Проектирование закрытой трансформаторной подстанции 110/(10-10) кВ городского типа

Закиров Айнур

Проектирование закрытой трансформаторной подстанции 110/(10-10) кВ городского типа

Представляю вашему вниманию выпускную квалификационную работу 2018 года на тему: «Проектирование закрытой трансформаторной подстанции 110/(10-10) кВ городского типа» Целью выпускной квалификационной работы является проектирование и расчёт необходимых составляющих компактной закрытой трансформаторной подстанции 110/(10-10) кВ, которая сможет обеспечивать качественной электроэнергией промышленные предприятия и жилой сектор, используя при этом современное электрооборудование.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Казанский (Приволжский) федеральный университет (КФУ)

ID: 5f47de64cd3d3e0001764e7f

UUID: cc2d75a0-caaf-0138-22ac-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: около 4 лет назад

Просмотры: 110

23.78

Закиров Айнур

Казанский (Приволжский) федеральный университет (КФУ)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 2,5 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО АВТОНОМНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ) ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Отделение Информационных технологий и энергетических систем Кафедра Электроэнергетики и электротехники Направление подготовки 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» Допустить к защите Заведующий кафедрой ___________/ Башмаков Д.А. / «____»_____________20__г. ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ на тему: «Проектирование закрытой трансформаторной подстанции 110/(10-10) кВ городского типа» Выпускник Руководитель ВКР __________ /Закиров А.З./ ___________/Дрогайлова Л.Н., старший преподаватель/ Набережные Челны, 2018 г.

Аннотация Целью выпускной квалификационной работы является проектирование компактной закрытой трансформаторной подстанции 110/(10-10) кВ, которая сможет обеспечивать электрической энергией часть города Набережные Челны в условиях его застройки. В выпускной квалификационной работе 84 листов, 12 рисунков, 9 таблиц, 7 чертежей формата А1, 20 источника использованной литературы. Данная ВКР состоит из 4 частей: В аналитическом обзоре приведена классификация и назначение подстанций, приведены проблемы в электроэнергетике города Набережные Челны, предстоящее масштабное увеличение территориальной площади города. В связи с этим приведѐн анализ-обоснование в необходимости ЗТП на территории города, которая сможет обеспечивать электрической энергией часть города, учитывая ежегодные вложения в электроэнергетику города. Проведѐн подробный обзор современного электротехнического оборудования, которое будет использоваться в проекте. В конструкторской части выполнен расчѐт электрических нагрузок, выбраны силовые трансформаторы с расщеплѐнной обмоткой, рассчитаны сечения питающих линий и выбрана марка питающих ЛЭП, а также составлен генплан здания ЗТП, однолинейная схема электроснабжения. В технологической рассчитаны и выбраны части рассчитаны современные токи короткого электротехнические замыкания, оборудования, рассчитано заземление подстанции, релейная защита трансформаторов. В качестве спецвопроса выполнен расчѐт рабочего и аварийного освещения подстанции, выбраны светодиодные светильники, марки проводов и их сечения. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 2

Содержание Введение……………………………………………………………………………...…5 РАЗДЕЛ 1. Аналитический обзор………………………………………………….….7 1.1 Классификация подстанций и их назначение…………………………….…....8 1.2 План по повышению энергоэффективности и увеличению территориальной площади г.Набережные Челны………………………………………………..…..10 1.3 Преимущества закрытой трансформаторной подстанции 110/10-10 кВ…...12 РАЗДЕЛ 2. Конструкторская часть……………………………………….………….18 2.1 Расчет электрических нагрузок и выбор силовых трансформаторов….……19 2.2 Выбор питающей линии ВЛЭП 110 кВ……………………………………….27 2.3 Описание однолинейной схемы электроснабжения………………...……….31 РАЗДЕЛ 3. Технологическая часть…………………………….…………………….34 3.1 Расчѐт токов короткого замыкания…………………..………………………..35 3.1.1 Определение токов КЗ на шинах ВН (точка К1)……...……………………37 3.1.1.1 Секционный выключатель S1 разомкнут……………..…………………..37 3.1.1.2 Секционный выключатель S1 замкнут………………...………………….38 3.1.2 Определение токов КЗ на шинах НН (точка К2)………….………………..39 3.1.2.1 Секционные выключатели S1 и S2 разомкнуты………………………….39 3.1.2.2 Секционные выключатели S1 и S2 замкнуты…………………………….40 3.1.2.3 Секционные выключатели S1 разомкнут и S2 замкнут……...…………..40 3.1.2.4 Секционные выключатели S1 замкнут и S2 разомкнут…….……………41 3.2 Выбор аппаратов защиты на подстанции……………………………………..42 3.2.1 Выбор выключателей на подстанции……………………………………….42 3.2.1.1 Выбор выключателей на стороне ВН……………………………………..42 3.2.1.2 Выбор выключателей на стороне НН……………………………………..44 3.2.2 Выбор разъединителей на подстанции………………….…………………..46 3.2.2.1 Выбор разъединителей на стороне ВН…………………..………………..46 ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Закиров А.З. Пров. Дрогайлова Л.Н. Подпись Дата Проектирование закрытой Лит. Лист Листов 3 85 трансформаторной подстанции Н. контр. Дрогайлова Л.Н. Утв. Башмаков Д.А. городского типа 110/(10-10) кВ НЧИ К(П)ФУ гр.2141105

3.2.2.2 Выбор разъединителей на стороне НН…………………..…………….....46 3.2.3 Выбор измерительных трансформаторов………………………………..…47 3.2.3.1 Выбор трансформаторов тока…………………………………….……….47 3.2.3.1.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН……………….…………48 3.2.3.1.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН……………….…………50 3.2.3.2 Выбор трансформаторов напряжения…………………………………….52 3.2.3.2.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН…………………52 3.2.3.2.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН…………………53 3.2.4 Выбор ограничителей перенапряжения на стороне ВН и НН……….……54 3.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции…………………55 3.3 Заземление ЗТП………………………………………………………...………56 3.3.1 Расчѐт заземляющих устройств……………………………………………..56 3.3.2 Методы уменьшения напряжения прикосновения……………..………….59 3.4 Расчет защит силового трансформатора……………………………..……….61 3.4.1 Расчет дифференциальной защиты силового трансформатора…….……..61 3.4.2 Расчет максимальной токовой защиты………………………………..……65 3.4.3 Расчет защиты от перегрузок………………………………………….…….67 3.4.4 Газовая защита трансформатора………………………………………...…..68 Раздел 4. Спецвопрос. Расчѐт освещения помещений ЗТП…...…………….……..70 4.1 Виды освещения и нормы освещенности……………………………...……..71 4.2 Расчѐт освещения для помещений ЗРУ……………………………………….73 4.2.1. Расчѐт освещения для помещений силовых трансформаторов….……….73 4.2.2 Результаты расчѐтов освещения всех помещений ЗТП……………………77 Заключение………………………………………………………………………...…..82 Список литературы…………………………………………………………...……….83 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 4

Введение Электроэнергетика в России - это одна из проблемных отраслей экономики, промышленности, сельского хозяйства страны. Все эти проблемы создают общую проблему для развития России в целом. Понятно, что общая электрическая и энергетическая вооруженность определяют производительность труда страны и еѐ развитие, так как энергетика – это одна из основных составляющих деятельности человека. Электроэнергетика должна быть конкурентоспособной, этот параметр и влияет на уровень развития любого государства, и Россия не является исключением. Ведь в России, как и в многих других европейских государствах, энергоѐмкие отрасли занимают очень значимую долю в российской экономике. К сожалению, на сегодняшний день Россия не может похвастаться хорошими показателями. Объѐм производства электрической энергии в нашей стране в 5-6 раза меньше чем в Китае и США, при этом он даже не достигает того уровня производства, который был в 1990-х. Причиной этого является низкий коэффициент полезного действия (КПД) электроэнергетической отрасли нашей страны. Всѐ из-за высочайших непроизводственных расходов. Каждый человек потребляет n-ое количество электричества. Но если говорить про крупные промышленные масштабы России, то можем увидеть список таких потребителей электроэнергии (проценты потребления): • Промышленность (около 36%); • Топливно-энергетические комплексы (около 18%); • Жилой сектор (около 15-16%); • Непроизводственные отрасли страны: электроснабжение транспорта, потери в сетях и линиях, и прочее (около 31%). Структура потребления электрической энергии постоянно меняется, в разных регионах она может быть разной. Но расчѐты специалистов говорят нам о таких цифрах за последние годы. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 5

В настоящее время общее состояние электроэнергетической отрасли говорит о дефиците генерирующих компаний, о недостатке в развитии электрических сетей и малом количестве электрических станций и подстанций. Электрические подстанции предназначены для приѐма электроэнергии, еѐ преобразования и уже последующего распределения до потребителей. Для того что бы уменьшить потери мощности и электрической энергии подстанции, а именно главные распределительные пункты (ГРП), необходимо устанавливать в непосредственной близости от потребителей. В подстанцию приходит высокое напряжение (обычно 6-35 кВ) и понижается до необходимых значений для потребителя (6(10) или 0,4 кВ). В состав подстанций входят, как правило: • Силовые трансформаторы; • Устройства ввода со стороны ВН (УВН); • Открытые и закрытые распределительные устройства со стороны НН (ОРУ и ЗРУ НН); • Системы питания собственных нужд подстанции: • Системы релейной защиты и автоматики (РЗиА); • Системы заземления и молниезащиты; • Бытовые помещения, складские помещения; • Соединительные устройства со стороны ВН и НН (СУВН и СУНН, соответственно); • Вспомогательные системы (системы освещения, пожаротушения, кондиционирования, обогрева, вентиляции и т.д.); • Автоматический ввод резерва (АВР). Трансформаторные подстанции по месту расположения оборудований разделяют на 2 категории: • открытые – расположение на открытой территории; • закрытые – находятся в закрытом помещении. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 6

РАЗДЕЛ 1. Аналитический обзор Изм. Лист № докум. Разраб. Закиров А.З. Пров. Дрогайлова Л.Н. Н. контр. Дрогайлова Л.Н. Утв. Башмаков Д.А. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ Проектирование закрытой Лит. Лист Листов 7 11 трансформаторной подстанции городского типа 110/(10-10) кВ НЧИ К(П)ФУ гр.2141105

В данном разделе приведена классификация и назначение подстанций, приведены проблемы в электроэнергетике города Набережные Челны, предстоящее масштабное увеличение территориальной площади города. В связи с этим приведѐн анализ-обоснование в надобности ЗТП на территории города, который сможет обеспечивать электрической энергией часть города, учитывая ежегодные вложения в электроэнергетику города и повышения еѐ эффективности. Проведѐн подробный обзор современного электротехнического оборудования, которое будет использоваться в проекте. Определяются задачи выпускной квалификационной работы. 1.1 Классификация подстанций и их назначение Электрическая подстанция – электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств [1]. Подстанции можно разделить на повышающие и понижающие. В первом случае повышается электрическое напряжение (выходное) за счѐт снижения соответствующего значения силы тока, во втором же, соответственно, электрическое напряжение (выходное) уменьшается при увеличении значения силы тока. По своему функциональному назначению подстанции подразделяются на: • Трансформаторные подстанции – подстанции, которые предназначены для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения, использующие для этого трансформаторы; • Преобразовательные подстанции – подстанции, которые предназначены для преобразования рода тока или его частоты. Электрическое распределительное устройство, которое не входит в состав подстанции, называется распределительным пунктом (РП). По своему значению в системе электроснабжения подстанции подразделяются на: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 8

