции, мм	3,4
Толщина оболочки, мм	2,5
Сечение экрана, мм2	25
Максимальное сопротивление постоянному току при 20?С rуд, Ом/км	0,2060
Емкость, мкФ/км	0,336
Индуктивное сопротивление, Ом/км	0,103
Максимальный ток КЗ по жиле в течение 1 с, кА	14,2

Для остальных присоединений, аналогично, выбираем кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена производства фирмы «АББ Москабель», и сводим результаты в таблицу 3.6.

Таблица 3.6. Принятые к прокладке СПЭ-кабели 10 кВ на ГПП-9

Секция	Присоединение	Ячейка	Кабель	Iн, А	rуд, Ом/км
			Тип	n	l, км
I-1	ФЛЦ, печь 1	9	АПвЭоВнг-10-3?185	2	0,48	408	0,164
	ФЛЦ, печь 2	12	АПвЭоВнг-10-3?185	2	0,48	408	0,164
I-2	РУ-10 кВ «Сигран», яч.3	4	АПвЭоГП-10-3?150	2	2,3	272	0,206
	п/ст. 49, яч. 13, 15	5	АПвЭоВнг-10-3?150	3	0,48	560	0,206
	КС №1, К-1500 №7 10000 кВт, яч. 5	102	АПвЭоВнг-10-3?150	3	0,85	630	0,206
	КЦ-2 КТ-7 тр-р 630 кВА	104	АПвЭоГП-10-3?150	1	1,8	235	0,206
	п/ст. 2, яч. 13	108	АПвЭоВнг-10-3?150	3	1,79	470	0,206
	п/ст. 1»Н», яч.1	109	АПвЭоВнг-10-3?185	2	0,98	470	0,164
II-1	РУ-10 кВ «Сигран», яч.2	15	АПвЭоГП-10-3?150	2	2,3	272	0,206
	п/ст. 12, яч. 17	16	АПвЭоБГ-10-3?185	2	0,75	470	0,164

Таблица.

	п/ст. 4»Р», яч.5, п/ст. 4»С», яч.51	20	АПвЭоВнг-10-3?150	5	0,7	1050	0,206
	п/ст. 49, яч. 14, 16	27	АПвЭоВнг-10-3?150	3	0,48	560	0,206
	ЦРП-3 КХП, яч. 21,23	28	АПвЭоБГ-10-3?185	4	2,28	940	0,164
	ГПП-1, яч. 11	33	АПвЭоБГ-10-3?185	4	1,59	870	0,164
II-2	п/ст. 16, яч. 11	80	АПвЭоВнг-10-3?150	3	2,82	630	0,206
	РП-20 ККЦ-1	81	АПвЭоБГ-10-3?150	3	1,3	555	0,206
	СД №3 9000 кВт К-1500 №4, яч. 3	84	АПвЭоВнг-10-3?150	3	0,82	630	0,206
	п/ст. 48, яч. 13	91	АПвЭоБГ-10-3?150	3	0,57	683	0,206
	п/ст. 11, яч. 6	92	АПвЭоБГ-10-3?185	2	1,09	330	0,164
	п/ст. 12, яч. 7, 8	93	АПвЭоВнг-10-3?185	2	0,75	470	0,164
	РП-11 ГЭС, яч. 12	96	АПвЭоВнг-10-3?185	2	1,5	235	0,164
III-1	п/ст. 4»Р», яч.5, п/ст. 4»С», яч.51	63	АПвЭоВнг-10-3?150	5	0,7	1175	0,206
	ПВС ТЭЦ	67	АПвЭоВнг-10-3?150	3	1,8	630	0,206
	ЦРП-1 КХП, яч. 17	74	АПвЭоВнг-10-3?150	2	1,87	430	0,206
	п/ст. 1»Н», яч. 56	76	АПвЭоВнг-10-3?185	2	1,02	470	0,164
III-2	ЦРП-3 КХП, яч. 20, 22	38	АПвЭоБГ-10-3?185	4	2,28	940	0,164
	п/ст. 48, яч. 20	39	АПвЭоБГ-10-3?185	3	0,5	683	0,164
	СД №52 9000 кВт К-1500 №2, яч. 11	46	АПвЭоВнг-10-3?150	3	0,83	630	0,206
	РП-11 ГЭС, яч. 8	49	АПвЭоВнг-10-3?185	2	1,5	235	0,164
	п/ст. 3, яч. 42	50	АПвЭоВнг-10-3?150	3	1,73	630	0,206
	РП МЦМО, КТП-67 «а»	51	АПвЭоВнг-10-3?95	1	0,3	155	0,32

3.3.3 Выбор токопровода

На подстанции существует необходимость передавать электроэнергию на напряжении 10 кВ от трансформаторов, расположенных на открытом распредустройстве, к комплектному распределительному устройству. Номинальный ток трансформатора на стороне 10 кВ составляет 1730 А, а с учетом допустимой перегрузки 40% - 2420 А.

