«реконструкция электрической части ору 110 кв и 220 кв подстанции «канаш»

метки: Линия, Выключатель, Таблица, Напряжение, Замена, Замыкание, Размер, Потребитель

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Тольяттинский государственный университет»

Институт энергетики и электротехники

Кафедра «Электроснабжение и электротехника»

13.03.02 Электроэнергетика и электротехника

(код и наименование направления подготовки, специальности)

Электроснабжение

(направленность (профиль))

БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА

на тему «Реконструкция электрической части ОРУ 110 кВ и 220 кВ подстанции «Канаш»

Студент(ка) А.В. Завьялов

(И.О. Фамилия) (личная подпись) Руководитель В.П. Тараканов

(И.О. Фамилия) (личная подпись) Консультанты

(И.О. Фамилия) (личная подпись)

(И.О. Фамилия) (личная подпись)

Допустить к защите

Заведующий кафедрой д.т.н., профессор В.В. Вахнина ________________

«____»_______________2016 г.

Тольятти 2016

Аннотация

В работе выполнена реконструкция электрической части открытых распределительных устройств (ОРУ) 110 кВ и 220 кВ подстанции 220 кВ «Канаш».

Выполнен анализ существующей электрической схемы подстанции, выполнен расчет электрических нагрузок подстанции, расчет токов короткого замыкания. Разработаны мероприятия по реконструкции ОРУ 110 кВ и 220 кВ. Выполнено технико-экономическое обоснование принятых решений по реконструкции. Также рассмотрены вопросы расчета заземляющих устройств и молниезащиты ОРУ 110 кВ и 220 кВ подстанции.

Выпускная квалификационная работа состоит из пояснительной записки объемом 57 страниц, 19 рисунков, 38 таблиц и графической части из 6 листов формата А1.

Содержание

стр. Введение 5 1 Характеристика существующей электрической схемы подстанции 6 «Канаш» 2 Расчет электрических нагрузок подстанции «Канаш» 9 3 Разработка мероприятий по реконструкции ОРУ 110 кВ и 220 кВ 12 подстанции «Канаш» 4 Замена автотрансформаторов на подстанции «Канаш» 13 4.1 Выбор автотрансформаторов с учетом категории потребителей 13 4.2 Выбор рациональной номинальной мощности 13 автотрансформаторов подстанции 5 Расчет токов короткого замыкания 20 6 Мероприятия по реконструкции ОРУ 110 кВ и 220 кВ подстанции 26 «Канаш» 6.1 Замена масляных выключателей высокого напряжения на 26 элегазовые выключатели 6.2 Замена измерительных трансформаторов тока и напряжения 39 6.3 Замена разъединителей 46 6.4 Замена разрядников на ограничители перенапряжений 50 7 Расчет заземляющих устройств ОРУ 110 кВ и 220 кВ 51 8 Молниезащита ОРУ 110 кВ и 220 кВ 54 Заключение 55 Список использованных источников 56

Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

... Экономическая часть 4.1 Расчет технико-экономических показателей подстанции 4.1.2 Мощность сети в условных единицах. 4.1.3 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей 4.1.4 Годовой полезный отпуск электроэнергии 4.1.5 Потери мощности в электрической ...

Введение

Подстанция 220/110/10 кВ «Канаш» по своему назначению является районной подстанцией и входит в состав ПАО «ФСК ЕЭС». От подстанции запитаны такие крупные предприятия г. Канаш, как ЗАО «Промтрактор вагон», ОАО «Стройтехника», ОАО «Канашский автоагрегатный завод», ОАО «Вторчермет» и другие промышленные потребители, а также городские потребители г. Канаш Республики Чувашия.

Электрическая схема подстанции (ПС) обладает высокой надежностью, обеспечиваемой обходной системой сборных шин 110 кВ, двойным секционированием по стороне 110 кВ, секционированием по стороне 220 кВ, резервным питанием по стороне 110 кВ (вплоть до потери питания по стороне 220 кВ) по линии «Канаш-3», т.е. соответствует нормам [1-3].

Необходимость реконструкции подстанции заключается в моральном и физическом устаревании оборудования [3,20]. В приводах высоковольтных выключателей У-110 и У-220, используемых на подстанции, применяется сжатый воздух, что усложняет эксплуатацию и снижает надежность электроснабжения. Сжатый воздух вырабатывается в компрессорной и подается по воздуховодам к выключателям, образуя разветвленную сеть трубопроводов. Поэтому при реконструкции необходимо предусмотреть отказ от масляных выключателей с приводом сжатого воздуха с заменой их на элегазовые [22]. Целью работы является повышение надежности электроснабжения потребителей подстанции «Канаш» 220/110/10 кВ. Исходя из поставленной цели, задачами работы являются:

• анализ существующей схемы электроснабжения и электрооборудования ОРУ 220 кВ и 110 кВ;
• разработка мероприятий по реконструкции электрической части ОРУ 110 кВ и 220 кВ;
• технико-экономическое обоснование принятых решений.

1 Характеристика существующей электрической схемы подстанции «Канаш»

Подстанция «Канаш» введена в эксплуатацию в 1968 г. и подключена к электроэнергосистеме через воздушные линии электропередачи (ВЛ) 220 кВ «Канаш-1» и «Канаш-2». Подстанция предназначена для питания потребителей промышленной зоны и городских потребителей г.Канаш республики Чувашия. Напряжение 220 кВ на ввода автотрансформаторов АТ1 и АТ2 подается по двум взаиморезервируемым линиям «Канаш-1» и «Канаш-2», что позволяет производить поочередный ремонт выключателей без отключения потребителей. Электрическая схема подстанции «Канаш» приведена на рисунке 1.1.

Подстанция «Канаш» состоит из основного электрооборудования выпуска шестидесятых годов. На подстанции установлены два автотрансформатора 1АТ и 2АТ – АТДЦТН-200000/220/110, введенные в эксплуатацию соответственно в 1967 и 1968 гг. На стороне 220 кВ автотрансформатор АТ1 запитан от ВЛ «Канашя-1», АТ2 – от ВЛ «Канаш-2».

Секций 2 и 4 напряжением 110 кВ запитаны от автотрансформатора 1АТ, секции 1 и3 – от автотрансформатора 2АТ. На напряжении 110 кВ допускается кратковременная (не более 10 мин.) параллельная работа автотрансформаторов 1АТ и 2АТ для переключений по переводу нагрузки с одного автотрансформатора на другой. Регулирование напряжения осуществляется на стороне 220 кВ с помощью РПН автотрансформаторов 1АТ, 2АТ автоматически или дистанционно.

Потребитель в экономике

... следующим образом (Схема 4) Схема — 4. Выигрыш и проигрыш потребителя На поведение потребителя в рыночной экономике влияет также асимметричная информация — ситуация, в которой часть участников сделки ... Л. Вальрас и У.С. Джевонс — переместили акцент в сторону индивидуального потребителя и стали подчеркивать значение удовлетворения потребителя для формирования цены товара. Была развита идея, согласно ...

На ОРУ 220 кВ установлены выключатели У-220-25/2000 1968 и 1972 гг. выпуска. На ОРУ 110 кВ установлены выключатели У-110-40/2000 1968 г. выпуска. На ОРУ 220 кВ установлены разъединители РНДЗ-1б-220/1000-У1 и РНДЗ-2-220-1000-У1; на ОРУ 110 кВ установлены разъединители РНДЗ-1б110/1000-У1, РНДЗ-1б-110/2000-У1 и РНДЗ-2-110/1000-У1, РНДЗ-2-110/2000У1 1968 г выпуска. Рисунок 1.1 — Электрическая схема подстанции 220/110/10 «Канаш»

Для защиты от перенапряжений на ОРУ 220 кВ применяют разрядники РВМГ – 220М; на ОРУ 110 кВ: РВС – 110М и для защиты изоляции нейтралей трансформаторов РВС – 110М 1968 г. выпуска.

Типы измерительных трансформаторов тока и напряжений, установленных на ОРУ 220 и 110 кВ подстанции «Канаш», до реконструкции приведены в таблице 1.1. Таблица 1.1 — Измерительные трансформаторы тока и напряжения, установленные на подстанции 220/110/10 «Канаш» до реконструкции

U, кВ Трансформатор тока Трансформатор

напряжения

220 ТФНД-220-25-1000/1 НКФ-220-58

ТВ-220-25-1200/1

ТВТ-220-1000/1

110 ТВ-110-50-2000/1 НКФ-110-58

ТВТ-110-2000/1

Схема ОРУ 110 кВ — четырехсекционная система шин с обходной системой шин. В целях ограничения токов короткого замыкания предусмотрена раздельная работа секций. В схеме установлено 6 секционных выключателей с устройством автоматического включения резерва (АВР).

Распределение электроэнергии от подстанции осуществляется: воздушными ЛЭП 110 кВ.

На подстанции установлены три трансформатора собственных нужд два трансформатора 10/0,4 кВ мощностью по 630 кВА и один резервный трансформатор 6/0,4кВ для резервного питания собственных нужд подстанции.

Таким образом, всё электрооборудование ОРУ подстанции «Канаш» физически и морально устарело, поэтому необходима реконструкция электрической части ОРУ 220 кВ и 110 кВ подстанции «Канаш» [3,21].