• Главные понизительные подстанции (ГПП) - подстанции, которые рассчитаны на входное напряжение от 35 до 220 кВ, получаемые питание напрямую от районной электрической сети (РЭС), и распределяющие электроэнергию по предприятию, но уже при сильно пониженном напряжении; • Подстанции глубокого ввода (ПГВ) - подстанции, питаемые напряжением от 35 до 220 кВ (на них подается), обычно они выполняются с применением упрощенных схем коммутации на стороне первичного напряжения, и получают питание или от энергосистемы напрямую, или от ЦРП (центрального распределительного пункта) на этом же предприятии. То есть ПГВ питают определѐнные группы установок или конкретный объект предприятия; • Тяговые подстанции для нужд электрического транспорта – подстанции, предназначенные для преобразования (понижение напряжения и выпрямление тока, если это необходимо) и распределения электроэнергии по контактной сети с целью электроснабжения трамваев, троллейбусов и пр.; • Комплектные трансформаторные подстанции 10(6)/0,4 кВ (КТП) - подстанции, состоящие из трансформаторов и блоков КРУ или КРУН, которые поставляются в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. КТП 10(6)/0,4 кВ называются цеховыми подстанциями в промышленных сетях, городскими – в городских сетях. По месту и способу присоединения подстанции делятся на: • Тупиковые – питающиеся электрической энергией по одной или нескольким радиальным линиям; • Ответвительные – присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях; • Проходные – присоединяемые к сети путѐм захода одной линии с двухсторонним питанием; • Узловые – подстанции, с более чем двумя присоединѐнными линиями питающей сети, которые, в свою очередь, приходят от двух или более электрических установок. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 9

По месту размещения подстанции подразделяют на: • Открытые – оборудование подстанции расположено на открытом воздухе; • Закрытые – оборудование подстанции расположено в здании на территории самой подстанции. 1.2 План по повышению энергоэффективности и увеличению территориальной площади г.Набережные Челны Город Набережные Челны расположен в северо-восточной части Республики Татарстан, на левом берегу реки Кама. Г. Набережные Челны - одна из основных и крупных "точек роста" Республики Татарстан. Электроэнергетика в Набережных Челнах является одной из проблемных отраслей в целом, как и по всей России. Город Набережные Челны не стоит на месте, постоянно развивается, растѐт территориальная площадь города и увеличивается количество жителей. На ближайшие годы (с 2016 по 2021 годы) постановлением Исполнительного комитета города Набережные Челны утверждена Программа в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности города. Для реализации данной цели выделены денежные средства на финансирование программы за счет средств, предусмотренных в бюджете города на 2017 год в сумме 9 419,11 тыс. рублей, на 2018 год в сумме 9 419,11 тыс. рублей, на 2019 год в сумме 9 419,11 тыс. рублей, на 2020 год в сумме 9 419,11 тыс. рублей, на 2021 год в сумме 9 419,11 тыс. рублей. Общий объем финансирования настоящей Программы составляет 1 544 116,02 тыс. руб., в том числе за счет средств бюджета Республики Татарстан – 241 768,00 тыс. руб., средств бюджета города – 47 095,55 тыс. руб., внебюджетных источников – 1 255 252,47 тыс. руб. [2]. А также, по заказу администрации города было заключено трѐхстороннее соглашение (договор) на создание и разработку Генерального плана г. Набережные Челны между Заказчиком – Администрацией города, Управлением ―Главинвестстрой РТ‖ и Исполнителем – ГУП ―Татинвестгражданпроект‖ на Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 10

расчѐтный срок до 2025 года. К сегодняшнему дню имеем следующие техникоэкономические показатели и задачи: • Площадь территории города (по данным земельного кадастра) составляет 14653 га; К расчетному сроку (2025 г.) площадь территории города должна составить 19608 га. • Население Набережных Челнов составляет 512,3 тыс. чел.; К 2025 году – 523,5 тыс. чел. • Жилищная обеспеченность на сегодняшний день составляет 17,5 программе социально-экономического развития . По ГУП ―Татинвестгражданпроекта‖, учитывая рождаемость и повышение уровня жизни жителей, в Генплане была принята расчетная жилищная обеспеченность 25 . • С целью обеспечения жителей города более комфортными условиями проживания поставлена задача в постройке 2785,4 тыс. жилых домов. • Жилищный фонд города составляет 10302,1 тыс. уже должен составить 13087,5 тыс. ; за расчѐтный срок жилья [3]. Подытожив всѐ вышесказанное, для города необходима компактная закрытая трансформаторная подстанция 110/(10-10) кВ, которая в условиях плотной городской застройки сможет обеспечивать электрической энергией потребителей разного назначения, такие как промышленные объекты, сельхозтоваропроизводителей, бюджетные учреждения, население города и прочих. План развития города Набережные Челны до 2025 года, взятая из открытого источника, сконструированная компанией «Татинвестгражданпроект» показана на рисунке 1.1. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 11

Рисунок 1.1 - План развития города Набережные Челны до 2025 года [4] 1.3 Преимущества закрытой трансформаторной подстанции 110/10-10 кВ Весомые преимущества этой закрытой трансформаторной подстанции: • Применение в качестве силовых трансформаторов — трансформаторов с расщеплѐнной обмоткой низшего напряжения. Трансформаторы с расщеплѐнными обмотками — трансформаторы, имеющие разделенные на две или большее количество гальванически не связанных частей. Общая номинальная мощность трансформаторов с расщеплѐнной обмоткой равна номинальной мощности трансформатора такой же мощности, а напряжения и токи короткого замыкания относительно другой обмотки практически равны, поэтому эти части допускают независимую нагрузку или питание. Такие обмотки, обычно обмотки низкого напряжения, называются расщеплѐнными. При коротком замыкании в цепи одной из частей расщеплѐнной обмотки в других обмотках трансформатора Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 12

возникают токи и напряжения существенно меньшие, чем в таком же трансформаторе с нерасщеплѐнной обмоткой низкого напряжения. То есть применение таких трансформаторов позволяет увеличить количество подключаемых линий (секций) и значительно снизить значения токов короткого замыкания по сравнению с обычными трансформаторами без расщепления обмоток. • Компактность проектируемой подстанции. Проблемой современных городов является плотность городской застройки (многоэтажные дома, предприятия и другие виды сооружений). Проектируемая трансформаторная подстанция с примерными размерами 36x40 метров будет отличным решением имеющейся проблемы. • Выбор современной защитной и коммутационной аппаратуры: 1) Элегазовых выключателей. Это один из видов высоковольтного выключателя, является коммутационным аппаратом, который использует электрический газ (элегаз SF6, шестифтористую серу) в качестве среды гашения электрической дуги, отчего и получил такое название. Элегазовые выключатели предназначены для оперативных включений и отключений отдельных электрических оборудований или частей цепи в энергетической системе в любых режимах (будь то в нормальных или в аварийных режимах), управление может быть ручным, дистанционным, автоматическим. Преимущества элегазовых выключателей: – Прекрасные изоляционные качества; – Физические и химические свойства элегаза SF6: он не воспламеняется, газ не взрывоопасен; – Применяется на всех классах напряжений свыше 1 кВ; – Отключающая способность; – Бесшумная работа; – Герметичная конструкция, которая не загрязняет окружающую среду: нет выхлопов в атмосферу. Благодаря такой конструкции сам элегаз не загрязняется пылью, влагой; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 13

– Надежное отключение индуктивных и емкостных токов. Гашение дуги происходит при естественном нулевом токе; – Дугогасительные контакты не требуют частой замены, они не сильно подвержены эрозии и вообще не подвержены окислению, так как образовавшаяся дуга существует недолгое время благодаря хорошему гашению еѐ элегазом; – Быстрота срабатывания; – Малая масса и габариты; – Нечастое обслуживание (раз в 4-10 лет). 2) Разъединителей типа РЛК (Р - разъединитель, Л - линейный, К - качающегося типа) , РГНП (Р - разъединитель, Г – горизонтально-поворотный тип, Н – уровень изоляции по ГОСТ 1516.3 – 96, П – с полимерной изоляцией) и прочих предусмотренных для внутренней установки. Разъединитель – коммутационный аппарат, предназначенный для отключениявключения отдельных обесточенных участков сети или оборудования, которые находятся под напряжением, для отключения участков сети с незначительными токами, а также для создания видимого разрыва электрической цепи при работах на линии или оборудовании. Разъединители внутренней установки также обладают рядом преимуществ: – Рама разъединителя выполняется из цельного электроизоляционного материала (монолита), которая обладает высокой электрической и механической прочностью, высокой стойкостью к окружающим условиям; – Может эксплуатироваться в различных климатических условиях; – Трущиеся узлы не требуют смазки в течении 10-15 лет, так как узлы имеют малые моменты трения; – Все детали и узлы покрыты антикоррозийным покрытием, которая выполнена качественно и может эксплуатироваться до 20-30 лет, прежде чем потребуется восстановление этого антикоррозийного слоя; – Токоведущие части ножей и заземлителей (если они предусмотрены) покрываются оловом или никелем, другие части и детали – гальваническим цинком; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 14

– Надѐжная работа главных ножей при сильном их нагреве и нагреве окружающей температуры воздуха до +40÷50 °С; – Высокая заводская готовность за счѐт рационального кинематического соединения деталей. 3) ОПН (ограничители перенапряжения) – электрическая аппаратура, главной целью которого является ограничение уровня перенапряжений, вызываемых коммутационными процессами в электрических сетях или возникающих при грозовых перенапряжениях. Преимущества ограничителей напряжения перед разрядниками: – ОПН приспособлен для ограничения широкого спектра перенапряжений; – Количество срабатываний не ограничено, заданные параметры постоянны; – Отсутствие искрового промежутка; – Простая конструкция; – Небольшая масса и габариты; – Герметичность; – Высокая нагрузка к механическим нагрузкам; – Стоимость. 4) Измерительные трансформаторы напряжения и тока – это трансформаторы, предназначенные для снижения (уменьшения) первичных значений напряжения и тока до более удобных значений для измерения другими устройствами и приборами (устройства РЗиА, счѐтчики и т.д.). На основе номенклатурного каталога компании «ЗЭТО» (Псковская область, г.Великие Луки), который производит и поставляет измерительные трансформаторы, разберѐм плюсы каждого из них: • Взрыво- и пожаробезопасное исполнение (наличие защитных устройств); • Герметичность благодаря качественным уплотнениям и изоляции; • Практические не требуют обслуживания; • Надѐжное долговременное покрытие стальных частей; • Диапазон работы от -60 °С до +40 °С. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 15

5) Трансформаторы собственных нужд (ТСН) – это силовой понижающий трансформатор, который питает группы электроприѐмников (обслуживающее оборудование) собственных нужд подстанции. Суммарная мощность электрических потребителей подстанции невелика. К числу этих потребителей электрической энергии подстанции относятся: устройства РЗиА, электрический подогрев помещений ЗТП, вентиляция, освещение (рабочее, аварийное), резерв и прочие электроприѐмники. После расчѐтов возьмѐм ТСН типа ТСЗЛ (трехфазный сухой с естественным воздушным охлаждением при защищѐнном исполнении с литой изоляцией) Преимущества трансформаторов ТСЗЛ: • Работа в диапазоне температур от -45 до +40 °С; • Используется внутри и снаружи помещений, то есть устойчива к негативным погодным явлениям; • Экологичность, нет токсичных выделений в атмосферу; • Обмотки трансформаторов взрыпо- и пожаробезопасны; • Сухой трансформатор практически не требует обслуживания, нет необходимости в замене трансформаторного масла; • Есть возможность увеличения мощности трансформатора в случае реконструкции подстанции в будущем. Цель проектирования ЗТП городского типа 110/(10-10) кВ направлена на расчѐт необходимых составляющих и создание компактной закрытой трансформаторной подстанции, которая сможет обеспечивать электроэнергией промышленные предприятия, жилой сектор. Таким образом, определим задачи ВКР: • Рассчитать электрические нагрузки и на их основе выбрать мощность силовых трансформаторов; • Произвести расчѐт сечения питающих линий; • Составить однолинейную схему электроснабжения и еѐ описание; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 16