В данном случае наиболее целесообразно применение закрытых комплектных токопроводов, предназначенных для передачи большой мощности низким напряжением. В сравнении с открытыми шинами они обладают следующими преимуществами:

- токопроводы изготавливаются закрытыми с перегородками между фазами, что исключает возможность междуфазных коротких замыканий от попаданий на шины посторонних предметов;

- токопроводы по всей трассе цельносварные;

- токопроводы электродинамически устойчивы, внешнее магнитное поле токопровода скомпенсировано;

- на шинах и кожухах-экранах обеспечена компенсация линейных изменений, вызываемых температурными перепадами;

- опорные изоляторы устойчивы к выпадению росы и инея. При необходимости узлы крепления обеспечивают возможность легкой замены изолятора без разборки экранов.

Проверке по экономической плотности тока не подлежат сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений. [2, п. 1.3.28]

Токопроводы выбирают по току допустимому (I_доп) и проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость.

Примем для подстанции ГПП-9 токопровод закрытый комплектный ТЗК-10-3150-УХЛ1 с сечением токопроводящих шин 3945 мм² производства московского завода «Электрощит» [7]. Его характеристики сведены в таблицу 3.7.

Таблица 3.7. Технические характеристики токопроводов ТЗК-10-3150-УХЛ1

Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	3150
Ток электродинамической стойкости, кА	128
Ток термической устойчивости (3с), кА	50
Сечение шины, мм2	3945
Удельные потери в проводнике на фазу при номинальном токе, Вт/м	430

При проверке шин по длительно допустимому току необходимо выполнение условия [1, с.281]:

I_доп ? I_р.м., (3.3.3.1)

При этом, в качестве рабочего максимального тока примем ток трансформатора с учетом перегрузки 40%.

3150 > 2420.

3.3.4 Выбор шин КРУ

Шины распределительных устройств изготовляют из меди, алюминия, стали. Медные шины применяют в ОРУ и ЗРУ при больших перегрузках или когда алюминиевые и стальные шины не могут быть установлены из-за наличия в окружающей среде разрушающе действующих на эти материалы примесей. В других случаях применяют менее дефицитные и дорогие алюминиевые шины. На ГПП-9 окружающая среда не содержит примесей, способных деструктивно влиять на шины, поэтому для распределительного устройства приняты алюминиевые шины коробчатого сечения.

Выбор сечения шин по экономическому сечению не допускается, поэтому выбор сечения шины производим по допустимому току [3, c. 110]. При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов. Условие выбора:

I_max ? I_доп, (3.3.4.1)

где I_доп - допустимый ток на шины выбранного сечения.

Максимальный ток, протекающий через шины КРУ, примем равным току трансформатора на стороне 10 кВ с учетом допустимой перегрузки.

I_max = 2420 А.

Выбираем комплектное распределительное устройство серии «ELTEMA» производства компании ЗАО «Электронмаш» с номинальным током сборных шин 2500 А. Параметры данных ячеек приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8. Параметры КРУ «ELTEMA»

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	6,0; 10,0
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	7,2; 12,0
Номинальный ток сборных шин, А	630; 1000; 1250; 1600; 2500; 3150
Номинальный ток главных цепей, А	630; 1000; 1250; 1600; 2500; 3150
Номинальный ток отключения выключателей, встроенных в КРУ, кА	12,5; 20; 25; 31,5; 40
Ток электродинамической стойкости (амплитуда), кА	до 102
Ток термической стойкости, кА	20; 25; 31,5; 40
Время протекания тока термической стойкости, с:	3
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В	до 220
Габаритные размеры шкафов, мм: ширина	750; 800; 1000

Таблица 3.8. Продолжение

глубина высота	1400; 1500 2100 - 2300
Масса, кг	от 480

Отличительные особенности КРУ данной серии:

- широкий диапазон номинальных параметров (номинальные токи от 630 до 3150А, токи короткого замыкания от 20 до 40кА);

- конструкция, обеспечивающая лёгкий доступ к оборудованию;

- изолированные отсеки (отсек выдвижного элемента, отсек присоединений, отсек сборных шин и вспомогательных цепей) как в пределах одного шкафа КРУ, так и относительно других шкафов;

- возможность изготовления шкафов двух- и одностороннего обслуживания;

- применение современных микропроцессорных устройств защиты и автоматики;

- корпус из высококачественной стали с антикоррозионным покрытием;

- конструкция заземляющего разъединителя делает невозможным самопроизвольное замыкание заземляющих ножей и позволяет визуально контролировать положение ножей;

- увеличенный отсек присоединений, обеспечивающий удобство подключения кабелей и проведения регламентных работ;

- системы дуговой защиты с применением концевых выключателей;

- продуманная система блокировок.

С целью обеспечения безопасности при возникновении электрической дуги шкафы КРУ с выдвижными элементами разделены металлическими перегородками на четыре отсека: отсек вспомогательных цепей, отсек выдвижного элемента, отсек сборных шин, отсек присоединений. Отсеки выдвижного элемента, присоединений и вспомогательных цепей с фасадной стороны шкафа КРУ имеют двери со специальными замками. В шкафах КРУ двухстороннего обслуживания с задней стороны шкафа имеются дополнительные двери или панели, обеспечивающие дополнительный доступ в отсек присоединений.