2 Расчет электрических нагрузок подстанции «Канаш»

Расчетная максимальная мощность потребителей подстанции «Канаш» приведена в таблице 2.1. По известным годовым графикам, по продолжительности для заданных потребителей определены расчетные мощности, как для отдельных потребителей, так и для подстанции в целом.

Расчет полной мощности производится по формуле [14]:

Si 3 Ii Uср.ном , (2.1)

где I i — потребляемый ток линии, U ср.ном — среднее номинальное напряжение линии.

Расчет количества потребленной активной электроэнергии производится по формуле [14]:

n

Wi Sik cos i tik , (2.2)

k 1

где Sik — полная мощность i-й линии на k-й ступени, tik — продолжительность k-й ступени для i-й линии.

Продолжительность максимальной годовой нагрузки:

WПС 1127325.89

Tm 7435 ч.

Рmax ПС 151.531

Коэффициент заполнения графика нагрузки ПС:

WПС Тт 7435

К зп 0.849

8760 Рmax ПС 8760 8760

По данным таблицы 2.1 построен годовой график нагрузки подстанции «Канаш», который приведен на рисунке 2.1. Таблица 2.1 — Расчетная максимальная мощность потребителей подстанции «Канаш»

Технико-экономическое обоснование реконструкции комбината по ...

... 1. Обоснование производственной мощности реконструируемого предприятия Производственные мощности определяются исходя из количества потребителей консервов ... (около 2%) на фоне общего экономического кризиса страны и промышленности, это дает ... В городе имеется ОАО «Уфамолзавод» мощностью по выпуску молочных сгущенных консервов 9000 туб ... ТЭЦ-2, по двум кабельным линиям напряжением 10кВт (один находится в ...

Потребляемая

Потреб- Коэффициент Тип линии Полная № Наименование Категория Напряжение, активная

ляемый ток, мощности, эл.передачи мощность, п/ п потребителей потребителей кВ электроэнергия,

Iраб ,A cosφ (ВЛ,КЛ) S ,МВА

Wi, МВт час 1 Линия «Южная» 2 30 0,9 ВЛ 110 5,98 32446,8 2 Линия «Промтрактор» 1 30 0,85 ВЛ 110 5,98 34889,1 3 Линия «Агрегат-1» 2 20 0,85 ВЛ 110 3,98 18330,1 4 Линия «Агрегат-2» 2 20 0,85 ВЛ 110 3,98 18330,1 Линия «Промтрактор 5 1 80 0,85 ВЛ 110 15,94 95363,5

3» Линия «Промтрактор 6 1 70 0,85 ВЛ 110 13,94 81065,8

4» Линия «Стройтехника 7 2 115 0,85 ВЛ 110 22,91 133194,3

1» Линия «Стройтехника 8 2 115 0,85 ВЛ 110 22,91 133194,3

2» Линия «Стройтехника 9 2 112,5 0,85 ВЛ 110 22,41 130321,1

3» Линия «Стройтехника10 2 112,5 0,85 ВЛ 110 22,41 130321,1

4» 11 Линия «Вторчермет-1» 1 65 0,85 ВЛ 110 12,94 75182,6

12 Линия «Вторчермет-2» 1 65 0,85 ВЛ 110 12,94 75182,6

13 Линия «Вторчермет-3» 1 60 0,85 ВЛ 110 11,95 69504,6

По подстанции в целом 178,3 1127325,9 Рисунок 2.1 — Годовой график нагрузки подстанции «Канаш»

3 Разработка мероприятий по реконструкции ОРУ 110 кВ и 220 кВ подстанции «Канаш»

Мероприятия по реконструкции ОРУ 110 кВ и 220 кВ подстанции «Канаш» направлены на повышение надежности схемы подстанции и разработаны в соответствии с требованиями, изложенными в [3]:

• замена масляных выключателей на элегазовые выключатели на ОРУ 220 и 110 кВ на подходящих линиях и перемычке между линиями;
• замена устаревшего электрооборудования (разъединители, отделитель, измерительные трансформаторы тока и напряжения, ограничители перенапряжений) на новое и современное.

В основу реконструкции ОРУ 220 и 110 кВ подстанции «Канаш» заложены следующие принципы:

• обеспечение возможности подключения ВЛ 220 кВ на любом из этапов реконструкции;
• сохранение связи между ОРУ 220 кВ и 110 кВ;
• минимальное количество переключений коммутационного оборудования;

максимальное сохранение в работе всех присоединений;

• минимальное количество и протяжённость временных перемычек и участков линий.

К существующему ОРУ 110 кВ подстанции «Канаш» подключены линии электропередачи 110 кВ, которые обеспечивают электроснабжение потребителей I и II категории.

4 Замена автотрансформаторов на подстанции «Канаш»

4.1 Выбор автотрансформаторов с учетом категории потребителей и расчет номинальной мощности

Выбор типа, числа и мощности автотрансформаторов выполнен согласно [14]. На подстанции установлены автотрансформаторы АТДЦТН200000/220/121/10 1967 и 1968 гг. выпуска. Предложено заменить на автотрансформаторы АТДЦТН-125000/220/121/10 2015 г. выпуска производства ООО «Тольяттинский трансформатор» или АТДЦТН200000/220/121/10 2015 г. выпуска, производство ООО «Тольяттинский трансформатор» [12,16].

Так как подстанция обеспечивает электроснабжение потребителей 1 и 2 категории и по своему значению является районной, то к установке следует принять два автотрансформатора [15]. Для двухтрансформаторной ПС номинальная мощность каждого трансформатора Sном.Т определяется по выражению: Sном.Т 0,7 Smax. ПС ; (4.1) Sном.Т 0.7 178.27 124.89 МВА.

Расчет технико-экономических показателей электрооборудования ...

... снабжения жителей области, а запас мощности соответствовал темпам развития экономики, Белгородэнерго постоянно модернизирует энергетический комплекс ... слову электротехники подстанции 110 кВ «Северная», «Донец», «Майская», «Крапивенская», ПС кВ «Малиновка», воздушных линий электропередачи ... на участке, рассмотрена организация работ на участке; приведен анализ выполнения графика ППР; выполнен расчет ...

Для дальнейшего рассмотрения выбираем автотрансформаторы с номинальной мощностью 125 МВА и 200 МВА: Вариант 1: АТДЦТН-125000/220; Вариант 2: АТДЦТН-200000/220.

4.2 Выбор рациональной номинальной мощности автотрансформаторов подстанции

Вариант 1: подстанция комплектуется автотрансформаторами АТДЦТН-125000/220/121/10.

Паспортные данные [12,16]: Рхх=65 кВт; Ркз=315 кВт; Iхх%=0,4%; К= 18997010 руб.

Приведенные потери мощности:

РТ Рх k 2 з.в Рк.в. k 2 з.с Рк.с. k 2 з . н Рк . н ;

Коэффициенты загрузки обмоток автотрансформатора (высшего, среднего и низшего напряжения):

SВ

k зВ ; (4.2)

Sном.Т

178270

k зВ 1.43 ;

125000

Sс

k зС ; (4.3)

Sном.Т

176700

k зС 1.41;

125000

Sн

k зН ; (4.4)

S ном.Т

1571

k зН 0.013.

125000

Приведенные потери активной мощности автотрансформатора в режиме холостого хода (х.х.):

Рх Рх Кип Q х ; (4.5)

Рх 65 0.05 500 90 кВт,

I хх % Sном.Т

где Q х , (4.6)

0.4 125000

Qх 500 квар, Кип 0.05 кВт / квар.

По паспортным данным для каждой обмотки определяем

РкВ РкС РкН 0.5 РкВН НН ; (4.7)

РкВ РкС РкН 0.5 315 157.5 кВт .

U кВ %

QкВ SномТ ; (4.8)

U кС

QкС S номТ ; (4.9)

U кН %

QкН S номТ , (4.10)

где U кВ % , U кС % , U кН % – напряжения КЗ(%) обмоток трехфазного автотрансформатора, которые при заданных в справочнике значениях напряжений К.З. между обмотками: U кВН СН , U кВН НН , U кСН НН определяются из выражений:

U кВ % 0.5 (U кВН СН U кВН НН U кСН НН ) ; (4.11)

U кВ % 0.5 (11 45 28) 14%;

U кС % 0.5 (U кВН СН U кСН НН U кВН НН ) ; (4.12)

U кС % 0.5 (11 28 45) 3% 0%;

U кН % 0.5 (U кВН НН U кСН НН U кВН СН ) ; (4.13)

U кН % 0.5 (45 28 11) 31%;

14%

Qк .в 125000 17500 квар ;

0

Qк .с 125000 0 квар ;

31%

Qк .н 125000 38750 квар.

Приведенные потери активной мощности КЗ обмоток ВН, СН и НН:

РкВ РкВ Кип QкВ ; (4.14)

РкВ 157.5 0.05 17500 1032.5 кВт;

РкС РкС Кип QкС ; (4.15)

РкС 157.5 0.05 0 157.5 кВт;

РкН РкН Кип QкН ; (4.16)

РкН 157.5 0.05 38750 2095 кВт.