• Выполнить расчеты токов короткого замыкания. По полученным значениям выбрать современное электротехническое оборудование: коммутационные аппараты, измерительные приборы и счѐтчики; • Произвести расчѐт релейной защиты трансформаторов; • Осуществить расчет заземляющего устройства ЗТП; • Рассчитать освещение всех помещений ЗТП, выбрать количество и месторасположения светильников, питающие провода и их сечения. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 17

РАЗДЕЛ 2. Конструкторская часть Изм. Лист № докум. Разраб. Закиров А.З. Пров. Дрогайлова Л.Н. Н. контр. Дрогайлова Л.Н. Утв. Башмаков Д.А. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ Проектирование закрытой Лит. Лист Листов 18 16 трансформаторной подстанции городского типа 110/(10-10) кВ НЧИ К(П)ФУ гр.2141105

В конструкторской части приведѐн расчѐт электрических нагрузок, на их основе выбраны силовые трансформаторы с расщеплѐнной обмоткой, рассчитано сечение питающих линий, выбрана марка питающих ЛЭП, а также составлен генплан здания ЗТП, однолинейная схема электроснабжения и еѐ описание. 2.1 Расчет электрических нагрузок и выбор силовых трансформаторов Выбор количества трансформаторов и их мощности производится в зависимости от требуемой степени надежности электроснабжения и категории потребителей электрической энергии. ЗТП будет питать потребителей II и III категорий, что, естественно, потребует высокой надежности их питания. Для достижения этой цели подстанция будет выполнена с двумя рабочими трансформаторами с расщеплѐнной обмоткой, это позволит снизить значения токов короткого замыкания. Необходимый нормальный режим работы этих трансформаторов – это их раздельная работа на время срабатывания АВР или на время оперативного переключения линий оперативным персоналом. Это позволит применить более легкую, а самое главное дешевую аппаратуру на стороне низшего напряжения трансформаторов. Выбор числа и мощности трансформаторов производится также с учетом требований характера графика нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов по ГОСТ 14209-85. Высокая надежность трансформаторов позволяет обходиться их минимальным резервированием и поэтому для заданных условий выбирают трансформаторы предельной мощности. Выбор номинальной мощности трансформаторов и оценка допустимости возникающих при эксплуатации режимов перегрузок осуществляется с учетом нагрузочной способности трансформаторов. Изначально зададимся суточными графиками нагрузок ЗТП по низкой стороне, так как основная нагрузка ЗТП приходится на низкую сторону 10 кВ. Суточный график нагрузок показан на рисунке 2.1. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 19

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузок Формула выбора мощности трансформатора выглядит следующим образом: (2.1) где – расчетная мощность, которая передается через трансформатор, ; – номинальная мощность выбранного трансформатора, ; – допустимый коэффициент перегрузки. Расчѐтная мощность трансформатора находится суммированием мощностей нагрузок низкого напряжения и собственных нужд подстанции, то есть по формуле: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 20

(2.2) – максимальная мощность нагрузки по сети низкого напряжения, ; – мощность, используемая на собственные нужды подстанции, Мощность, передаваемая через трансформатор равна: Перегрузка трансформатора должна быть не более 40%, то есть допустимый коэффициент перегрузки возьмѐм: Предварительно . выбираемая мощность трансформатора должна удовлетворять условию: Выбираем трансформатор компании «Тольяттинский Трансформатор» типа ТРДН-25000/110-У1, мощностью 25000 кВА по таблице 4-1 [5]. Технические данные трансформатора занесены в таблицу 2.1. Таблица 2.1 - Технические данные трансформатора [5] № Тип трансформатора ТРДН-25000/110-У1 1 2 3 1 Завод изготовитель ООО «Тольяттинский п/п трансформатор» 2 Номинальная мощность обмоток, кВА: ВН/НН1/НН2 25000/12500/12500 3 Номинальное напряжение обмоток, кВ: ВН/НН1/НН2 115/10,5/10,5 4 Номинальный ток, А: ВН/НН1/НН2 126/1376/1376 5 Тип и коэффициент трансформации встроенных трансформаторов тока: ТВТ-110-600/5 ВН нейтраль ТВТ-35-600/5 6 Число фаз 3 7 Схема и группа соединения обмоток Ун/Д/Д-11-11 8 Напряжение короткого замыкания: 10,85% 9 Потери холостого хода , кВт 30,75 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 21

продолжение таблицы 2.1 1 2 3 10 Ток холостого хода , % 0,45 11 Потери короткого замыкания ВН/СН, (ВН/НН), кВт 120,49 12 Способ и диапазон регулирования напряжения РПН±16%(±9х1,78%) обмоток ВН Напряжение питания двигателей системы 13 380 В охлаждения/РПН 14 Тип системы охлаждения (М,Д,Ц,ДЦ,НДЦ) Д 15 Отправка (с маслом, без масла) С маслом, марка ГК 16 Климатическое исполнение У1 17 Полная масса, кг 66570 18 Транспортная масса, кг 56200 19 Форма катков (с ребордами/ без реборд) С ребордами Временные допустимые перегрузки в системе не ведут к сокращению срока службы трансформаторов и их изоляций. Они допустимы в течении большой продолжительности времени, даже при всѐм сроке службы. То есть их можно отнести к нормальному режиму работы. Перегрузки имеют место быть особенно при неравномерном суточном графике нагрузки трансформатора или в условиях изменяющейся температуры (зима-лето) охлаждающей среды при постоянной нагрузке. По суточным графикам нагрузок, то есть по графикам потребления полной мощности, сети НН определяется суммарный суточный график потребления полной суммарной мощности. Ниже приведена формула для нахождения точек графика и еѐ последующего построения: (2.3) где – общая суммарная мощность, передающаяся во вторичные цепи по сети низкого напряжения, – полная мощность, передающаяся в сеть низкого напряжения, – процентное значение, потребляемой мощности сетью, ; ; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 22

– мощность, используемая на собственные нужды подстанции, Находим значения суммарной мощности для каждого из временных промежутков: Рассчитанные данные сводим в таблицу 2.2. Таблица 2.2 - Суммарная мощность, передающаяся по сети НН в определѐнные интервалы времени Промежутки времени, ч. 0–6 6–8 8 – 18 18 – 22 22 – 24 22 24,5 22 24,5 22 Суммарная потребляемая мощность, МВА По полученным значениям строим суточный график потребляемой полной суммарной мощности (рисунок 2.2) по таблице 2.2. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 23

Рисунок 2.2 - Суточный график потребляемой полной суммарной мощности Выделим по графику участок с наименьшей нагрузкой (начальной) общей продолжительностью 18 часов и по имеющимся значениям мощности определим значение мощности по формуле приведенной ниже. В формулу подставляем имеющиеся значения из таблицы 1.2. ∑ √ где (2.4) ∑ начальная нагрузка на трансформатор, мощность нагрузки определѐнного i-го интервала, ; длительность определѐнного n-го интервала, часы. Подставив значения получим: √ Определяем начальную перегрузку начального участка графика по формуле: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 24

(2.5) где начальная нагрузка на трансформатор, номинальная мощность трансформатора, Выделим по графику участок с . наибольшей нагрузкой продолжительностью 6 часов и по имеющимся значениям мощности значение мощности общей определим по формуле приведенной ниже. В формулу подставляем имеющиеся значения из таблицы 1.2. ∑ √ где (2.6) ∑ наибольшая нагрузка на трансформатор, ; мощность нагрузки определѐнного i-го интервала, ; длительность определѐнного n-го интервала, часы. Подставив значения получим: √ Определяем наибольшую перегрузку следующего участка графика по формуле: (2.7) где наибольшая нагрузка на трансформатор, номинальная мощность трансформатора, Определяем максимальное значение перегрузки ; . исходного графика нагрузки по формуле: (2.8) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 25

где – максимальное значение мощности, взятое по таблице 1.2, . номинальная мощность трансформатора, Сравниваем ранее полученные значения нагрузок и : (2.9) Условие выполняется, тогда принимаем Расчетная перегрузка и продолжительностью h может быть оценена расчетом по одним и тем же формулам для систематических и аварийных перегрузок. Необходимо проверить допустимость данной расчетной перегрузки трансформатора. Для этого должны выполняться следующие условия: , . Эквивалентная температура окружающей среды для города Набережные Челны составляет за время действия двухступенчатого графика нагрузки. Параметры максимально допустимых систематических трансформаторов выбраны значения: Условия , и h рассчитаны, для и и эквивалентного аварийных перегрузок . выполняются, то есть расчѐтное значение меньше допустимого значения систематических и аварийных перегрузок: . Для двухобмоточного трансформатора необходимо выполнение следующих дополнительных условий: (2.10) (2.11) Осуществляем проверку по дополнительным условиям: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 26

Все необходимые условия выполняются. Двухобмоточный трансформатор с расщеплѐнной обмоткой типа ТРДН-25000/110-У1 принимаем к установке. 2.2 Выбор питающей линии электропередач 110 кВ Начальные данные: Максимальная отпускаемая мощность одной линией ; Количество отходящих линий 2; Длины линий: = 10/10 км. Продолжительность использования максимальной нагрузки согласно рис.2.2 и табл.2.2 определяется по формуле: ∑( где ) ∑( ) (2.12) продолжительность использования максимальной нагрузки, ч.; число зимних дней в году, дней; мощность, потребляемая в зимние времена года, время, в течение которого потребляется мощность число летних дней в году, дн; мощность, потребляемая в летнее время года, время, в течение которого потребляется мощность, максимальная мощность, потребляемая сетью высокого напряжения, ( ) ( ) При использовании максимума нагрузки в год более 5000 часов для алюминиевых кабелей с поливинилхлоридной изоляцией экономическая плотность тока по ПУЭ 1.3.36 берѐтся [6]: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 27

Номинальный расчетный ток определяется по формуле: (2.13) √ где нормальный расчетный ток, А; максимальная отпускаемая активная мощность на одну линию сети высокого напряжения, МВт; номинальное напряжение сети высокого напряжения, кВ. √ Экономическое сечение провода определяется по формуле: (2.14) где экономическое сечение провода, экономическая плотность тока по ПУЭ, А/ Принимается ближайшее стандартное 70 и предварительно выбирается кабель марки ААШВЭ 1х70 (А – Алюминиевая токопроводящая жила, А – алюминиевая оболочка, Шв – защитный покров (шланг) из ПВХ, Э – экранированный, 1 – количество жил, 70 – сечение жилы (мм2)) для прокладки под землѐй в траншее, который имеет допустимую длительную токовую нагрузку по ПУЭ 1.3.16 равную 340 А [6]. Необходимая проверка осуществляется в режиме аварии, то есть в режиме обрыва одной из линий (или части цепи). Протекающий по оставшейся цепи ток определяется по формуле: √ где (2.15) максимальный расчетный ток; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 28

максимальная отпускаемая активная мощность на одну линию сети высокого напряжения, МВт; номинальное напряжение сети высокого напряжения, кВ. √ Условие выполняется, значит, в качестве кабельных ЛЭП принимается провод марки ААШВЭ 1х70 и проверяется по потерям напряжения. Проверяем длину питающей линии по потере напряжения, которая в нормальном режиме не должна превышать 5%, а в аварийном режиме – 10%. ‒ в нормальном режиме ( = 5%): ( где ) допустимая длина по потере напряжения в норм. режиме, км; длина линии, км; допустимая потеря напряжения в нормальном режиме, %; длительно допустимое значение тока, А; расчѐтное максимальное значение тока, А. Тогда: ‒ в послеаварийном режиме ( = 10%): ( где ) допустимая длина по потере напряжения в авар. режиме, км; допустимая потеря напряжения в аварийном режиме, %. Данная длина значительно превышает минимальное расстояние 20 км, то есть сечение 70 мм2 по потере напряжения проходит. Поэтому, к окончательной установке принимаем кабель ААШВЭ 1х70. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 29

Питающие кабельные линии прокладываются в заранее вырытых траншеях под глубиной 1-1,5 метра. Перед укладкой кабеля траншея засыпается песком в 10 см и трамбуется. По всей трассе прокладывают ПВХ/ПНД трубы или железобетонные лотки, после чего силовой кабель прокладывается легкими волнами без натяжений. После укладки кабеля осуществляется защита от случайного повреждения при помощи плит или кирпича поперѐк трассы. Далее осуществляется предварительная засыпка кабеля песком, укладываются плитки ПЗК или сигнальная лента и производится окончательная засыпка кабеля. Кабель ААШВЭ имеет ПВХ изоляцию, что обеспечивает необходимый уровень безопасности. Рисунок 2.3 – Расположение оборудования ЗТП на отметке 0,000 м Рисунок 2.4 – Разрез по силовому трансформатору и высокой стороне Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 30

Рисунок 2.5 – Второй этаж здания ЗТП 2.3 Описание однолинейной схемы электроснабжения Кабельные вводы размещены в траншее. Такой способ не требует объѐмных работ при прокладке кабелей, а также создаются необходимые условия для охлаждения кабелей. Размещение кабелей в траншеях позволит обходиться без опор ВЛЭП, что значительно удешевит весь процесс прокладки. Непосредственный ввод силовых кабелей в ЗТП производится через подвал на отметке -2,900 метров. Кабели по кабельной шахте, снабжѐнной специальными скобами и лотками, прокладываются до защитной аппаратуры. Схема ЗРУ-110 представляет собой схему «мостик» с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий. Применяется подобная схема в РУ напряжением 35-220 кВ, а именно в проходных двухтрансформаторных ПС с двухсторонним питанием для сохранения в работе трансформаторов при КЗ на линиях. На случай выхода из строя одной из линий и/или выводе оборудования на ремонт используется ремонтная перемычка. Перемычка снабжается разъединителями РГНПЗ-110, линейным элегазовым выключателем ВГТ-110 и трансформаторами тока ТОГФ-110. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 31

В качестве силовых трансформаторов используются ТРДН-25000/110 трансформаторы с расщеплѐнной обмоткой низшего напряжения с естественной циркуляцией масла, имеется устройство РПН. Преимуществом этого трансформатора является то, что при коротком замыкании в цепи одной из частей расщеплѐнной обмотки в других обмотках трансформатора возникают токи и напряжения существенно меньшие, чем в таком же трансформаторе с нерасщеплѐнной обмоткой низкого напряжения. То есть применение таких трансформаторов позволяет увеличить количество подключаемых линий (секций) и значительно снизить значения токов короткого замыкания по сравнению с обычными трансформаторами без расщепления обмоток. Для ограничения уровня перенапряжений, вызываемых коммутационными процессами в электрических сетях или возникающих при грозовых перенапряжениях, на высокой стороне используются ОПН-110. Для отключения и включения обесточенных участков сети, и для создания видимого разрыва на подстанции используются разъединители РГНП, то есть разъединители горизонтально-поворотного типа с полимерной изоляцией (могут снабжаться заземляющими ножами). Для автоматического включения-отключения отдельных оборудований или частей цепи при нормальных или аварийных режимах на подстанции стоят элегазовые выключатели ВГТ-110. Для измерения необходимых значений устройствами (РЗиА, счѐтчики, вольтметры, амперметры и другие устройства) предназначены измерительные трансформаторы напряжения и тока НАМИ-110 (трансформатор напряжения антирезонансный с естественным охлаждением воздуха и масла) и ТОГФ-110 (трансформаторы тока элегазовые с фарфорой изоляцией), соответственно, которые снижают первичные значения напряжения и тока до удобных для измерения. Схема РУ-10 представляет собой одну сборную шину, секционированную секционным выключателем CB 10 кВ. Поскольку на подстанции стоят трансформаторы с расщеплѐнной обмоткой, то количество шин увеличивается вдвое. Соответственно, количество секций тоже увеличивается вдвое. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 32

На каждой из отходящих линий НН стоят элегазовые выключатели внутренней установки LF2-10, разъединители РКВ-10 (Разъединители Клинового типа Внутренней установки, могут снабжаться заземляющими ножами), трансформаторы тока ТОЛ-10, трансформаторы напряжения НТМИ-10 и ограничители перенапряжения ОПН-10. При отключении источника питания одной из секций, питание подается устройством автоматического включения резервного источника. АВР снабжается секционным выключателем с втычными контактами, линейным разъединителем и трансформаторами тока. То есть АВР гарантирует бесперебойное питание потребителей электроэнергией. Для ограничения ударного тока короткого замыкания на каждой из секций установлен токоограничивающий реактор. А также на каждой из секций устанавливается дугогасящий реактор для компенсации емкостных токов. Для питания потребителей самой подстанции (вентиляция, обогрев и освещение помещений, питание шкафов ЗРУ, РЗиА, ЩСН, АИИСКУЭиТМ) используется трансформатор собственных нужд ТСЗЛ-40/10 (Трансформатор Сухой Защищѐнный с Литой изоляцией). Рисунок 2.6 – Однолинейная схема электроснабжения Вывод по разделу: в данном разделе был выполнен расчѐт электрических нагрузок, на его основе были выбраны силовые трансформаторы с расщеплѐнной обмоткой, были рассчитаны сечения питающих линий и выбрана марка питающих линий ЛЭП, был составлен генплан ЗТП и однолинейная схема ЭСН. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 33

РАЗДЕЛ 3. Технологическая часть Изм. Лист № докум. Разраб. Закиров А.З. Пров. Дрогайлова Л.Н. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ Проектирование закрытой Лит. Лист Листов 34 36 трансформаторной подстанции Н. контр. Дрогайлова Л.Н. Утв. Башмаков Д.А. городского типа 110/(10-10) кВ НЧИ К(П)ФУ гр.2141105

В данном разделе рассчитаны токи короткого замыкания, рассчитаны и выбраны современные электротехнические оборудования, рассчитано заземление подстанции, релейная защита трансформаторов. 3.1 Расчѐт токов короткого замыкания Максимально опасное воздействие влечѐт за собой трѐхфазное короткое замыкание (КЗ), так как токи во время такого замыкания имеют максимально возможные значения. Поэтому для выбора необходимых оборудований рассчитываются значения трѐхфазного КЗ. Также необходимо рассчитать минимально возможные токи КЗ. Это выполняется с целью проверки чувствительности устройств РЗиА. Иными словами, релейная защита должна реагировать на эти значения и срабатывать. Как правило, минимально возможные значения токов кз возникают при двухфазном коротком замыкании, учитывая всевозможные ремонтные режимы сети (часть ИП и ветвей бывает отключена, чтобы ток короткого замыкания был минимальным). Расчетная схема электроснабжения (ЭСН) на ЗТП и еѐ схема замещения для расчѐтов токов КЗ представлены на рисунках 3.1 и 3.2, соответственно. Рисунок 3.1 - Схема ЭСН на ЗТП Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 35

Рисунок 3.2 - Схема замещения Предварительно принимается базисная мощность и напряжение: Формулы для нахождения базисных токов: где √ √ √ √ ( ) ( ) ( ) базисная мощность, МВА; базисные напряжения, кВ. ЭДС системы: где стандартное номинальное напряжение, кВ. Сопротивление системы: Расчѐтное удельное активное и индуктивное сопротивления кабельных линий (АС-70/11): Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 36

Формулы для нахождения активного и индуктивного сопротивления линий: где расчѐтное удельное индуктивное сопротивление, ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ; расчѐтное удельное активное сопротивление, длина линии, км. Подставив имеющиеся данные получим: Формулы для нахождения сопротивления трансформаторов: ( ) ( ) ( ) ( ( ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ) ) ( ) ( ) ( ) ( ) (3.11) где стандартное номинальное напряжение, кВ; номинальная мощность трансформатора, МВА; коэффициент расщепления. 3.1.1 Определение токов КЗ на шинах ВН (точка К1) 3.1.1.1 Секционный выключатель S1 разомкнут Эквивалентное активное и индуктивное сопротивления: (3.12) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 37

(3.13) Полное эквивалентное сопротивление находится по формуле: √( √ ) (3.14) Начальное действующее значение периодической составляющей тока трѐхфазного короткого замыкания: ( ) (3.16) где Ec, Zэ – ЭДС и полное эквивалентное сопротивление ветви, о.е. Наибольшее значение апериодической составляющей трѐхфазного короткого замыкания принимается равным амплитуде начального значения периодической составляющей: √ √ (3.17) (3.18) Ударный ток к.з.: (3.19) (3.20) где ударный коэффициент. 3.1.1.2 Секционный выключатель S1 замкнут Эквивалентное активное и индуктивное сопротивления: ( ) ( ) Полное эквивалентное сопротивление находится по формуле: √( ) √ (3.23) Начальное действующее значение периодической составляющей тока трѐхфазного короткого замыкания: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 38

( ) (3.25) где Ec, Zэ – ЭДС и полное эквивалентное сопротивление ветви, о.е. Наибольшее значение апериодической составляющей трѐхфазного короткого замыкания принимается равным амплитуде начального значения периодической составляющей: √ √ (3.26) (3.27) Ударный ток к.з.: (3.28) (3.29) 3.1.2 Определение токов КЗ на шинах НН (точка К2) 3.1.2.1 Секционные выключатели S1 и S2 разомкнуты Эквивалентное активное и индуктивное сопротивления: (3.30) (3.31) Полное эквивалентное сопротивление находится по формуле: √( ) √ (3.32) Начальное действующее значение периодической составляющей тока трѐхфазного короткого замыкания: ( ) (3.34) Наибольшее значение апериодической составляющей трѐхфазного короткого замыкания принимается равным амплитуде начального значения периодической составляющей: √ √ (3.35) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 39

(3.36) Ударный ток к.з.: (3.37) (3.38) 3.1.2.2 Секционные выключатели S1 и S2 замкнуты Эквивалентное активное и индуктивное сопротивления: ( ) ( ) Полное эквивалентное сопротивление находится по формуле: √( ) √ (3.41) Начальное действующее значение периодической составляющей тока трѐхфазного короткого замыкания: ( ) (3.43) Наибольшее значение апериодической составляющей трѐхфазного короткого замыкания принимается равным амплитуде начального значения периодической составляющей: √ √ (3.44) (3.45) Ударный ток к.з.: (3.46) (3.47) 3.1.2.3 Секционные выключатели S1 разомкнут и S2 замкнут Эквивалентное активное и индуктивное сопротивления: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 40

( ) ( ) Полное эквивалентное сопротивление находится по формуле: √( ) √ (3.50) Начальное действующее значение периодической составляющей тока трѐхфазного короткого замыкания: ( ) (3.52) Наибольшее значение апериодической составляющей трѐхфазного короткого замыкания принимается равным амплитуде начального значения периодической составляющей: √ √ (3.53) (3.54) Ударный ток к.з.: (3.55) (3.56) 3.1.2.4 Секционные выключатели S1 замкнут и S2 разомкнут Эквивалентное активное и индуктивное сопротивления: ( ) ( ) Полное эквивалентное сопротивление находится по формуле: √( ) √ (3.59) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 41