Приведенные потери мощности:

РТ 90 1.432 1032.5 1.412 157.5 0.0132 2095 2130 кВт.

Определяем экономическую нагрузку автотрансформаторов ПС:

Pх

S э.пс SномТ n(n 1) ; (4.17)

Pk

SЭ 125000 2 =36,33 МВА.

2130

При загрузке ниже 36,33 МВА целесообразно один автотрансформатор отключить.

На основании расчетных годовых графиков нагрузки определяются потери электроэнергии в автотрансформаторах ПС W и их стоимость И W:

W ПС ni Px Ti K зi2 Pл Ti Wx Wk . (4.18)

ni

В соответствии с рисунком 2.1 получаем:

SB1 = 178270 МВА; SС1 = 178270 МВА; SН1 = 74409 МВА;

SB2 = 168661 МВА; SС2 = 168661 МВА; SН2 = 66968 МВА;

SB3 = 150833 МВА; SС3 = 150833 МВА; SН3 = 63527 МВА;

Расчёт календарно-плановых нормативов и технико-экономических ...

... экономическую целесообразность организации выпуска данного изделия. календарный норматив производственный фонд 1. Обоснование типа производства и вида поточной линии ... современных экономических условиях является технико-экономическое обоснование производства данной продукции. Основная задача технико-экономического обоснования технического проекта - определение величины экономического эффекта ...

SB4 = 150535 МВА; SС4 = 150535 МВА; SН4 = 59527 МВА;

SB5 = 149539 МВА; SС5 = 149539 МВА; SН5 = 44645 МВА

SB6 = 131512 МВА; SС6 = 131512 МВА; SН6 = 36645 МВА

SB7 = 81437 МВА; SB7 = 81437 МВА; SН7 = 24825 МВА.

Wxi = 1576800 МВА; WК = 7807376,73 МВА.

WПС = 9384176,73 МВА.

Стоимость годовых потерь электроэнергии в автотрансформаторах:

Иэ Wпс Сэ ; (4.19)

Иэ 1576800 7807376.73 1.115 10462825.14 руб,

где Сэ ; (4.20)

ТМ

2676

Сэ 0.755 1.115,

7435

где 2676 руб / кВт , 0.755 руб / кВт ч , Т М 7435 ч.

Определяются приведенные затраты:

Зпр =Ен К И Ен К И0 Иэ ; (4.21)

Зпр 0.15 2 18997010 2 0.094 18997010 10462825.14 19733366.02 руб.

где Ен 0.15 – номинальный коэффициент эффективности;

к 2 18997010 руб. – стоимость двух автотрансформаторов;

И0 Рсум К – ежегодные эксплуатационные издержки (по [10] для ПС

220 кВ Рсум 0.094 );

И э — стоимость годовых потерь электроэнергии в автотрансформаторе.

Вариант 2: подстанция комплектуется автотрансформаторами АТДЦТН-200000/220/121/10. Паспортные данные [12,16]: Рхх=105 кВт; Ркз=430 кВт; Iхх%=0.4%; К= 23760000 руб.

Приведенные потери мощности:

РТ Рх k 2 з.в Рк.в. k 2 з.с Рк.с. k 2 з . н Рк . н ;

Коэффициенты загрузки обмоток автотрансформатора (высшего, среднего и низшего напряжения):

178270 176700 1571

k зВ 0.891; k зС 0.883; k зН 0.008.

200000 200000 200000

Приведенные потери активной мощности автотрансформатора в режиме холостого хода (х.х.):

Рх 105 0.05 800 145 кВт.

РкВ РкС РкН 0.5 430 215 кВт .

U кВ % 0.5 (11 32 20) 11.5%;

U кС % 0.5 (11 20 32) 0.5% 0%;

U кН % 0.5 (32 20 11) 20.5%;

11.5% 0

QкВ 200000 23000 квар ; QкС 200000 0 квар ;

100 100

20.5%

QкН 200000 41000 квар.

Приведенные потери активной мощности КЗ обмоток ВН, СН и НН:

РкВ 215 0.05 23000 1365 кВт;

РкС 215 0.05 0 215 кВт;

РкН 215 0.05 41000 2265 кВт.

Приведенные потери мощности:

РТ 150 0.8912 1365 0.8832 215 0.0082 2265 1397.48 кВт.

Определяем экономическую нагрузку трансформаторов ПС:

Рх

Sэ S номТ n(n 1) ;

Ркk

SЭ 200000 2 =91,1 МВА.

1397 ,48

При загрузке ниже 91,1 МВА целесообразно один автотрансформатор отключить.

На основании расчетных годовых графиков нагрузки определяются потери электроэнергии в автотрансформаторах ПС W и их стоимость И W.

В соответствии с рисунком 2.1 получаем:

SB1 = 178270 МВА; SС1 = 178270 МВА; SН1 = 74409 МВА;

SB2 = 168661 МВА; SС2 = 168661 МВА; SН2 = 66968 МВА;

SB3 = 150833 МВА; SС3 = 150833 МВА; SН3 = 63527 МВА;

SB4 = 150535 МВА; SС4 = 150535 МВА; SН4 = 59527 МВА;

SB5 = 149539 МВА; SС5 = 149539 МВА; SН5 = 44645 МВА

SB6 = 131512 МВА; SС6 = 131512 МВА; SН6 = 36645 МВА

SB7 = 81437 МВА; SB7 = 81437 МВА; SН7 = 24825 МВА.

Wxi = 2540400 МВА; WК = 4049116,97 МВА.

WПС = 6589516,97 МВА.

Стоимость годовых потерь электроэнергии в трансформаторе:

Техническое обслуживание и ремонт автоматических выключателей

... автоматического выключателя и принцип его работы Описание принципа работы и устройства автоматического выключателя основано на примере модульного автомата (автоматического выключателя), как ... автоматизированной аппаратуры защиты, выполнение схемы устройства автоматического выключателя, описание принципа его работы составление последовательности технологических операций технического обслуживания и ...

Иэ 2540400 4049116.97 1.115 7346937.91 руб,

Определяются приведенные затраты:

Зпр 0.15 2 23760000 2 0.094 23760000 7346937.91 18941817.91 руб.

где К 2 23760000 руб – стоимость автотрансформаторов.

Так как затраты на автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/121/10 превышают затраты на автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/121/10, то выбираем для дальнейшего рассмотрения и установки на реконструируемой подстанции автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/121/10. Габаритный чертеж автотрансформатора приведен на рисунке 4.1 [11]. Рисунок 4.1 — Габаритный чертеж автотрансформатора

АТДЦТН-200/220/121/10

5 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрооборудования ОРУ 110 кВ и 220 кВ необходимо рассчитать токи короткого замыкания (КЗ) [4,5,8].

Схема замещения для расчётов токов КЗ представлена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 — Электрическая схема и схема замещения для расчета токов

короткого замыкания

Расчет тока трехфазного КЗ

Технические данные системы, ВЛ 110 кВ и 220 кВ, автотрансформаторов подстанции приведены в таблицах 5.1, 5.2, 5.3. Таблица 5.1 — Напряжение и мощность короткого замыкания в системе в различных режимах Uн, кВ Sкзmax, МВА Sкз, МВА Sкзmin, МВА 230 кВ 8614.54 9120.69 10170.32 Таблица 5.2 — Значения сопротивлений, длин и сечений проводов воздушных линий 110 и 220 кВ

№ Тип и сечение Длина ВЛ, Сопротивл. Напряжение,

Наименование линии п/ п провода, мм2 км Х0, Ом/км кВ

1 Линия «Южная» АС-150 22.8 0.426 110 2 Линия «Промтрактор» АС-95 2.97 0.433 110 3 Линия «Агрегат-1» АС-240 9.6 0.41 110 4 Линия «Агрегат-2» АС-240 9.6 0.41 110 5 Линия «Промтрактор-3» АС-240 7.42 0.41 110 6 Линия «Промтрактор-4» АС-185 7.42 0.42 110 7 Линия «Стройтехника-1» АС-240 3.6 0.41 110 8 Линия «Стройтехника-2» АС-240 3.6 0.41 110 9 Линия «Стройтехника-3» АС-240 2.6 0.41 110 10 Линия «Стройтехника-4» АС-240 2.6 0.41 110 11 Линия «Вторчермет-1» АС-240 5.55 0.41 110 12 Линия «Вторчермет-2» АС-240 5.55 0.41 110 13 Линия «Вторчермет-3» АС-240 5.74 0.41 110 14 Линия «Канаш-1» АСО-500 12.86 0.39 220 15 Линия «Канаш-2» АСО-500 12.86 0.39 220

Таблица 5.3 — Напряжения Uк между обмотками для минимального, среднего, максимального напряжения [9]

Max (- РО) Ср (0 РО) Min (+ РО)

UкВ-Н, % 31.8 31.8 31.8 UкС-Н, % 21.5 19.9 21.2 UкН-Н, % 19.4 10.2 6.7

Расчет сопротивлений элементов схемы:

U номВН

Х С max ; (5.1)

S К max

2302

X C max 6.14 Ом;

8614.54

2

U номВН ХС ; (5.2)

SК

2302 XC 5.8 Ом;

9120.69

U номВН X C min ; (5.3)

S К min

2302 X C min 5.2 Ом.

10170.32 Расчет сопротивлений автотрансформатора в максимальном режиме: U кВН max % 0.5 (19.4 31.8 21.5) 14.9% ;

U кСН max % 0.5 (19.4 21.5 31.8) 4.55%;

U кНН max % 0.5 (31.8 21.5 19.4) 16.95%;

U кВН max % U ВН Х тВ max max

; (5.4)

100 SТ

14.9 2302 Х тВ max 39.41Ом;

100 200

U кСН max % U ВН Х тС max max

; (5.5)

100 SТ

4.55 2302 Х тС max 12.03 Ом;

100 200

U кНН max % U ВН Х тН max max

; (5.6)

100 SТ

Целью данного учебно-методического пособия является предоставление ...

... закрепление теоретических знаний;  выработка практических навыков проектирования оснований и фундаментов, включая обоснование проектных решений, технико-экономический анализ, составление пояснительной записки и разработка чертежей;  выработка ... строительных площадках приведены соответственно в приложении 1 и 2. Выбор исходных данных производиться по таблице №1. Вариант задания соответствует трём ...

16.95 2302 Х тН max 44.83 Ом.

100 200 Расчет сопротивлений автотрансформатора в среднем режиме: U кВНср % 0.5 (10.2 31.8 19.9) 11.05% ;

U кСНср % 0.5 (10.2 1.9 31.8) 0.85% ;

U кННср % 0.5 (31.8 19.9 10.2) 20.75%;

11.05 2302 Х тВ 29.23 Ом;

100 200

0 2302 Х тС 0 Ом;

100 200

20.75 2302 Х тН 54.88 Ом.

100 200 Расчет сопротивлений автотрансформатора в минимальном режиме: U кВН min % 0.5 (6.7 31.8 21.2) 8.65% ;

U кСН min % 0.5 (6.7 21.2 31.8) 1.95% ;

U кНН min % 0.5 (31.8 21.2 6.7) 23.15% ;

8.65 2302 Х тВ min 22.88 Ом;

100 200

0 2302 Х тС min 0 Ом;

100 200

23.15 2302 Х тН min 61.23 Ом.

100 200 Расчет сопротивлений линий: ХЛ х0 l ; (5.7) Х Л .Вас. 1 0.39 12.86 5.02 Ом ; Х Л .Вас 2 0.39 12.86 5.02 Ом ;

Х Л .Матюшкино 1 0.426 22.8 9.7 Ом ; Х Л .ОСК 1 0.433 2.97 1.3 Ом;

Х Л .ВЦМ 1 0.41 9.6 3.9Ом ; Х Л .ВЦМ 2 0.41 9.6 3.9 Ом ;

Х Л .Каучук 3 0.41 7.42 3.0 Ом ; Х Л .Каучук 4 0.42 7.42 3.1 Ом ;

Х Л .ТОАЗ 1 0.41 3.6 1.5 Ом; Х Л .ТОАЗ 2 0.41 3.6 1.5 Ом ;

Х Л .ТОАЗ 3 0.41 2.6 1.1 Ом ; Х Л .ТОАЗ 4 0.41 2.6 1.1 Ом ;

Х Л . АЗОТ 1 0.41 5.55 2.3 Ом; Х Л . АЗОТ 5 0.41 5.74 2.4 Ом .

Суммарное сопротивление всех элементов до места КЗ в точке К1: Х max1 X С max XЛ ; (5.8) Х max1 6.14 5.02 11.16 Ом ;

Х 1 XС XЛ ; (5.9) Х 1 5.8 5.02 10.82 Ом;

Х min1 X С min XЛ; (5.10) Х min1 5.2 5.02 10.22 Ом.

Суммарное сопротивление всех элементов до места КЗ в точке К2:

Х max 2 Х max1 Х тВ min Х тС min ; (5.11)

Х max 2 11.16 22.88 0 34.04 Ом ;

Х 2 Х 1 Х тВ Х тС ; (5.12)

Х 2 10.82 29.33 0 40.15 Ом;

Х min 2 Х min1 Х тВ max Х тС max ; (5.13)

Х min 2 10.22 39.41 12.03 61.66 Ом.

Суммарное сопротивление всех элементов до места КЗ в точке К3:

Х max3 Х max1 Х тВ min Х тН min ; (5.14)

Х max3 11.16 22.88 61.23 95.27 Ом;

Х 3 Х 1 Х тВ Х тН ; (5.15)

Х 3 10.82 29.33 54.88 95.03 Ом;

Х min3 Х min1 Х тВ max Х тС max ; (5.16)

Х min3 10.22 39.41 44.83 94.46 Ом.

Результаты расчетов токов КЗ сведены таблицу 5.4. Таблица 5.4 — Расчетные токи трехфазного короткого замыкания

Ток трехфазного КЗ Мощность

Мощность К.З. (кА) трансформатора (МВА)

системы (МВА) 230 121 и напряжения (кВ) 10,5 кВ

кВ кВ Sном.т= 200 МВА 8614,54 13.01 3.94 30.89 UномВН= 230 кВ 9120,69 12.31 6.32 30.71 UномСН=121 кВ UномНН= 10,5 кВ 10170,2 11.91 9.31 30.45

Результаты расчета ударного тока короткого замыкания, мощности короткого замыкания и максимального тока в нормальном режиме:

Т. К1 iуд = 33.61 кА;

Т. К2 iуд = 16.1 кА;

Т. К3 iуд = 78.17 кА.

Расчет токов КЗ в конце отходящих линиях 110 кВ сведен в таблицу 5.5. Таблица 5.5 — Значения токов КЗ для отходящих линий 110 кВ Линии 110 кВ Imax, А I(3)к, кА iуд, кА Sк, МВА Линия «Южная» 470 5.16 12.91 1060 Линия «Промтрактор» 340 6.06 15.51 1274 Линия «Агрегат-1» 600 5.87 14.62 1200 Линия «Агрегат-2» 600 5.87 14.62 1200 Линия «Промтрактор-3» 600 5.91 14.93 1226 Линия «Промтрактор-4» 520 5.90 14.91 1224 Линия «Стройтехника-1» 600 6.04 15.31 1270 Линия «Стройтехника-2» 600 6.04 15.33 1270 Линия «Стройтехника-3» 600 6.15 15.67 1282 Линия «Стройтехника-4» 600 6.15 15.67 1282 Линия «Вторчермет-1» 600 6.05 15.45 1247 Линия «Вторчермет-2» 600 6.05 15.45 1247 Линия «Вторчермет-3» 600 6.01 14.99 1243

Технико-экономическое обоснование выбора варианта электроснабжения ...

... расчёта является выбор оптимального варианта числа и мощности трансформаторов по технико-экономическому обоснованию. Исходные данные: - преобладающим является число электроприёмников 1 и 2 категории электроснабжения 65% от общего ... по формуле: (5) где - потери холостого хода, кВт; - коэффициент потерь; - ток холостого хода от номинального, %; S н.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА; Т г ...

6 Мероприятия по реконструкции ОРУ 110 кВ и 200 кВ подстанции «Канаш»

6.1 Замена масляных выключателей высокого напряжения на элегазовые выключатели

6.1.1 Анализ технических характеристик выключателей серий У110- и У-220

На подстанции на ОРУ 220 кВ установлены выключатели У-22025/2000 1968 и 1972 гг. выпуска. На ОРУ 110 кВ установлены выключатели У-110-40/2000 1968 г. выпуска. Масляные выключателями серии У-110 и У220, которые предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах. Выключатели управляются электромагнитным приводом и снабжены встроенными трансформаторами тока типа ТВТ-110 и ТВТ-220. В приводах высоковольтных выключателей У110 и У-220, используемых на подстанции, применяется сжатый воздух, что усложняет эксплуатацию и снижает надежность электроснабжения. Сжатый воздух вырабатывается в компрессорной и подается по воздуховодам к выключателям, образуя разветвленную сеть трубопроводов. Также требуется осуществлять периодический контроль за состоянием и уровнем масла в баке и вводах выключателей. Масляные выключатели обладают высокой взрывои пожароопасностью.

Поэтому при реконструкции необходимо предусмотреть отказ от масляных выключателей с приводом сжатого воздуха с заменой их на элегазовые [22].

Общий вид, габаритные размеры выключателя серии У-110 представлены на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1 — Общий вид, габаритные размеры выключателя У-110

6.1.2 Сравнение элегазовых выключателей по техническим параметрам

Выполним анализ технических и экономических характеристик элегазовых выключателей типа ВЭБ-110II-40/2500У1, LTB 145D1/B, ВГТ110II-40/2500У1, 3AP1FG-145-C [12,15,17-19].