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трѐхфазного короткого замыкания: ( ) (3.61) Наибольшее значение апериодической составляющей трѐхфазного короткого замыкания принимается равным амплитуде начального значения периодической составляющей: √ √ (3.62) (3.63) Ударный ток к.з.: (3.64) (3.65) 3.2 Выбор аппаратов защиты на подстанции 3.2.1 Выбор выключателей на подстанции 3.2.1.1 Выбор выключателей на стороне ВН Расчѐтное значение силы тока в нормальном и аварийном режимах находится по следующим формулам: √ √ √ √ ( ) ( ) Выберем выключатель типа ВГТ-110-40/2500-УХЛ1 с номинальными (рабочими) параметрами: - номинальный рабочий ток ; - номинальный ток отключения ; - амплитудное значение предельного сквозного тока (наибольший пик) ; - собственное время отключения ; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 42

- ток термической стойкости ; - время протекания тока термической стойкости [7]. Проверку выбранных выключателей осуществляем: • По отключающей способности: - по способности отключения периодической составляющей тока короткого замыкания: (3.68) - по способности отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания по следующей формуле: ( √ где ) минимальное время срабатывания защиты, с; время отключения выключателя, с; постоянная времени на шинах ВН подстанции, с; содержание апериодической составляющей, %. ( ) √ (3.70) - по отключающей способности полного тока короткого замыкания: √ ( √ √ ( √ ) (3.71) ) • По электродинамической стойкости: (3.72) ( где ), (3.73) – действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания; ( ) - амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания (наибольший пик) √ (3.74) ( ) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 43

(3.76) (3.77) • По термической стойкости по формуле: ( ( ) (3.78) ) (3.79) Выбранный нами выключатель типа ВГТ-110-40/2500-УХЛ1 проходит по всем параметрам, принимаем его к установке. 3.2.1.2 Выбор выключателей на стороне НН √ √ √ √ ( ) ( ) Выберем выключатель типа LF2-10-40/2000 с номинальными (рабочими) параметрами: - номинальный рабочий ток ; - номинальный ток отключения ; - амплитудное значение предельного сквозного тока (наибольший пик) ; - собственное время отключения - ток термической стойкости ; ; - время протекания тока термической стойкости [8]. Проверку выбранных выключателей осуществляем: • По отключающей способности: - по способности отключения периодической составляющей тока короткого замыкания: (3.82) - по способности отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания по следующей формуле: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 44

(3.83) √ где минимальное время срабатывания защиты, с; время отключения выключателя, с; постоянная времени на шинах ВН подстанции, с; содержание апериодической составляющей, %. ( ) √ (3.84) - по отключающей способности полного тока короткого замыкания: √ ( √ √ ) ( √ (3.85) ) (3.86) • По электродинамической стойкости: (3.87) ( где ), (3.88) – действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания; ( ) - амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания (наибольший пик) √ (3.89) ( ) (3.91) (3.92) • По термической стойкости по формуле: ( ( ) ) (3.93) (3.94) Выбранный нами выключатель типа LF2-10-40/2000 проходит по всем параметрам, принимаем его к установке. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 45

3.2.2 Выбор разъединителей на подстанции 3.2.2.1 Выбор разъединителей на стороне ВН Максимальный рабочий ток: √ Выберем разъединитель типа РГНП-110/1000-УХЛ1 с номинальными (рабочими) параметрами: - номинальный рабочий ток ; - амплитудное значение сквозного предельного тока - ток термической стойкости ; ; - время термической стойкости [9]. Проверка разъединителей осуществляется: • по способности выдерживать ударный ток КЗ (электродинамической): (3.95) • по термической стойкости по формуле: ( ) (3.96) Выбранный нами разъединитель типа РГНП-110/1000-УХЛ1 проходит по всем параметрам, принимаем его к установке. 3.2.2.2 Выбор разъединителей на стороне НН Максимальный рабочий ток: √ Выберем разъединитель типа РКВ-10/2000-УХЛ1 с номинальными (рабочими) параметрами: - номинальный рабочий ток ; - амплитудное значение сквозного предельного тока - ток термической стойкости ; ; - время термической стойкости [10]. Проверку выбранных разъединителей осуществляем: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 46

• по способности выдерживать ударный ток КЗ (электродинамической): (3.97) • по термической стойкости по формуле: ( ) (3.98) Выбранный нами разъединитель типа РКВ-10/2000-УХЛ1 проходит по всем параметрам, принимаем его к установке. 3.2.3 Выбор измерительных трансформаторов Основной целью измерительных трансформаторов (это трансформаторы тока и напряжения) является уменьшение имеющихся значений первичных токов и напряжений до необходимых (удобных) значений для подключения к сети других измерительных приборов, таких как устройства автоматики, высокочастотные тестеры, защитные реле, испытательные приборы и другие. Надѐжная работа измерительных трансформаторов влияет на подсчитываемые электрические измерения, их точность, точность учѐта электрической энергии и надѐжную работу релейной защиты и других автоматических приборов, устройств, защит. 3.2.3.1 Выбор трансформаторов тока Трансформаторы тока – это трансформаторы, предназначенные для преобразования первичного тока до удобных для измерений значений. Первичная обмотка такого трансформатора включается в цепь последовательно с измеряемым переменным током, а во вторую же обмотку подключаются необходимые нам измерительные приборы (амперметры, ваттметры, счѐтчики). Необходимые для работы трансформаторы тока, запитывающие измерительные приборы выбирают по номинальному первичному току и номинальному вторичному току, а также трансформатор тока должен быть проверен на динамическую и термическую стойкость в режиме короткого замыкания. Критерии выбора трансформаторов тока: - номинальное напряжение: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 47

(3.99) - номинальный первичный ток: (3.100) - по вторичной нагрузке: (3.101) - по динамической стойкости: (3.102) - по термической стойкости: (3.103) 3.2.3.1.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН Имеющиеся данные: - максимальный рабочий ток - Ударный ток - Тепловой импульс . Выбираем трансформатор тока типа ТОГФ-110-III-250/5 производства компании ЗАО «Завод электротехнического оборудования» (сокращѐнно, ЗАО «ЗЭТО»). Номинальные параметры: - Номинальный первичный ток - Номинальный вторичный ток ; ; - Номинальное сопротивление вторичной цепи - Ток динамической стойкости ; - Ток термической стойкости ; - Время термической стойкости [11]. Трансформаторы тока ; устанавливаются в цепи ВН силовых трансформаторов и в цепи секционного выключателя. К вторичной обмотке трансформаторов тока присоединяются амперметры. Осуществляем проверку трансформаторов тока: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 48

- по номинальному напряжению: (3.104) - по номинальному первичному току: (3.105) - по вторичной нагрузке: (3.106) - по динамической стойкости: (3.107) - по термической стойкости: (3.108) Принимаем к установке следующие приборы: амперметр типа Э-365 ), ваттметр Д-335 ( ( ), счѐтчик СЭТ-4ТМ ( ). Выбранные приборы для высокого напряжения приведены в таблице 3.1. Таблица 3.1 – Измерительные приборы на стороне ВН Прибор Серия (тип) Амперметр (показывающий) Ваттметр (регистрирующий) Счетчик активной и реактивной мощностей Итого Э-365 Д-335 СЭТ-4ТМ Полная мощность каждой из фаз, ВА А В С 0,1 0,1 0,1 0,5 0,5 0,5 0,15 0,15 0,15 0,75 0,75 0,75 Общее сопротивление приборов: (3.109) Находим сопротивление проводов по формуле: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 49

(3.110) где номинальная нагрузка трансформатора тока при работе, Ом; сопротивление приборов, Ом; сопротивление контактов, Ом (в диапазоне равной 0,05÷0,1 Ом). Тогда: По следующей формуле находим площадь поперечного сечения проводов: ( где ) удельное сопротивление провода, которая равна: для медных , для алюминиевых – 0,0281 0,0175 ; расчѐтная длина провода, м; сопротивление провода, Ом. ( ) Выбираем в качестве провода для питания измерительных приборов кабель марки КВВГ, имеющего сечение 1,0 . Таким образом, выбранный нами трансформатор тока ТОГФ-110-III-250/5 можно принять к установке. 3.2.3.1.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН Имеющиеся данные: - максимальный рабочий ток - ударный ток ; ; - тепловой импульс Изначально . выберем трансформатор тока типа ТОЛ-НТЗ-10-2000/5 производства компании «Невский Трансформаторный Завод» (НТЗ). Номинальные параметры: - Номинальный первичный ток ; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 50

- Номинальный вторичный ток ; - Номинальное сопротивление вторичной цепи - Ток динамической стойкости ; ; - Ток односекундной термической стойкости - Время термической стойкости ; [12]. Осуществляем проверку трансформаторов тока: - по номинальному напряжению: (3.113) - по номинальному первичному току: (3.114) - по вторичной нагрузке: (3.115) - по динамической стойкости: (3.116) - по термической стойкости: (3.117) Принимаем к установке следующие приборы: амперметр типа Э-365 ), ваттметр Д-335 ( ( ), счѐтчик СЭТ-4ТМ ( ). Выбранные приборы для низкого напряжения приведены в таблице 3.2. Таблица 3.2 – Измерительные приборы на стороне НН Прибор Серия (тип) 1 Амперметр (показывающий) Ваттметр (регистрирующий) Счетчик активной и реактивной 2 Э-365 Д-335 СЭТ-4ТМ Полная мощность каждой из фаз, ВА А В С 3 4 5 0,15 0,15 0,15 0,6 0,6 0,6 0,2 0,2 0,2 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 51

продолжение таблицы 3.2 1 мощностей Итого 2 3 4 5 0,95 0,95 0,95 Суммарное сопротивление приборов: ( ) Сопротивление соединительных проводов: (3.119) Сечение соединительных проводов: ( ) Выбираем в качестве провода для питания измерительных приборов кабель марки КВВГ, имеющего сечение 1,5 . Таким образом, выбранный нами трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10-2000/5 можно принять к установке. 3.2.3.2 Выбор трансформаторов напряжения Измерительные трансформаторы напряжения – это трансформаторы, предназначенные для снижения (уменьшения) первичных значений напряжения до более удобных значений для измерения другими устройствами и приборами (устройства РЗиА, счѐтчики и т.д.). 3.2.3.2.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН На стороне высокого напряжения устанавливаем 1 вольтметр с переключением, основная задача которого это измерение фазного напряжения, а также установим 3 вольтметра, цель которых это измерение междуфазного напряжения. Итого, 4 вольтметра типа ЭВ2259М, Выбираем 2 трансформатора напряжения НАМИ-110 на высокой стороне, его номинальная мощность [13]. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 52

Для выбора сечения соединительных проводов придерживаемся условия механической прочности. Выбираем в качестве провода для питания измерительных приборов кабель марки КВВГ, имеющий сечение 2,5 . Выбранные приборы на стороне высокого напряжения приведены в таблице 3.3. Таблица 3.3 – Измерительные приборы на стороне ВН ЭВ2259М Д-335 Мощность, ВА 2 1,8 Число приборов 4 1 Суммарная мощность, ВА 8 1,8 СЭТ-4ТМ 0,2 1 0,2 6 10 Прибор Серия (тип) Вольтметр Ваттметр (регистрирующий) Счетчик активной и реактивной мощностей Итого 3.2.3.2.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН На стороне низкого напряжения к обмотке трансформатора напряжения (вторичному) будут подключены: 1 вольтметр с переключением, основная задача которого это измерение фазного напряжения, а также установим 3 вольтметра, цель которых это измерение междуфазного напряжения. Выбираем 4 трансформатора напряжения НТМИ-10 на низкой стороне, его номинальная мощность [14]. Для выбора сечения соединительных проводов придерживаемся условия механической прочности. Выбираем в качестве провода для питания измерительных приборов кабель марки КВВГ, имеющий сечение 2,5 . Выбранные приборы на стороне низкого напряжения приведены в таблице 3.4. Таблица 3.4 - Измерительные приборы на стороне НН 2 Мощность, ВА 3 Число приборов 4 Суммарная мощность, ВА 5 ЭВ2259М 2 4 8 Прибор Серия (тип) 1 Вольтметр Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 53