Выключатель типа ВЭБ-110II-40/2500У1

Выключатель типа ВЭБ-110II*-40/2500 У1 производства ОАО «Уралэлектротяжмаш» г. Екатеринбург, fном = 50 Гц; Uном = 110 кВ, Uном макс. = 126 кВ, Iном = 2500 А [12,15]. Общий вид этого выключателя и его габаритноустановочные размеры представлены на рисунке 6.2. Рисунок 6.2 — Общий вид, габаритно-установочные размеры выключателя

ВЭБ-110II*-40/2500 У1

Выключатель типа LTB 145D1/B

Выключатель типа LTB 145D1/B производства «АББ Электроинжинеринг» г.Екатеринбург, fном = 50 Гц; Uном = 110 кВ, Uном макс. = 126 кВ, Iном = 3150 А [18]. Выключатель LTB 145D1/B представлен на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 — Выключатель LTB 145D1/B

Внешний вид и габаритные размеры выключателя LTB 145D1/B представлены на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 — Внешний вид и габаритные размеры выключателя

LTB 145D1/B

Выключатель типа ВГТ-110II-40/2500У1

Выключатель типа ВГТ-110II-40/2500У1 производства ОАО «Уралэлектротяжмаш» г.Екатеринбург, fном = 50 Гц; Uном = 110 кВ, Uном макс. = 126 кВ, Iном = 2500 А [17].

Внешний вид выключателя ВГТ-110II-40/2500У1 представлен на рисунке 6.5.

Габаритные размеры выключателя ВГТ-110II-40/2500У1 представлены на рисунке 6.6. Рисунок 6.5 — Внешний вид выключателя ВГТ-110II-40/2500У1

Рисунок 6.6 — Габаритные размеры выключателя

ВГТ-110II-40/2500У1

Выключатель типа 3AP1FG-145-C

Выключатель типа 3AP1FG-145-C производства Siemens, fном = 50 Гц; Uном = 110 кВ, Uном макс. = 145 кВ, Iном = 4000 А [19]. Внешний вид и конструкция выключателя 3AP1FG-145-C представлены на рисунке 6.7.

Рисунок 6.7 — Внешний вид и конструкция выключателя 3AP1FG-145-C

Выключатель выполнен 3AP1FG-145-C в колонковом трёхполюсном исполнении с общей рамой для полюсов и привода. Привод взводится электродвигателем. Привод:

• допускает возможности ручного оперирования и ручного натяжения пружин;
• оснащён 1-м электромагнитом включения (возможна установка 1-го дополнительного) и 2-мя электромагнитами отключения (возможна установка 4-х дополнительных).
• имеет механическую блокировку, а также электрическую блокировку от повторных включений в цепях управления («блокировка от прыганья»).

Выключатели 3AP1FG-145-C комплектуются металлическими, оцинкованными стойками. Привод выключателя, по желанию заказчика, может доукомплектовываться дополнительным оборудованием, как-то – напряженческие или токовые соленоиды, дополнительные реле контроля, манометры. Внешний вид и габаритные размеры выключателя 3AP1FG-145C представлены на рисунке 6.8.

Рисунок 6.8 — Внешний вид и габаритные размеры

выключателя 3AP1FG-145-C

В ассортименте приведенных производителей есть высоковольтные выключатели на напряжение 220 кВ с аналогичными техническими параметрами, отличающимися только габаритными размерами. Поэтому сравнение выключателей на 220 кВ не производится.

Рассмотрев четыре типа выключателей для подстанции «Канаш», приходим к выводу, что все они удовлетворяют общим требованиям надежной работы, как в длительном режиме, так и в условиях кратковременного аварийного режима, но сравнив технические характеристики, стоимость, эксплуатационные расходы наиболее оптимальными являются выключатели типа ВГТ-110II-40/2500У1 и ВГТ220II-40/2500У1 производства ОАО «Уралэлектротяжмаш» г. Екатеринбург.

6.1.3 Выбор и проверка выключателей

Выбор выключателя на стороне 220 кВ

Выполним выбор и проверку выключателя типа ВГТ-220II-40/2500У1 по следующим условиям:

1.номинальному напряжению Uуст ≤ Uном ; Uуст = 220 ≤ Uном = 220 (кВ).

2.номинальному току I ≤ Iном; I = 703 ≤ Iном = 2500 (А).

3.отключающей способности:

а) на симметричный ток отключения

Iпτ ≤ Iоткл.ном; Iпτ = 12,29≤ Iоткл.ном = 40 (кА).

б) на отключение апериодической составляющей тока К.З.

i а. i а.ном 2 ном I откл.ном

где iа.τ – номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени τ;

t р . з . t с .в . ; 0.01 0.055 0.065 сек ,

где tр.з. = 0,01 с – время действия релейной защиты; tс.в. = 0,055 с – собственное время срабатывания выключателя.

0,065

iа. 2 IП0 e Ta

2 12, 29 e 0,05

4, 74 кА

где Ta = 0,05 – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [8]; βном = 0.2 – номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе [8].

iа.ном 2 ном I откл.ном 2 0, 2 40 11,31 кА ; iа.τ = 3,57 ≤ iа.ном = 11,31 (кА).

4.предельному сквозному току КЗ – на электродинамическую стойкость Iп.о ≤ Іпр.с; іуд ≤ іпр.с, где Іпр.с = 40 кА – предельный сквозной ток; Іп.о = 9,27 кА – наибольшее начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

Iп.о = 12,29 ≤ Іпр.с = 40 (кА); іуд = 33,5≤ іпр.с = 102 (кА)

5.тепловому импульсу – на термическую стойкость

Вк ≤ Вном;

Вк I n2 t 12, 292 (0.065 0.05) 17,37 кА2 с

Вном І тер

tт 402 3 4800 кА2 с

где Iт – ток термической стойкости (по справочнику); tт – время протекания тока термической стойкости.

Вк = 17.37 ≤ Вном = 4800 (кА2.с)

Таким образом, выключатель ВГТ-220II-40/2500У1 удовлетворяет условиям. В связи идентичностью параметров линий «Канаш-1» и «Канаш2», шинного секционного выключателя 220кВ выбираем одинаковые типы выключателей.

Выбор выключателя на стороне 110 кВ

Выбор выключателя на линии «Южная» приведен в таблице 6.1. Таблица 6.1 – Выбор выключателя 110 кВ на линии «Южная»

Расчетные Паспортные Условие

Наименование величин

данные данные выбора

Номинальное напряжение 110 кВ 110 кВ Uуст≤uном

Номинальный ток 470 A 2500 А Iрасч≤Iном

симметричный Iпτ ≤ Iоткл.ном Отключающая

5.16 40

способность

ток отключения

апериодическая

составляющая 1.95 11.31 iа.τ ≤ iа.ном

тока КЗ

Ток динамической

12.91 кА 102 кА iуд ≤ Iпик дин

стойкости

Тепловой импульс 3.42 кА²с 4800 кА²с Вк ≤ Вном

Выбор выключателя на линии «Промтрактор» приведен в таблице 6.2. Таблица 6.2 — Выбор выключателя 110 кВ на линии «Промтрактор»

Наименование величин Расчетные Паспортные Условие

данные данные выбора

Номинальное напряжение 110 кВ 110 кВ Uуст≤Uном

Номинальный ток 340 A 2500 А Iрасч≤Iном

симметричный Iпτ ≤ Iоткл.ном

6.06 кА 40 кА Отключающая

способность

ток отключения

апериодическая

составляющая 2.33 кА 11.31 кА iа.τ ≤ iа.ном

тока К.З.

Ток динамической

15.51 кА 102 кА iуд ≤ Iпик дин

стойкости

Тепловой импульс 5.61 кА²с 4800 кА²с Вк ≤ Вном

Выбор выключателя на линии «Агрегат-1» и «Агрегат-2» приведен в таблице 6.3. Таблица 6.3 — Выбор выключателя 110 кВ на линии «Агрегат-1» и «Агрегат2»

Расчетные Паспортные Условие

Наименование величин

данные данные выбора Номинальное напряжение 110 кВ 110 кВ Uуст≤Uном

Номинальный ток 600 A 2500 А Iрасч≤Iном

симметричный Iпτ ≤ Iоткл.ном

5.87 кА 40 кА Отключающая

способность

ток отключения

апериодическая

составляющая 2.21 кА 11.31 кА iа.τ ≤ iа.ном

тока К.З.

Ток динамической

14.62 кА 102 кА iуд ≤ Iпик дин

стойкости

Тепловой импульс 4.93 кА²с 4800 кА²с Вк ≤ Вном

Выбор выключателя на линии «Промтрактор-3» и «Промтрактор-4» приведен в таблице 6.4. Таблица 6.4 — Выбор выключателя 110 кВ на линии «Промтрактор-3» и «Промтрактор-4»

Расчетные Паспортные Условие Наименование величин

данные данные выбора Номинальное напряжение 110 кВ 110 кВ Uуст ≤ Uном

Номинальный ток 600 (520) A 2500 А Iрасч ≤ Iном

симметричный Iпτ ≤ Iоткл.ном Отключающ

способность

5,91 кА 40 кА

ток отключения

апериодическая

ая

составляющая 2.25 кА 11,31 кА iа.τ ≤ iа.ном

тока К.З.