продолжение таблицы 3.4 1 Ваттметр (регистрирующий) Счетчик активной и реактивной мощностей Итого 2 3 4 5 Д5066М 1,8 1 1,8 СЭТ-4ТМ 0,2 1 0,2 6 10 3.2.4 Выбор ограничителей перенапряжения на стороне ВН и НН На любых предприятиях, в зданиях разного назначения имеющееся оборудование может оказаться под непредвиденно высоким напряжением по сравнению с номинальным. Изоляция оборудования и проводов должна выдерживать подобные перенапряжения. Обычно такой режим может произойти из-за атмосферных перенапряжений (например, гроза, молния) или из-за коммутации в электрических цепях. Раньше для защиты электрооборудования от коммутационных и грозовых разрядов использовали разрядники. На смену им пришли ограничители напряжения (сокращѐнно ОПН), так как они обладают рядом плюсов по сравнению с разрядниками: - отсутствует искровой промежуток (но может быть и с ним); - ограничивает широкий спектр перенапряжений; - неограниченное количество срабатываний; - постоянные заданные параметры и т.д. В нашем случае, ОПН – это устройство, для защиты электрического оборудования, а именно их изоляции, от атмосферных разрядов и прочих коммутационных перенапряжений. Выберем ОПН для высокого и низкого напряжений. Для стороны ВН выберем ограничитель перенапряжений ОПН-П1110/73/10/2 УХЛ1; на стороне НН будут стоять ОПН-П1-10/12,0/10/2 УХЛ2. Все ограничители перенапряжения и их комплектующие для установки производятся и поставляются компанией «ЗЭТО» [15]. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 54

3.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции Трансформатор собственных нужд (сокращѐнно ТСН) – это силовой понижающий трансформатор, который питает группы электроприѐмников (обслуживающее оборудование) собственных нужд подстанции. Суммарная мощность электрических потребителей подстанции невелика. К числу этих потребителей электрической энергии подстанции относятся: устройства РЗиА, электрический подогрев помещений ЗТП, вентиляция, освещение (рабочее, аварийное), резерв и прочие электроприѐмники. Что бы выбрать ТСН, нам нужно рассчитать суммарную расчѐтную нагрузку электроприѐмников собственных нужд. Все рассчитанные данные сводятся в таблицу 3.5. Таблица 3.5 – Потребители электроэнергии на ЗТП Потребители Количес Номиналь Коэффиц Коэффи Активная Реактивная тво ная иент циент нагрузка, нагрука, потреби мощность мощности спроса кВт кВАр телей, , кВА шт. Устройства РЗиА 25 0,75 0,9 1 16,875 8,17 Освещение 35 0,6 1 0,8 21 - Обогрев 35 0,45 1 0,9 15,75 - 35 0,45 0,87 0,8 13,7025 7,77 Шкафы ЗРУ 10 кВ, 12 0,75 1 1 9 - - 0,954 0,9 76,4 15,94 помещений ЗТП Вентиляция ЩСН, АИИСКУЭиТМ, устройств связи ИТОГО - Формула для нахождения суммарной расчѐтной нагрузки электроприѐмников собственных нужд выглядит следующим образом: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 55

√(∑ ) (∑ ) (3.121) Подставив имеющиеся значения из таблицы 3.5, получим: √( ) ( ) Условие дл я выбора ТСН: (3.122) Выбираем 2 трансформатора собственных нужд ТСЗЛ-40/10, производимые и поставляемые компанией «Чебоксарский Электрозавод Трансформатор (ЧЭТ)»[16]. Коэффициенты загрузок ТСН в нормальном и аварийном режимах: Трансформаторы удовлетворяют необходимым требованиям (перегруз не более 40%), подходят по условию их выбора. Два ТСН будут подключены к секциям 1 и 2 (по одному на каждую из секций). 3.3 Заземление ЗТП 3.3.1 Расчѐт заземляющих устройств Исходные параметры для расчѐта заземляющих устройств: ‒ Площадь подстанции ‒ ; Удельное сопротивление грунта (чернозѐм) (учитывая промерзания); ‒ Длина вертикального заземлителя 5м; ‒ Глубина залегания заземлителя в грунт ‒ Время срабатывания релейной защиты выключателей 2 м; = 0,12 c, время срабатывания = 0,08 c; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 56

Время срабатывания защит суммируется: (3.123) Для по справочнику находим допустимое напряжение прикосновения [17]. Находим коэффициент напряжения прикосновения: ( где √ ) ( ( ( ) ( ) ) √ ) √ суммарная длина горизонтальных полос: √ по генплану; расстояние между вертикальными электродами: а = 5м. Напряжение на заземлителе : ( ) Полученное значение в пределах допустимого (должно быть меньше 10 кВ по ПУЭ [6]). Допустимое значение сопротивления заземляющего устройства: ( где ) ( ) ( ) ( ) Допустимое значение сопротивления заземляющего устройства для сетей с глухозаземлѐнной и эффективно заземлѐнной нейтралью 110 кВ должно быть не более 0,5 Ом по ПУЭ [6]. Полученное значение является допустимым. Действительный план заземления преобразуется в квадратную модель, величина еѐ стороны равна: √ √ Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 57

Число ячеек по стороне квадрата: ( √ ) Округляем до ближайшего большего значения и берѐм Длина полос в расчетной модели: √ ( ) (3.130) Длина сторон каждой из ячеек составляет: √ ( ) Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии, что √ ( ) принимаем Общая длина вертикальных заземлителей: (3.133) Рассчитаем относительную глубину: ( √ ) Рассчитаем коэффициент А: (3.135) √ Общее сопротивление сложного заземляющего устройства: ( √ ) что больше Находится напряжение прикосновения: (3.137) что больше допустимого значения 400 В. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 58

Для уменьшения значений напряжения прикосновения и сопротивления заземляющего устройства до допустимых применяем метод подсыпки гравия или используем естественные заземлители. 3.3.2 Методы уменьшения напряжения прикосновения 1) Можно допустить, что на ЗТП могут быть использованы естественные заземлители системы трос – опоры 110 кВ общим сопротивлением 2 Ом. В этом случае, необходимое сопротивление искусственных заземлителей равно: ( Тогда, сопротивление заземляющего контура подстанции ) будет удовлетворять требованию: (3.139) Общее сопротивление сложного заземляющего устройства с учѐтом естественных заземлителей будет равна: ( ) что меньше Тогда напряжение прикосновения станет равной: (3.141) что меньше допустимого значения 400 В. 2) Суть второго метода уменьшения напряжения прикосновения состоит в подсыпке слоя гравия толщиной 0,2 м по всей территории ЗТП. Удельное сопротивление верхнего слоя почвы (гравия) станет равной тогда ( √ ) ( √ ( ) ( ) ) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 59

Подсыпка гравием не будет влиять на растекание тока с заземляющего устройства, так как глубина заложения заземлителей равна 0,7 м (по Татарстану) и она больше толщины слоя гравия, поэтому и величина M останутся неизменными. Напряжение на заземляющем устройстве : ( ) ( ) ( ) Сопротивление заземляющего устройства: что больше = 0,58 Ом. Напряжение прикосновения составит: что меньше допустимого значения 400 В. Определим максимально допустимый ток однофазного к.з. на данной подстанции: ( При больших токах к.з. необходимо снизить величину ) за счет учащения сетки полос или дополнительных вертикальных электродов. Рисунок 3.3 – Заземление ЗТП Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 60

3.4 Расчет защит силового трансформатора 3.4.1 Расчет дифференциальной защиты силового трансформатора В первую очередь, определяются первичные и вторичные токи в плечах дифференциальной защиты трансформатора: √ ( ) ( ) √ √ где – номинальный первичный ток; - номинальная мощность трансформатора; номинальное межфазное напряжение, исследуемой стороны. Выбирается трансформатор тока по величине номинального тока защищаемого трансформатора: • Трансформатор тока на стороне высокого напряжения: √ √ Выбираем коэффициент трансформации . • Трансформатора тока на стороне низкого напряжения: Выбираем коэффициент трансформации . Рассчитываем вторичные токи в плечах диффзащиты трансформатора для высокой и низкой стороны: ( ) ( ) √ ( ⁄ ) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 61

⁄ ) ( где коэффициент схемы для ТТ на основной стороне. Определим ток срабатывания защиты на реле ДЗТ – 11: ( где ) = 1,5 – коэффициент отстройки для дифференциальной защиты на реле ДЗТ. Основной стороной берѐм высокую сторону 110 кВ. Определим ток срабатывания основной стороны: ( ) √ ( Число витков обмотки ⁄ ) трансформатора (НТТ), подключаемой к трансформаторам тока основной частоты, рассчитывается по формуле: ( ) ( ) ( где ) магнитодвижущая сила, необходимая для срабатывания реле, принимается равной ( ) для дифференциальных реле. Уточним ток срабатывания реле: Для неосновной обмотки, число витков определяется по условию обеспечения выравнивания МДС обмоток основной и неосновной сторон защищаемого трансформатора в номинальном режиме: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 62

( ) Из этого соотношения следует, что число витков обмотки НТТ, включаемой на неосновной стороне, должно быть: ( ) ( ) Выбираем Wнеосн = 14 витков. Для обеспечения несрабатывания реле при внешних КЗ на тормозной обмотке реле должно быть включено число витков Wm, которая вычисляется по формуле: ( ( ) где ) – максимальный ток небаланса, А; Wp – расчетное число витков рабочей обмотки реле на стороне, где включено тормозная обмотка; tanα = 0,75 – для реле ДЗТ-11. Ток небаланса, приведенный к стороне НН, состоит из трѐх составляющих: ( Первая составляющая тока небаланса ) I΄нб определяется наличием погрешности ТА: ( ) ( ) ( ) где ε – относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым предельных кратностей принимаем равным 0,1; – коэффициент однотипности, принимается равным 1; коэффициент, учитывающий переходный режим, принимается равным 2 для реле с НТТ. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 63

Вторая составляющая тока небаланса I΄΄нб зависит от изменения коэффициента трансформации защищаемого трансформатора при наличии устройства РПН: ( ) где ( ) - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора. Третья составляющая тока небаланса обусловлена неточностью выравнивания магнитодвижущей силы (МДС) сторон промежуточного ТА реле ДЗТ – 11 и определяется по формуле: ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Тогда: Количество витков тормозной обмотки вычисляем по формуле: ( ) ( ) Определется коэффициент чувствительности: ( ) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 64

√ (√ ⁄ ) ( ⁄ ) ( ⁄ ) 3.4.2 Расчет максимальной токовой защиты Защита от внешних коротких замыканий служит для отключения трансформатора при КЗ на сборных шинах или на отходящих линиях, если РЗиА или выключатели этих элементов отказали в работе. МТЗ так же используется в качестве резервной (в случае отказа основных) с целью защиты трансформатора от внутренних повреждений. Ток срабатывания МТЗ: где ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) = 0,85 - для реле РТ-40; коэффициент отстройки, принимается равной 1,2. Определяется сопротивление трансформатора по формуле: ( ) Сопротивление линии: Формула для расчѐта сопротивления двигателя при пуске: (( ) ) √ Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 65

√ Эквивалентное сопротивление приведем к высокой стороне 110 кВ: ( ( ) ( ( ) ( ) ( ) ) ) По следующей формуле находится сопротивление нагрузки: ( ( ̇ ) √ ) √ Эквивалентное сопротивление состоит из следующих составляющих и находится по формуле: ( ) ( ) ( ) ( ) Найдѐм коэффициент самозапуска: Формула нахождения тока самозапуска: √ √ Предельный ток: √ √ Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 66

Подставив полученные значения рассчитаем ток срабатывания защиты: ( ) ( ) Тогда ток срабатывания реле будет равен: √ ( ⁄ ) Окончательно выбираем реле РТ-40/50. Проверяется коэффициент чувствительности при двухфазном коротком замыкании за трансформатором: ( ) ( ) ( ) √ (√ ⁄ ) ( ⁄ ) ( ⁄ ) Выдержку времени выбираем на ступень выше наибольшей выдержки времени , что бы обеспечивалась селективность: ( ) ( ) 3.4.3 Расчет защиты от перегрузок Ток срабатывания релейной защиты от перегрузок выбирается из условия возврата токового реле при минимальном токе трансформатора: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 67

√ ( где ( ) ( ) ( ) ⁄ ) коэффициент отстройки. Окончательно выбираем реле РТ-40/20. Выдержку времени (время срабатывания защиты) от перегрузок выбираем на ступень выше времени защиты трансформатора от внешних коротких замыканий (от времени срабатывания МТЗ): ( ) 3.4.4 Газовая защита трансформатора По ПУЭ на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более должна быть предусмотрена и установлена газовая защита. Поэтому для выбранных трансформаторов необходима подобная защита [6]. Газовая защита — защита от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла, для масляных трансформаторов с действием на сигнал и на отключение [18]. При КЗ между витками (межвитковые короткие замыкания) и других повреждениях обмотки трансформатора, трансформаторное масло очень сильно нагревается и начинает разлагаться. Для предотвращения этого явления и создана газовая защита. Газовая защита выполнена на газовом реле, которое является еѐ измерительным органом. Это реле устанавливается в трубе, связывающий бак трансформатора с расширительным баком. Газовое реле состоит из кожуха и двух Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 68

поплавков, которые расположены внутри кожуха. Поплавки имеют ртутные контакты, замыкающиеся при изменении положения поплавков. Поплавки расположены на разной длине (один поплавок выше, другой – ниже). Если газообразование слабое и уровень масла снижено незначительно, то контакты верхнего поплавка замыкаются, и сигнал идѐт в диспетчерскую. При очень сильном газообразовании и значительном снижении уровня масла контакты нижнего поплавка замыкаются, и трансформатор автоматически отключается. Достоинства: 1) высокая чувствительность; 2) чувствительна на многие виды повреждений внутри бака; 3) небольшое время срабатывания; 4) простота конструкции; 5) защита трансформатора при любых снижениях уровня масла по каким-либо причинам. Недостатки: 1) защита не чувствительна к повреждениям вне бака; 2) ложное срабатывание при попадании воздуха внутрь бака (после ремонта или заливке/доливке трансформаторного масла). Рисунок 3.4 – Релейная защита трансформатора Вывод по разделу: в данном разделе были рассчитаны токи короткого замыкания, рассчитаны и выбраны современные аппараты защиты и электротехническое оборудование, рассчитано заземление подстанции, релейная защита трансформаторов. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 69

РАЗДЕЛ 4. Спецвопрос Расчѐт освещения помещений ЗТП Изм. Лист № докум. Разраб. Закиров А.З. Пров. Дрогайлова Л.Н. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ Проектирование закрытой Лит. Лист Листов 70 11 трансформаторной подстанции Н. контр. Дрогайлова Л.Н. Утв. Башмаков Д.А. городского типа 110/(10-10) кВ НЧИ К(П)ФУ гр.2141105

В данном разделе будет рассчитано рабочее и аварийное освещение подстанции, выбраны светодиодные светильники и их расположение, марка и сечение питающих проводов. 4.1 Виды освещения и нормы освещенности В соответствии со СНиП 23-05-95 (действующий) искусственное освещение разделяют на рабочее, аварийное, эвакуационное (аварийное освещение для эвакуации), охранное. В случае необходимости некоторую часть светильников того или иного вида освещения можно использовать для дежурного освещения. Рабочее освещение – освещение, которое обеспечивает необходимую освещенность при режиме работы осветительной установки и сети. Аварийное освещение – освещение, которое включается при аварийном отключении рабочего освещения с целью продолжения работы. Эвакуационное освещение, которое освещение (аварийное должно включаться освещение и для обеспечивать эвакуации) – необходимую освещенность для эвакуации людей из помещения или здания в случае отключения рабочего освещения. Охранное освещение – один из видов рабочего освещения, осветительные установки подвешиваются по периметру территории предприятия. Дежурное освещение – освещение в нерабочее время. Рабочее освещение должно быть спроектировано для любого объекта и рабочие осветительные установки должны быть установлены во всех помещениях и на открытых территориях. Аварийное освещение необходимо предусматривать и спроектировать заранее, если отключение рабочего освещения и связанное с этим нарушение нормального обслуживания оборудования и механизмов может вызвать: - взрыв, пожар, опасность для жизни людей, их отравление, длительное нарушение технологического процесса, значительный материальный ущерб; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 71

- нарушение режимов работы некоторых объектов (это объекты, которые не должны прекращать свою работу; к ним можно отнести электрические станции, помещения токоограничивающих и дугогасящих реакторов, вентиляционные камеры, помещения персонала, диспетчерские пункты, насосные установки водоснабжения, канализации и теплофикации, и т.д.) По пункту 7.75 СНиП 23-05-95: Освещение безопасности должно создавать на рабочих поверхностях в производственных помещениях и на территориях предприятий, требующих обслуживания при отключении рабочего освещения, наименьшую освещенность в размере 5% освещенности, нормируемой для рабочего освещения от общего освещения, но не менее 2 лк внутри зданий и не менее 1 лк для территорий предприятий. При этом создавать наименьшую освещенность внутри зданий более 30 лк при разрядных лампах и более 10 лк при лампах накаливания допускается только при наличии соответствующих обоснований. Эвакуационное освещение должно обеспечивать наименьшую освещенность на полу основных проходов (или на земле) и на ступенях лестниц: в помещениях - 0,5 лк, на открытых территориях - 0,2 лк. Неравномерность эвакуационного освещения (отношение максимальной освещенности к минимальной) по оси эвакуационных проходов должна быть не более 40 : 1. Светильники освещения безопасности в помещениях могут использоваться для эвакуационного освещения [19]. Расчѐт искусственного освещения выполнен методом коэффициента использования, так как помещения не большие, нет больших участков затенения. В этом методе рассчитывается общее равномерное освещение помещений и находится средняя освещенность. В генплане на отметке 0,000 метров (первый этаж) предварительно намечено 33 помещения. Для каждого из них в соответствии с нормами СНиП 2305-95 проводим расчѐт освещения. По получившемуся световому потоку будем Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 72

выбирать светильники компании «Effest», которая производит светодиодные светильники для административно-офисного, уличного, промышленного, торгового освещений, освещения объектов ЖКХ. Ассортимент светодиодных светильников компании включает в себя более 40 моделей и более 200 комплектаций, световой поток которых варьируется от 720 до 24000 лм. Светильники имеют все необходимые степени защиты (IP20, IP40, IP54, IP65), изготавливаются для климатических условий УХЛ1 и УХЛ4; материал корпуса изготавливается на заказ из алюминия, стали или пластика; по желанию могут быть выполнены для различных типов монтажа (подвесной, накладной, встраиваемый, настенный и т.д.). 4.2 Расчѐт освещения для помещений ЗРУ 4.2.1. Расчѐт освещения для помещений силовых трансформаторов (101, 102) Используя метод коэффициента использования светового потока, определяем освещение для помещений 101 и 102. Нормированная рабочая освещѐнность E = 50 лк. Имеющиеся размеры помещения: , , Высоту от потолка до освещаемой поверхности ; примем равным 6,5 м. - оптимальное относительное расстояние между светильниками L к высоте их подвеса h следует брать в пределах 1,0 ÷ 1,3 м. Допускается изменение этих пределов не более чем на 30 %. Возьмѐм . Высоту от потолка до самой нижней части светильника (высота свеса светильника) берут в зависимости от типа лампы (растровый, подвесной, настенный), которая варьируется в пределах 0,4 ÷ 2м. Возьмѐм С помощью имеющихся данных вычислим расчѐтную высоту: (4.1) где высота помещения, м; высота от потолка до освещаемой поверхности, м; высота свеса светильника, м. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 73

Определяем расстояние между соседними светильниками по следующей формуле: (4.2) где расчѐтная высота (высота от нижней точки светильника до рабочей поверхности), м; оптимальное относительное расстояние между соседними светильниками. Общее число рядов светильников в помещении находим по формуле: (4.3) где ширина помещения, м; расстояние между соседними светильниками, м. Определяем число светильников в ряду по формуле: (4.4) где длина помещения, м. расстояние между соседними светильниками, м. Округляем полученные значения до ближайших целых: ; . Общее количество светильников в помещение находится по формуле: (4.5) Находим расстояние от крайних рядов до стены ( по формуле: ) ( ) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 74

( ) Находим расстояние от крайних светильников до стены ( ( по формуле: ) ( ) ) Находим индекс помещения по следующей формуле: ( ) ( ) (4.8) В зависимости от коэффициентов отражения поверхностей потолка, стен и пола по справочной книге для проектирования электрического освещения под редакцией Кнорринга [20] выбираем коэффициент использования светового потока . Коэффициент запаса k и коэффициент неравномерности освещенности Z для светодиодных светильников принято брать равным 1. Расчетный световой поток светодиодной лампы находим по формуле: (4.9) где минимальная нормированная освещенность по ПУЭ, лк; коэффициент запаса; освещаемая площадь, ; коэффициент неравномерности освещения; количество светильников; коэффициент использования светового потока; По каталогу компании «Effest» выбираем пылезащищѐнные светодиодные светильники «Алюмо», который имеет световой поток , что отличается от полученного расчѐтного значения на: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 75

( ) ( ) (4.10) Пределы допуска должны быть в интервале от -10% до +20%, это означает, что пылезащищѐнные светодиодные светильники «Алюмо» выбраны верно. Приступаем к расчѐту аварийного освещения помещений силовых трансформаторов: Согласно пункту 7.75 СНиП 23-05-95 [19]: Освещение безопасности должно создавать на рабочих поверхностях в производственных помещениях и на территориях предприятий, требующих обслуживания при отключении рабочего освещения, наименьшую освещенность в размере 5% освещенности, нормируемой для рабочего освещения от общего освещения, но не менее 2 лк внутри зданий и не менее 1 лк для территорий предприятий. При этом создавать наименьшую освещенность внутри зданий более 30 лк при разрядных лампах и более 10 лк при лампах накаливания допускается только при наличии соответствующих обоснований [19]. Для расчѐта аварийного освещения примем 5 % от минимальной нормированной освещенности помещения: (4.11) Для освещения помещения в случае аварии будут включаться только 2 светильника от общего количества светильников рабочего освещения. Расчетный световой поток светодиодной лампы аварийного освещения находим по формуле: ( где ) минимальная аварийная освещѐнность, лк; Выбор кабеля для питания светодиодных светильников находится по формуле: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 76