Ток динамической

14.93 (14.91) кА 102 кА iуд ≤ Iпик дин

стойкости

Тепловой импульс 5.51 (5.49) кА²с 4800 кА²с Вк ≤ Вном

Выбор выключателя на линии «Стройтехника-1» и «Стройтехника-2» приведен в таблице 6.5. Таблица 6.5 — Выбор выключателя 110 кВ на линии «Стройтехника-1» и «Стройтехника-2»

Расчетные Паспортные Условие Наименование величин

данные данные выбора Номинальное напряжение 110 кВ 110 кВ Uуст≤Uном

Номинальный ток 600 A 2500 А Iрасч≤Iном

симметричный Iпτ ≤ Iоткл.ном Отключающ

способность

6,04 кА 40 кА

ток отключения

апериодическая

ая

составляющая 2.34 кА 11,31 кА iа.τ ≤ iа.ном

тока К.З.

Ток динамической

15,31 кА 102 кА iуд ≤ Iпик дин

стойкости

Тепловой импульс 6,21 кА²с 4800 кА²с Вк≤Вном

Выбор выключателя на линии «Стройтехника-3» и «Стройтехника-4» приведен в таблице 6.6. Таблица 6.6 — Выбор выключателя 110 кВ на линии «Стройтехника -3» и «Стройтехника-4»

Расчетные Паспортные Условие Наименование величин

данные данные выбора Номинальное напряжение 110 кВ 110 кВ Uуст ≤ Uном

Номинальный ток 600 A 2500 А Iрасч ≤ Iном

симметричный Iпτ ≤ Iоткл.ном Отключающ

способность

6,15 кА 40 кА

ток отключения

апериодическая

ая

составляющая 2.36 кА 11,31 кА iа.τ ≤ iа.ном

тока К.З.

Ток динамической

15.67 кА 102 кА iуд ≤ Iпик дин

стойкости

Тепловой импульс 6.62 кА²с 4800 кА²с Вк ≤ Вном

Выбор выключателя на линии «Вторчермет-1» и «Вторчермет2»приведен в таблице 6.7. Таблица 6.7 — Выбор выключателя 110 кВ на линии «Вторчермет -1»

Расчетные Паспортные Условие Наименование величин

данные данные выбора Номинальное напряжение 110 кВ 110 кВ Uуст ≤ Uном

Номинальный ток 600 A 2500 А Iрасч ≤ Iном

симметричный Отключающ

способность

6.05 кА 40 кА Iпτ ≤ Iоткл.ном

ток отключения

апериодическая

ая

составляющая 2.29 кА 11.31 кА iа.τ ≤ iа.ном

тока К.З.

Ток динамической 15.45 (15.15)

102 кА iуд ≤ Iпик дин

стойкости кА

Тепловой импульс 5.24 (4.07) кА²с 4800 кА²с Вк ≤ Вном

Выбор выключателей для ШСМВ-110-1, ШСМВ-110-2, ОМВ-110-1, ОМВ-110-2, СМВ-110-1/3, СМВ-110-2/4, ввод с АТ-1, ввод с АТ-2 ввиду однотипности параметров произведен одновременно и приведен в таблице 6.8. Таблица 6.8 — Выбор выключателей 110 кВ для ШСМВ-110-1, ШСМВ-110-2, ОМВ-110-1, ОМВ-110-2, СМВ-110-1/3, СМВ-110-2/4, ввод с АТ-1, ввод с АТ Расчетные Паспортные Условие

Наименование величин

данные данные выбора Номинальное напряжение 110 кВ 110 кВ Uуст ≤ Uном

Номинальный ток 954 A 2500 А Iрасч ≤I ном

симметричный

6.29 кА 40 кА Iпτ ≤ Iоткл.ном Отключающая

способность

ток отключения

апериодическая

составляющая 2.42 кА 11,31 кА iа.τ ≤ iа.ном

тока К.З.

Ток динамической

16.0 кА 102 кА iуд ≤ Iпик дин

стойкости

Тепловой импульс 4.55 кА²с 4800 кА²с Вк ≤ Вном

Тип выбранных выключателей ВГТ-110II-40/2500У1.

6.2 Замена измерительных трансформаторов тока и напряжения

6.2.1 Замена измерительных трансформаторов тока

Замена измерительных трансформаторов тока связана с моральным и физическим устареванием существующих трансформаторов тока и заменой оборудования, в которое встроены трансформаторы тока. Для дальнейшего рассмотрения и проверки были выбраны измерительные трансформаторы тока ОАО «СЗТТ» следующих типов [12,15]:

• на ОРУ 220 кВ — ТВ220-I-750/1У1, ТФЗМ220Б-III-800/1У1;
• на ОРУ 110 кВ — ТВ110-III-1500/1У2, ТВ110-III-750/1У2.

Внешний вид и габаритные размеры трансформатора тока ТВ-110-III представлены на рисунке 6.9. Технические характеристики приведены в таблице 6.9.

Рисунок 6.9 — Внешний вид и габаритные размеры трансформатора тока

ТВ-110-III Таблица 6.9 — Технические характеристики трансформаторов тока [12,15] Наименование ТВ110-III- ТВ110-III- ТВ220-I- ТФЗМ220Б-III параметра 750/1У2 1500/1У2 750/1У1 800/1У1

IНОМ1, А 750 1500 750 800

IНОМ2, А 1 1 1 1 Кратность тока термической (25) (25) (25) 18

стойкости Время протекания

3 3 3 3

тока IТ, с Вторичная нагрузка при cosφ = 0,8 в

40 40 15 30 классе точности

0.5, кВ·А Номинальная

предельная 23 25 25 кратность

Выбор и проверка трансформаторов тока на ОРУ 220 кВ

Для линий «Канаш-1», «Канаш-2», шинного секционного выключателя 220кВ необходимо применить встроенные трансформаторы тока, а для ремонтной перемычки 220кВ — внешний, поэтому будет производиться раздельный выбор ТТ.

Трансформатор тока выбирается по следующим параметрам:

• номинальному напряжению:

1) «Канаш-1» , «Канаш-2»

Uуст ≤ Uном ; Uуст = 220 ≤ Uном = 220 (кВ).

2) Ремонтная перемычка 220 кВ

Uуст ≤ Uном4 Uуст = 220 ≤ Uном = 220 (кВ).

— номинальному длительному току:

1) «Канаш-1» , «Канаш-2»

Iнорм ≤ Iном; Iнорм = 703 ≤ Iном = 750 (А).

2) Ремонтная перемычка 220 кВ

Iнорм ≤ Iном; Iнорм = 703 ≤ Iном = 800 (А).

• тепловому импульсу – на термическую стойкость

1) «Канаш-1» , «Канаш-2»

Вк I n2 t 9, 272 (0, 065 0, 05) 6, 02 кА2 с

Втер I ном

tт 252 0, 752 3 1054 кА2 с

где tт – длительность протекания тока термической устойчивости.

Вк = 6,02 ≤ 1054 (кА2.с)

2) Ремонтная перемычка 220 кВ

Вк I n2 t 9, 272 (0, 065 0, 05) 6, 02 кА2 с

Втер I тер

tт 182 0,82 3 622 кА2 с

Вк = 6,02 ≤ 622 (кА2.с)

• вторичной нагрузке

1) «Канаш-1» , «Канаш-2». Данные приборов приведены в таблице 6.10. Таблица 6.10 — Данные приборов

Прибор Тип S прибора (В.А)

Амперметр ЭА – 0702 0,05

Амперметр ЭА – 0702 0,05

Ваттметр

Д1628.1 1

Варметр

Сопротивление приборов:

S приб 1,1

rприб 2

1,1 Ом

I 2 12

где I2 — вторичный номинальный ток прибора; S∑пр – мощность, потребляемая приборами.

zпров 30 1,1 0,1 28,8 Ом

rk = 0,1 Ом – переходное сопротивление контактов;

0, 0175 105

S 0, 66 мм2

28,8

Принятое сечение медных проводов 2,5 мм2.

2) Ремонтная перемычка 220 кВ. Данные приборов приведены в таблице 6.11. Таблица 6.11 — Данные приборов

Прибор Тип S прибора (В.А)

Амперметр ЭА – 0702 0,05

Сопротивление приборов.

S приб 0, 05

rприб 2

0, 05 Ом

I 2 12

где I2 — вторичный номинальный ток прибора; S∑пр – мощность, потребляемая приборами.

zпров 30 0, 05 0,1 29,85 Ом

rk = 0,1 Ом – переходное сопротивление контактов;

0, 0175 105

S 0, 06 мм2

29,85

Принятое сечение медных проводов 2,5 мм2. Выбор трансформаторов тока приведен в таблице 6.12. Таблица 6.12 — Выбор трансформаторов тока 220 кВ [17]

Название приходящей линии Тип ТТ

«Канаш-1» ТВ220-I-750/1У1

«Канаш-2» ТВ220-I-750/1У1

Шинный секционный выключатель 220кВ ТВ220-I-750/1У1

Ремонтная перемычка 220 кВ ТФЗМ220Б-III-800/1У1

Выбор трансформатора тока на ОРУ 110 кВ

Выбор ТТ на ОРУ 110 кВ производится по аналогичным условиям. Выбранные типы ТТ для линий 110 кВ приведены в таблице 6.13. Таблица 6.13 — Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ [17]

Линии 110 кВ Тип трансформатора тока Линия «Южная» ТВ110-III-500/1У2 Линия «Промтрактор» ТВ110-III-500/1У2 Линия «Агрегат-1» ТВ110-III-750/1У2 Линия «Агрегат-2» ТВ110-III-750/1У2 Линия «Промтрактор-3» ТВ110-III-750/1У2 Линия «Промтрактор-4» ТВ110-III-600/1У2 Линия «Стройтехника-1» ТВ110-III-750/1У2 Линия «Стройтехника-2» ТВ110-III-750/1У2 Линия «Стройтехника-3» ТВ110-III-750/1У2 Линия «Стройтехника-4» ТВ110-III-750/1У2 Линия «Вторчермет-1» ТВ110-III-750/1У2 Линия «Вторчермет-2» ТВ110-III-750/1У2 Линия «Вторчермет-3» ТВ110-III-750/1У2

ШСМВ-110-1 ТВ110-III-1500/1У2

ШСМВ-110-2 ТВ110-III-1500/1У2

ОМВ-110-1 ТВ110-III-1500/1У2

ОМВ-110-2 ТВ110-III-1500/1У2

СМВ-110-1/3 ТВ110-III-1500/1У2

СМВ-110-2/4 ТВ110-III-1500/1У2

Ввод с АТ-1 ТВ110-III-1500/1У2

Ввод с АТ-2 ТВ110-III-1500/1У2

6.2.2 Замена измерительных трансформаторов напряжения

Замена измерительных трансформаторов напряжения (ТН) связана с моральным и физическим устареванием существующих трансформаторов напряжения. Для дальнейшего рассмотрения и проверки были выбраны измерительные трансформаторы напряжения следующих типов [17]:

• на ОРУ 220 кВ — ЗНОГ-М-220-1 УХЛ4;
• на ОРУ 110 кВ — ЗНОГ-М-110-1 УХЛ4.

Каталожные параметры ТН приведены в таблице 6.14. Таблица 6.14 — Каталожные параметры трансформаторов напряжения

ЗНОГ-М-110- ЗНОГ-М-220 Наименование параметра

1 УХЛ4 1 УХЛ4 Номинальное первичное напряжение, В 110000/√3 220000/√3 Номинальное вторичное напряжение, В 100/√3 100/√3 Номинальная — 0,2

150 150 вторичная нагрузка основной — 0,5

400 400 обмотки с коэффициентом мощности соsφ =

• 1,0 600 600

0,8, В·А, класса точности

Предельная — трансформатора 3200 3200 мощность, В·А

• вторичной

дополнительной 2000 2000

обмотки Рабочее давление элегаза при температуре 20

0.39 0.39

°С, МПа Годовая утечка элегаза, %, не более 1 1

Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ 220 кВ

• по номинальному напряжению

Uуст = 220 ≤ Uном = 220 (кВ)

• по вторичной нагрузке

S∑пр ≤ Sном,

где S∑пр – сумма всех S прибора, приведена в таблице 6.15. Таблица 6.15 — Данные приборов

Прибор Тип S прибора (В.А)

Вольтметр ЭВ-0702 0,5

Вольтметр фазный ЭВ-0702 0,5

Ваттметр Д – 1628.1 3

S∑пр = 4,0 В.А

S∑пр = 4 ≤ Sном = 400 (В.А).

Трансформатор напряжения ЗНОГ-М-220-1-УХЛ1 удовлетворяет условиям проверки.

Выбор трансформатора напряжения на ОРУ 110 кВ — по номинальному напряжению Uуст = 110 ≤ Uном = 110 (кВ) — по вторичной нагрузке (таблица 6.16).

Таблица 6.16 — Данные приборов

Прибор Тип S прибора (В.А)

Вольтметр, ЭВ-0702 0,5

Вольтметр фазный ЭВ-0702 0,5

Ваттметр Д – 1628.1 3

Варметр

Счетчик активной и

ЦЭ 6850 5 реактивной энергии

S∑пр = 9,0 В.А

S∑пр = 9 ≤ Sном = 400 (В.А) Трансформатор напряжения ЗНОГ-М-110-1-УХЛ1 удовлетворяет условиям проверки.

6.3 Замена разъединителей

Замена разъединителей связана с моральным и физическим устареванием существующих на подстанции. Для дальнейшего рассмотрения и проверки были выбраны разъединители ЗАО «ЗЭТО» [17] следующих типов:

• на ОРУ 220 кВ — РДЗ-220-II/1000У1 и РДЗ-220-II/1500У1;
• на ОРУ 110 кВ — РДЗ-110-II/1000У1 и РДЗ-110-II/1500У1.

Внешний вид и габаритные размеры разъединителя РДЗ2-110-II представлены на рисунке 6.10. Технические характеристики разъединителей приведены в таблице 6.17.

Рисунок 6.10 — Внешний вид и габаритные размеры разъединителя

РДЗ2-110-II Таблица 6.17 – Каталожные параметры разъединителей [17]

РДЗ-110- РДЗ-110- РДЗ-220- РДЗ-220 Параметры

II/1000У1 II/1500У1 II/1000УХЛ1 II/1500УХЛ1

UНОМ, кВ 110 110 220 220

IНОМ, А 1000 1500 1000 1500

Iдин, кА 80 102 63 80

IT, кА 31.5 40 25 31.5

для

главных 3 3 3 3

ножей tT, с

для

заземляю 1 1 1 1

щих

ножей Установленная наработка на отказ, 2000 2000 2000 2000 циклов ВО, не менее

Выбор разъединителей на ОРУ 220 кВ

Результаты выбора разъединителей приведены в таблице 6.188. Таблица 6.18 — Выбор разъединителей на ОРУ 220 кВ Условие выбора Расчетные данные Каталожные данные

Uуст ≤ Uном, кВ 220 220

Iмах ≤ Iном, А 703 1000

iуд ≤ Iдин, кА 33,61 63

Вк ≤ Вном , кА²с 21,11 1875

В связи идентичностью параметров линий «Канаш-1», и «Канаш-2», шинного секционного выключателя и ремонтной перемычки выбрали одинаковые типы разъединителей с разным количеством заземляющих ножей. Выбор разъединителей приведен в таблице 6.19. Таблица 6.19 — Выбор разъединителей 220 кВ № Название приходящей линии Тип разъединителей

РДЗ2-220/1000НУХЛ1 1 «Канаш-1»

РДЗ1-220/1000НУХЛ1

РДЗ2-220/1000НУХЛ1 2 «Канаш-2»

РДЗ1-220/1000НУХЛ1 3 Шинный секционный выключатель 220кВ РДЗ1-220/1500НУХЛ1 4 Ремонтная перемычка 220 кВ РДЗ1-220/1500НУХЛ1

Выбор разъединителей на ОРУ 110 кВ

Выбор типа разъединителя на линии «Южная» приведен в таблице 6.20. Таблица 6.20 — Выбор разъединителя на линии «Южная»

Условие выбора Расчетные данные Каталожные данные

Uуст ≤ Uном, кВ 110 110

Iмах ≤ Iном, А 470 1000

iуд ≤ Iдин, кА 12.91 80

Вк ≤ Вном , кА²с 3.2 2976

Для остальных линий 110 кВ выбор разъединителей выполняется аналогично. Типы выбранных разъединителей на 110 кВ приведены в таблице 6.21. Таблица 6.21 — Выбор разъединителей 110 кВ

Линии 110 кВ Тип разъединителей

Линия «Южная» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Промтрактор» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Агрегат-1» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Агрегат-2» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Промтрактор-3» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Промтрактор-4» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Стройтехника-1» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Стройтехника-2» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Стройтехника-3» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Стройтехника-4» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Вторчермет-1» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Вторчермет-2» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

Линия «Вторчермет-3» РДЗ2-110-П/1000 У1 и РДЗ1-110-П/1000 У1

ШСМВ-110-1 РДЗ1-110-П/1500 У1

ШСМВ-110-2 РДЗ1-110-П/1500 У1

ОМВ-110-1 РДЗ2-110-П/1500 У1 и РДЗ1-110-П/1500 У1

ОМВ-110-2 РДЗ2-110-П/1500 У1 и РДЗ1-110-П/1500 У1

СМВ-110-1/3 РДЗ1-110-П/1500 У1

СМВ-110-2/4 РДЗ1-110-П/1500 У1

Ввод с АТ-1 РДЗ2-110-П/1500 У1 и РДЗ1-110-П/1500 У1

Ввод с АТ-2 РДЗ2-110-П/1500 У1 и РДЗ1-110-П/1500 У1

6.4 Замена разрядников на ограничители перенапряжения

В настоящее время на ОРУ 220 кВ установлены разрядники РВМГ – 220М; на ОРУ 110 кВ: РВС – 110М и в нейтралях силовых трансформаторов РВС – 110М, которые морально и физически устарели [13].

Выбираем ограничители перенапряжения [17]:

На стороне 220 кВ — ОПНО-220 У1.

На стороне 110 кВ — ОПНО-110 У1.

7 Расчет заземляющих устройств ОРУ 110 кВ и 220 кВ

Расчет заземляющих устройств ОРУ 110 кВ т 220 кВ подстанции «Канаш» выполнен по методике [7].

Рассчитаем заземляющее устройство для ОРУ 110 кВ площадью 129м×244м, грунт однородный в.с э

=500 Ом м , t =1 м, t р . з =0,12с,

t о .в =0.055с, ток замыкания на землю при однофазном к.з. на рассматриваемой подстанции I з =2,8 кА. Намечена к выполнению сетка с прямоугольными ячейками и вертикальными проводниками с l в =5 м; а=15 м. Естественных заземлителей нет.

1. Определяем длительность воздействия напряжения:

t р. з t о ,в ; (7.1)

0.12 0.055 0.175c ,

где t о ,в – собственное время отключения выключателя.

2. Коэффициент напряжения прикосновения:

M

kП 0 , 45

; (7.2)

l в Lг

a S

0.52 0.571

kÏ 0,45

0.117 ,

5 4260

15 31480

где Lг =4260 м – длина горизонтальных заземлителей, S =31480 м2 – площадь заземляющего устройства; М – коэффициент определяется по [7]

Для однородной среды принимаем М=0,5.

В расчетах принимаем Rч =1000 Ом, Rс =1,5 в.с , где в. с =500 Ом м –удельное сопротивление верхнего слоя земли

Напряжение на заземлителе:

U пр.доп

Uз ; (7.3)

kП

500

Uз 4290 В 10000 В

0.117

где U пр.доп =500В, для =0.175

3. Число вертикальных заземлителей

S 4

nв ; (7.4)

3 lв

177.42 4

nв 47.3 , принимаем nв 48 .

Общая длина вертикальных заземлителей:

Lв lв nв 5 48 240 м

4. Сопротивление сложного заземлителя

э э

Rз A ; (7.5)

S Lг Lв

500 500

Rз 0.416 1.282 Rз.доп ,

177 .42 4260 240

lв t где А 0, 444 0,84 , (7.6)

S

lв t 5 1

при 0 0,1 А 0,444 0,84 0.282 .

S 177 .42

5. Напряжение прикосновения:

U пр k П I з Rз ;

U пр 0,112 2800 1.282 402.3 В ,

что меньше допустимого значения 500 В.

Рассчитаем заземляющее устройство для ОРУ 220 кВ площадью 100м×121м, грунт однородный в.с э =500 Ом м , t =1 м, t р . з =0,12с,

t о .в =0.055с, ток замыкания на землю при однофазном КЗ на рассматриваемой подстанции I з =3,4 кА. Намечена к выполнению сетка с прямоугольными ячейками и вертикальными проводниками с l в =5 м; а=5 м. Естественных заземлителей нет.

1. Определяем длительность воздействия напряжения:

t р. з t о ,в ;

0.12 0.055 0.175c .

0.52 0.571

2. k Ï 0,45

0.117 ,

5 4820

5 12100

где S =12100 м 2 – площадь заземляющего устройства; М=0,5; 0.571 .

Напряжение на заземлителе:

U пр.доп

Uз ;

kП

Uз 9200 В 10000 В ,

0.054

где U пр.доп =500В, для =0.175.

110 4

3. nв 88 , принимаем nв 88 .

Общая длина вертикальных заземлителей:

Lв lв nв 5 88 240 м.

500 500

4. R з 0.398 1.905 Rз.доп ,

110 4820 440

lв t где А 0, 444 0,84 ,

S

lв t 5 1

при 0 0,1 А 0, 444 0,84 0.398 .

S 110

5. U пр 351.2 В , что меньше допустимого значения 500 В.

8 Молниезащита ОРУ 110 кВ и 220 кВ

Расчет молниезащиты ОРУ 110 кВ и 220 кВ выполняется согласно рекомендациям [6]. Защита от прямых ударов молнии ОРУ выполняется стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми, как правило, на конструкциях ОРУ.

Расчет защиты от прямых ударов молнии заключается в определении зон защиты. Для этого надо знать размеры площади ПС, высоту защищаемого объекта.

Активная высота молниеотвода

ha h hx , м ,

где hx — высота защищаемого объекта.

Зона защиты

rx 1,6 ha p /(1 hx / h) ,

где p — коэффициент для различных высот молниеотвода:

при h 30 м — p 1 ; при h 30 м — p 5,5 n .

Из-за неодинаковой высоты подстанции молниезащита ПС рассчитана участками. Расчет молниезащиты подстанции «Канаш» приведен в таблице 8.1. Таблица 8.1 — Расчет молниезащиты подстанции № участка h hx Количество ha rx

молниеотводов 1 30 11,5 7 шт. 18,5 21,39 2 30 16,5 8 шт. 13,5 13,94 3 19 7,5 9 шт. 11,5 13,19

Зона защиты молниеотводов одинаковой высоты определяется внешним радиусом rx рассчитываемым по приведенному выше выражению для одиночного молниеотвода, и наименьшей шириной защиты.

Общая зона защиты молниеотводов полностью накрывает площадь подстанции. План подстанции с нанесением зоны молниезащиты показан на листе формата А1.

Заключение

В работе выполнена реконструкция открытых распределительных устройств 110 кВ и 220 кВ подстанции «Канаш». Выбрана электрическая схема подстанции на стороне 220 кВ и 110 кВ.

На основании разработанных мероприятий по реконструкции электрической части ОРУ 110 кВ и 220 кВ выбраны: автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220/121/10, элегазовые выключатели типа ВГТ-110II40/2500У1 и ВГТ-220II-40/2500У1, разъединители РДЗ-220-II/1000У1, РДЗ220-II/1500У1 и РДЗ-110-II/1000У1, РДЗ-110-II/1500У1, измерительные трансформаторы тока ТВ220-I-750/1У1, ТФЗМ220Б-III-800/1У1 и ТВ110-III1500/1У2, ТВ110-III-750/1У2, измерительные трансформаторы напряжения ЗНОГ-М-220-1 УХЛ4 и ЗНОГ-М-110-1 УХЛ4, ограничители перенапряжения ОПНО-220 У1 и ОПНО-110 У1. Коммутационное оборудование проверено на воздействие токов короткого замыкания.

Выполнен расчет заземления и молниезащиты подстанции.

Выполнено технико-экономическое обоснование всех принятых решений по реконструкции ОРУ 110 кВ и 220 кВ подстанции «Канаш».

Список использованных источников

1. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. – М.: НЦ ЭНАС, 2014. 2. Правила устройств электроустановок (ПУЭ).

7-ое издание. – М.: Издво НЦ ЭНАС, 2009. 3. СО 153-34.20.122-2006. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. – М.: Издательство стандартов, 2006. 4. ГОСТ Р 52735-2007. Расчет токов КЗ в сетях выше 1 кВ. – М.: Издательство стандартов, 2007. 5. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. – М.: НЦ ЭНАС, 2004. 6. РД 34.21.122. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. Утв. Приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 № 280. 7. СТО 56947007-29.130.15.114-2012. Руководящие указания по проектированию заземляющих устройств подстанций напряжением 6-750 кВ. 8. Короткие замыкания и выбор электрооборудования : учебное пособие для вузов / И.П. Крючков, В.А. Старшинов, Ю.П. Гусев и др.; под ред. И.П. Крючкова, В.А. Старшинова. – М. : Изд. дом МЭИ, 2012. 9. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 1101150 кВ: в 6 т.: учеб.- произв. изд. Т.3/ под ред. И.Т. Горюнова и др. – М. : Папирус Про, 2004. 10. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 1101150 кВ: в 6 т.: учеб.- произв. изд. Т.5/ под ред. И.Т. Горюнова и др. – М. : Папирус Про, 2005. 11. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 1101150 кВ: в 6 т.: учеб.- произв. изд. Т.6/ под ред. гл. специалистов ОАО «Мосэнерго». – М. : Изд-во «Энергия», 2006. 12.Электрическая часть электростанций и подстанций : справочник / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – Энергоатомиздат, 2014. 13. Рекомендации по выбору и применению ограничителей перенапряжений для оптимальной защиты электрооборудования// Электротехнический рынок. – 2012. — № 3. — С.1-8. 14.Электрооборудование станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. — М.: Энергомиздат, 2012. 15.Чухонин, В.В. Высоковольтные аппараты / В.В. Чухонин. – М.: Энергият, 2012. 16.http://www.cztt.ru/main.html 17.http://enp-e.ru/catalog. 18.http://www.energy-book.ru/2012/09/abb-ltb-145d1b.html . 19.http://forca.ru/vyklyuchateli/elegazovye/3ap1fg-145-ek.html . 20.IEEE Application Guide for IEEE Std 1547, IEEE Standard for Interconnecting with Electric Power Systems. IEEE Standards Coordinating Committee 21, 15 April 2009. 21.Peng, Li. Research on calculating leakage inductance of power transformer and its application to winding deformation analysis / Li Peng, , Huang Guoqiang, Xie Liqiang, Hu Xiaojing. // Proceedings of China International Conference on Electricity Distribution, 2008, 10–13 Dec. — Pp. 1–7. 22.Statistical Review of Word Energy 2014. www.bp.com/ statistical review. 23. Sulphur hexafluoride// Solvay fluor and derivate gmbh. SF6 and environment// ABB Hochspanungtecnic AG, 2012. 24.Regh, J.A. Industrial Electronics / J.A. Regh, G.J. Sartori. – Pearson, Prentice Hall Uper Saddle River, New Jersey 2006.