∑ где (4.13) мощность, потребляемая одним светодиодным светильником, Вт; напряжение сети, В. Выбор сечения питающего кабеля производится по формуле: ∑ где ( ) мощность, потребляемая одним светодиодным светильником, Вт; длина кабеля от щитка освещения до светодиодного светильника, м; удельная электрическая проводимость кабеля, для медных проводов равна 54 ; допустимая потеря напряжения, %; фазное напряжение сети, В. ∑( ) Выбираем наиболее ближайшее сечение кабеля, равное 0,5 . Выбираем провод повышенной гибкости с поливинилхлоридной изоляцией марки ПВ-3 1x0,5 с допустимым длительным током 10 А. 4.2.2 Результаты расчѐтов освещения всех помещений ЗТП Таблица 4.1. Рабочее освещение помещений ЗТП. Помещения Нормированная рабочая освещѐнность, лк 1 2 3 101 Силового трансформатора Т1 50 4 3488,4 «Алюмо», 3600 лм 3,2 102 Силового трансформатора Т2 50 4 3488,4 «Алюмо», 3600 лм 3,2 № Количес- Расчѐтный Выбранный Пределы тво световой светильник допуска, светиль- поток, лм компании % ников, «Effest» шт. 4 5 6 7 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 77

продолжение таблицы 4.1 1 2 103 150 2 10588 «Пром-С», 10500 лм -0,8 150 2 10588 «Пром-С», 10500 лм -0,8 150 2 10588 «Пром-С», 10500 лм -0,8 150 2 10588 «Пром-С», 10500 лм -0,8 107 Токоограничивающих реакторов 10 кВ Токоограничивающих реакторов 10 кВ Токоограничивающих реакторов 10 кВ Токоограничивающих реакторов 10 кВ ЗРУ 10 кВ 150 2 8181,82 2,66 108 ЗРУ 10 кВ 150 3 6000 109 ЗРУ 10 кВ 150 2 8181,82 110 ЗРУ 10 кВ 150 3 6000 111 Дугогасительные реакторы 10 кВ 150 2 4256,7 112 Дугогасительные реакторы 10 кВ 150 2 4256,7 113 Дугогасительные реакторы 10 кВ 150 2 4256,7 114 Дугогасительные реакторы 10 кВ 150 2 4256,7 115 РЗиА 300 4 11250 116 Щитки постоянного тока, аккумуляторных батарей АБ1 и АБ2, шкафов распределения отходящих линий ШОЛ1 и ШОЛ2 Щитки собственных нужд ЩСН1 и ЩСН2 150 4 3857 «ИндастриКомби», 8400 лм «Пром-М 12V», 6000 лм «ИндастриКомби», 8400 лм «Пром-М 12V», 6000 лм «Световая Линия», 4500 лм «Световая Линия», 4500 лм «Световая Линия», 4500 лм «Световая Линия», 4500 лм «Пром-С», 11350 лм «Медикл», 3700 лм 150 4 3857 «Медикл», 3700 лм 4,07 104 105 106 117 3 4 5 6 7 0 2,66 0 5,7 5,7 5,7 5,7 0,9 4,07 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 78

продолжение таблицы 4.1 1 2 118 Шкафы АИИСКУЭ и ТМ Шкафы связи 300 2 9000 300 2 9000 300 2 9000 150 2 4500 150 2 4500 123 Шкафы служб релейной защиты Трансформатора собственных нужд ТСН1 Трансформатора собственных нужд ТСН2 Персонала 200 2 8888,9 124 Санузел 50 1 1250 125 Кабельной шахты 50 3 1481,5 126 Кабельной шахты 50 4 1388,9 127 Коридор 75 13 2206,7 128 Устройства компенсации реактивной мощности Лестничная клетка 150 2 5454,6 100 2 Вентиляционной камеры Хранения запасних частей, инструментов и принадлежностей Хранения уборочного инвентаря Тамбур 150 119 120 121 122 129 130 131 132 133 3 4 5 6 «Пром-М», 9000 лм «Пром-М», 9000 лм «Пром-М», 9000 лм «Световая линия», 4500 лм «Световая линия», 4500 лм «Пром-М», 9000 лм «Эллипс», 1140 лм «Эллипс», 1440 лм «Эллипс», 1440 лм «Пром-М 12V», 2400 лм «Пром-М 12V», 5400 лм 0 2678,6 «Алюмо», 2700 лм 0,8 1 3750 -1,3 75 2 1666,7 «Медикл», 3700 лм «ГрильятоЭко», 1620 лм 50 1 1250 «Эллипс», 1140 лм -8,8 150 2 4354,8 «Пром-М», 4400 лм 1,04 Таблица 4.2. Аварийное освещение помещений ЗТП. Помещения Минимальная Расчѐтный № аварийная аварийный освещѐнность, световой лк поток, лм 1 101 7 2 Силового трансформатора Т1 2,5 3 4 348,8 0 0 0 0 1,25 -8,8 -2,7 3,7 8,8 -1 -2,8 Выбранный(е) светильник(и) аварийного освещения 5 Белый Свет «FSP 03», 380 лм Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 79

1 2 продолжение таблицы 4.2 4 5 3 102 Силового трансформатора Т2 2,5 348,8 103 7,5 1058,8 7,5 1058,8 7,5 1058,8 7,5 1058,8 107 Токоограничивающих реакторов 10 кВ Токоограничивающих реакторов 10 кВ Токоограничивающих реакторов 10 кВ Токоограничивающих реакторов 10 кВ ЗРУ 10 кВ 7,5 818,2 108 ЗРУ 10 кВ 7,5 900 109 ЗРУ 10 кВ 7,5 818,2 110 ЗРУ 10 кВ 7,5 900 111 Дугогасительные реакторы 10 кВ Дугогасительные реакторы 10 кВ 7,5 851,4 7,5 851,4 Дугогасительные реакторы 10 кВ Дугогасительные реакторы 10 кВ РЗиА 7,5 851,4 7,5 851,4 15 2250 7,5 771,43 7,5 771,43 118 Щитки постоянного тока, аккумуляторных батарей АБ1 и АБ2, шкафов распределения отходящих линий ШОЛ1 и ШОЛ2 Щитки собственных нужд ЩСН1 и ЩСН2 Шкафы АИИСКУЭ и ТМ 15 900 119 Шкафы связи 15 900 120 15 900 7,5 450 7,5 450 123 Шкафы служб релейной защиты Трансформатора собственных нужд ТСН1 Трансформатора собственных нужд ТСН2 Персонала 10 500 124 Санузел 2,5 62,5 104 105 106 112 113 114 115 116 117 121 122 Белый Свет «FSP 03», 380 лм Effest «Эллипс», 1140 лм Effest «Эллипс», 1140 лм Effest «Эллипс», 1140 лм Effest «Эллипс», 1140 лм Белый Свет «Vitarion», 810 лм Белый Свет «Rumb», 945 лм Белый Свет «Vitarion», 810 лм Белый Свет «Rumb», 945 лм Effest «Алюмо», 850 лм Effest «Алюмо», 850 лм Effest «Алюмо», 850 лм Effest «Алюмо», 850 лм Белый Свет «Barton», 2400 лм Effest «Эллипс», 720 лм Effest «Эллипс», 720 лм Белый Свет «Rumb», 945 лм Белый Свет «Rumb», 945 лм Белый Свет «Rumb», 945 лм Белый Свет «Rumb», 480 лм Белый Свет «Rumb», 480 лм Белый Свет «Rumb», 480 лм Белый Свет «Orbita», 70 лм Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 80

продолжение таблицы 4.2 1 2 3 4 125 Кабельной шахты 7,5 666,7 126 Кабельной шахты 7,5 833,33 127 Коридор 3,75 358,6 128 7,5 545,45 129 Устройства компенсации реактивной мощности Лестничная клетка 5 267,86 130 Вентиляционной камеры 7,5 187,5 131 Хранения запасних частей, инструментов и принадлежностей Хранения уборочного инвентаря Тамбур 3,75 166,7 2,5 62,5 7,5 435,5 132 133 5 Effest «Эллипс», 720 лм Белый Свет «Vitarion», 810 лм Белый Свет «FSP 03», 380 лм Белый Свет «Meteor», 600 лм Белый Свет «Gorizont», 250 лм Белый Свет «Oko», 200 лм Белый Свет «Sputnik», 175 лм Белый Свет «Orbita», 70 лм Белый Свет «Rumb», 480 лм Рисунок 4.1 – Освещение помещений ЗТП Вывод по разделу: рассчитано рабочее и аварийное освещение подстанции, выбраны светодиодные светильники, марки проводов и их сечение. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 81

Заключение Целью выпускной квалификационной работы являлось проектирование компактной закрытой трансформаторной подстанции 110/(10-10) кВ, которая сможет обеспечивать электрической энергией часть города Набережные Челны в условиях его застройки. В аналитическом обзоре была приведена классификация и назначение подстанций, приведены проблемы в электроэнергетике города Набережные Челны, предстоящее масштабное увеличение территориальной площади города. В связи с этим приведѐн анализ-обоснование в необходимости ЗТП на территории города, который сможет обеспечивать электрической энергией часть города, учитывая ежегодные вложения в электроэнергетику города. Проведѐн подробный обзор современного электротехнического оборудования, которое использовано в проекте. В конструкторской части был выполнен расчѐт электрических нагрузок, на его основе были выбраны силовые трансформаторы с расщеплѐнной обмоткой, были рассчитаны сечения питающих линий и выбрана марка питающих кабельных линий электропередач, предусмотрена прокладка кабелей 110 кВ в кабель-тоннеле, а также составлен генплан здания ЗТП, однолинейная схема электроснабжения. В технологической рассчитаны и части выбраны рассчитаны современные токи короткого электротехнические замыкания, оборудования, рассчитано заземление подстанции, релейная защита трансформаторов. В качестве спецвопроса выполнен расчѐт рабочего и аварийного освещения подстанции, выбраны светодиодные светильники, питающие провода и их сечения. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 82

Список литературы 1. www.wikipedia.org - Подробное определение электрической подстанции. 2. www.pravo.tatarstan.ru - Постановление Исполнительного комитета муниципального образования города Набережные Челны об утверждении программы в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности города Набережные Челны на 2016-2021 годы, от 03.11.2016. 3. www.tatar7.info - Информационный портал Республики Татарстан. - Генеральный план города Набережные Челны ГУП 4. www.tigp.ru «Татинвестгражданпроект». 5. www.transformator.com.ru - Номенклатурный каталог продукции ООО «Тольяттинский трансформатор». 6. www.pue7.ru Правила - устройства электроустановок 7-е издание переработанное, М.:Энергоатомиздат. 7. www.forca.ru – Технические характеристики выключателя ВГТ-110-40/2500. 8. www.leg.co.ua – Элегазовые выключатели серии LF. 9. www.electra-hvac.ru – Разъединители типа РГНП. 10. www.zeto.ru – Разъединители клинового типа внутренней установки РКВЗ. 11. www.zeto.ru – Измерительные элегазовые трансформаторы тока с фарфоровой изоляцией ТОГФ. 12. www.ntzv.ru – Трансформаторы тока «Невский трансформаторный завод». 13. www.electromotor.com.ua – Трансформаторы напряжения НАМИ, их технические характеристики. 14. www.etk-oniks.ru – Трансформаторы напряжение НТМИ, их технические характеристики. 15. www.zeto.ru – Ограничители перенапряжения компании «ЗЭТО». 16. www.cheb-transformator.com – Трансформатор силовой сухой защищѐнного исполнения ТСЗ-40, его характеристики. 17. Ю.В. Коровин, Е.И. Пахомов, К.Е. Горшков «Расчѐт токов короткого замыкания в электрических системах», 2011 г. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 83

18. www.library.psu.kz - М.А.Шабад «Защита трансформаторов распределительных сетей». 19. www.снип.рф – Строительные нормы и правила, 7.75 СНиП 23-05-95, 2017 г. 20. www.docplayer.ru – Г.М.Кнорринг «Справочная книга для проектирования электрического освещения». Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 1.13.03.02.18.10.00.00 ПЗ 84

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв