Разработка технических решений построения принципиальной схемы электрических соединений подстанции с применением современных средств проектирования.

Александра Наумова

Разработка технических решений построения принципиальной схемы электрических соединений подстанции с применением современных средств проектирования.

Цель выпускной работы: закрепление навыков выбора электрооборудования подстанций и составления главных схем электрических соединений, ознакомление с современными подходами к проектированию электроэнергетических объектов. Актуальность работы. В настоящее время активно ведутся работы по строительству новых подстанций, а также по их реконструкции и модернизации. Также осуществляется переход к автоматизированным методикам проектирования. В представленной работе выполнен проект электрической части понижающей транзитной подстанции 110/35/10 кВ мощностью 56,1 МВА, а также создана программа для выбора силовых трансформаторов на python. Методы исследования (расчётов): математическое моделирование технических систем. Основные результаты полученные в ходе работы:  проведено технико-экономическое сопоставление вариантов структурной схемы подстанции;  произведён выбор электрооборудования: силовых трансформаторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения, трансформаторов собственных нужд, коммутационных аппаратов, ограничителей перенапряжений, силовых и контрольных кабелей, нагрузки измерительных трансформаторов;  рассчитаны токи короткого замыкания;  составлена главная схема электрических соединений подстанции с указанием на ней основного оборудования и аппаратов;  проработаны вопросы охраны труда и техники безопасности.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Новосибирский государственный технический университет (НГТУ)

ID: 5f47f410cd3d3e0001767ea0

UUID: b6f04810-cabc-0138-22c6-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: больше 4 лет назад

Просмотры: 69

11.38

Александра Наумова

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 2,6 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» электрических станций Кафедра _______________________________________________________________________ (полное название кафедры) Утверждаю ЭлСт Зав. кафедрой _______________ А.Г. Русина _____________________________ (подпись, инициалы, фамилия) «___» _______________ 202__ 0 г. ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА Наумовой Александры Ивановны _______________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество студента – автора работы) Разработка технических решений построения принципиальной схемы электрических _______________________________________________________________________________ (тема работы) соединений подстанции с применением современных средств проектирования _______________________________________________________________________________ Факультет энергетики _______________________________________________________________________________ (полное название факультета) 13.03.02 – Электроэнергетика и электротехника Направление подготовки _________________________________________________________ (код и наименование направления подготовки бакалавра) _______________________________________________________________________________ Руководитель от НГТУ Автор выпускной квалификационной работы Литвинов Илья Игоревич ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) Наумова Александра Ивановна ______________________________________ к. т. н. ______________________________________ (ученая степень, ученое звание) ФЭН, ЭН1-61 ______________________________________ (факультет, группа) ______________________________________ (подпись, дата) ______________________________________ (подпись, дата) (фамилия, имя, отчество) Консультанты по разделам: Экономическая часть Б.Н. Мошкин ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) Охрана труда Нормоконтроль О.С. Афанасьева А.А.Осинцев ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) Новосибирск 202__ 0

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» электрических станций Кафедра _______________________________________________________________________ (полное название кафедры) УТВЕРЖДАЮ Введите здесь А.Г. свой текст Зав. кафедрой __________________ Русина (фамилия, имя, отчество) __________________ (подпись, дата) ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ БАКАЛАВРА Наумовой Александре Ивановне студенту _________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) 13.03.02 – Электроэнергетика и электротехника Направление подготовки ____________________________________________________ (код и наименование направления подготовки бакалавра) __________________________________________________________________________ Факультет энергетики __________________________________________________________________________ (полное название факультета) Разработка технических решений построения принципиальной схемы Тема _____________________________________________________________________ (полное название темы выпускной квалификационной работы бакалавра) электрических соединений подстанции с применением современных средств __________________________________________________________________________ Необходимо выполнить проект транзитной Исходные данные (или цель работы) __________________________________________ проектирования понижающей подстанции 110/35/10 кВ с учётом графиков нагрузки потребителей: __________________________________________________________________________ число линий связи с энергосистемой (110 кВ) – 2; __________________________________________________________________________ число транзитных линий (110 кВ) – 2; __________________________________________________________________________ число линий к потребителям (35 кВ) – 6; __________________________________________________________________________ число кабельных линий к потребителям (10 кВ) – 10 шт; __________________________________________________________________________ мощность ПС – 56,1 МВА, транзит – 23,9 МВА. Структурные части работы __________________________________________________ 1) Разработка вариантов структурной схемы подстанции __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 2) Выбор ЛЭП 110 кВ __________________________________________________________________________ 3) Выбор силовых трансформаторов __________________________________________________________________________ 4) Технико-экономический расчёт __________________________________________________________________________ 5) Система собственных нужд подстанции __________________________________________________________________________ 6) Выбор высоковольтного оборудования ст текст текст

___________________________________________________________________________ 7) Выбор кабельных линий 10кВ 8) Охрана труда ___________________________________________________________________________ 9) Создание программы по выбору силовых трансформаторов ___________________________________________________________________________ 10) Описание современных подходов к проектированию электроэнергетических ___________________________________________________________________________ объектов ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ Задание согласовано и принято к исполнению. Руководитель от НГТУ Студент Литвинов Илья Игоревич ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) Наумова Александра Ивановна ______________________________________ к. т. н. ______________________________________ (ученая степень, ученое звание) ФЭН, ЭН1-61 ______________________________________ (факультет, группа) 02.03.20 ______________________________________ (подпись, дата) 02.03.20 ______________________________________ (подпись, дата) (фамилия, имя, отчество) 0 Тема утверждена приказом по НГТУ № _________ 1293/2 от «____» марта 202__г. 04 ___________ изменена приказом по НГТУ № _________ от «____» ___________ 202__ 0 г. 7 7 28.1 тема сверена с данными приказа ВКР сдана в ГЭК № _______, ___________________________________________________ (подпись секретаря государственной экзаменационной комиссии по защите ВКР, дата) Осинцев Анатолий Анатольевич _________________________________________________ (фамилия, имя, отчество секретаря государственной экзаменационной комиссии по защите ВКР) Консультанты по разделам: Экономическая часть ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) Охрана труда ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) 02.03.20, Б.Н. Мошкин __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) 02.03.20, О.С. Афанасьева __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия)

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ .......................................................................................................... 6 1 РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ.. 7 2 ВЫБОР ЛЭП 110 КВ ......................................................................................... 8 3 ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ............................................... 10 3.1 Вариант № 1 схемы проектируемой ПС ..................................................... 16 3.2 Вариант № 2 схемы проектируемой ПС ..................................................... 31 4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ................................................... 33 4.1 Вариант № 1 схемы проектируемой ПС ..................................................... 35 4.2 Вариант № 2 схемы проектируемой ПС ..................................................... 37 5 СИСТЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ ................................ 41 6 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ................................... 43 6.1 Расчёт токов короткого замыкания ............................................................. 43 6.2 Расчёт токов утяжелённого режима ............................................................ 62 6.3 Выбор выключателей ................................................................................... 65 6.4 Выбор разъединителей ................................................................................. 68 6.5 Выбор приборов учёта ................................................................................. 72 6.6 Выбор трансформаторов тока ...................................................................... 77 6.7 Выбор трансформаторов напряжения ......................................................... 82 6.8 Выбор ОПН ................................................................................................... 85 7 ВЫБОР КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 10 КВ .......................................................... 86 8 ОХРАНА ТРУДА ............................................................................................ 92 8.1 Электрозащитные средства .......................................................................... 92 8.2 Расчёт заземления методом наведенных потенциалов .............................. 94 4

9 СОВРЕМЕНЫЕ ПОДХОДЫ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ ................................................ 102 10 ПРОГРАММА ДЛЯ ВЫБОРА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ...... 104 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................ 107 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОНИКОВ ........................................... 108 5

ВВЕДЕНИЕ В данной работе необходимо выполнить проект типовой транзитной понижающей подстанции 110/35/10 кВ (56,1 МВА) согласно имеющимся графикам нагрузки потребителей, количеству линий к потребителям, а также величине транзита мощности (23,9 МВА). Распределительные устройства 110 кВ и 35 кВ предстоит выполнить по типу ОРУ (ВЛ), 10 кВ – как ЗРУ (КЛ). Также создать ПО для упрощения и ускорения процесса выбора силовых трансформаторов (язык Python). Кроме того, предстоит ознакомиться с текущими требованиями ПАО «Россети» в сфере проектирования объектов электроэнергетики касательно перехода к цифровым моделям проектируемых и существующих объектов. Информационная модель это - согласованная, многомерная, взаимосвязанная и скоординированная числовая информация о каком-либо объекте строительства, поддающаяся расчетам и анализу и имеющая геометрическую привязку. Особенность такого подхода заключается в том, что создаваемый объект проектируется как единое целое: редактирование какого-либо из его параметров приводит к автоматическому изменению связанных с ним параметров. Для осуществления использована осуществлять программа цифрового AutoCad Revit. программирование на моделирования В её Python может быть расширениях можно для автоматизации проектирования объектов электроэнергетики. Для этих целей в Autocad Revit есть возможность создавать библиотеки Python, содержащие списки оборудования для установки. 6

1 РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ Рассматриваемая подстанция относится к транзитным. На рис. 1.1 и 1.2 изображены варианты структурных схем подстанции. Рисунок 1.1 – Вариант №1 схемы проектируемой ПС Рисунок 1.2 - Вариант №2 схемы проектируемой ПС 7

2 ВЫБОР ЛЭП 110 КВ Проектируемая ПС должны быть связана с энергосистемой посредством двух линий 110 кВ длиной 32 км. Длина транзитных линий составляет 28 км согласно заданию. Расчётный ток линии принимается равным максимальному соответствии с [8]: 𝐼р = 𝑆 √3 · 𝑈 , где S – максимальная полная мощность, передаваемая по линии, МВА; U – номинальное напряжение, кВ. Расчётный ток линий от энергосистемы до ПС: 𝐼рПС = 0,5 · (56,1 + 23,9) · 103 √3 · 110 = 209,95 А. Расчётный ток транзитных линий: 𝐼рТРАНЗ = 0,5 · 23,9 · 103 √3 · 110 = 62,72 А. Согласно требованиям ПУЭ, экономическая плотность тока [8]: 𝑗эк = 1 А/мм2 . Расчётные сечения линий: 𝐴расч = 8 𝐼р ; 𝑗эк в

𝐴расчПС = 𝐴расчТРАНЗ 209,95 = 190,86 мм2 ; 1 62,72 = = 62,72 мм2. 1 Предварительно принимаем к установке провода АС 185/29 и АС 70/11 соответственно. Проверка по длительно допустимым токам: 𝐼дд ⩾ 𝐼авар , где 𝐼авар – ток в случае отключения одной из линий; 𝐼ддАС185 = 510 А; 𝐼ддАС120 = 265 А; 𝐼аварПС = (56,1 + 23,9) · 103 √3 · 110 𝐼аварТРАНЗИТ = 23,9 · 103 √3 · 110 = 420 А; = 125 А; 510 А > 420 А; 265 А > 125 А. Провода выбранной марки соответствуют заданным условиям и окончательно принимаются к установке. 9

3 ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ На понижающей ПС с высшим напряжением 110 кВ должны быть установлены трансформаторы для питания потребителей II и III категории. Данные о нагрузке подстанции в систематическом режиме приведены в таблице 3.1. Эквивалентная температура охлаждающей среды в зимний период равна Θохл.зима = -20°С, в летний период Θохл.лето = 20°С (г. Новосибирск). Графики нагрузки потребителей на сторонах 35 кВ и 10 кВ представлены на рис. 3.1 и 3.2. Таблица 3.1 – Данные о нагрузке потребителей в систематическом режиме Время, ч 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Параметры нагрузки трансформатора СН НН Pнагр, МВт Qнагр, МВАр Sнанр, МВА Pнагр, МВт Qнагр, МВАр Sнанр, МВА 2,40 2,40 2,40 2,40 9,60 9,60 12,00 12,00 16,80 19,20 20,40 20,40 21,60 20,40 20,40 21,60 24,00 24,00 16,80 14,40 7,20 7,20 4,80 4,80 1,80 1,80 1,80 1,80 7,20 7,20 9,00 9,00 12,60 14,40 15,30 15,30 16,20 15,30 15,30 16,20 18,00 18,00 12,60 10,80 5,40 5,40 3,60 3,60 3,00 3,00 3,00 3,00 12,00 12,00 15,00 15,00 21,00 24,00 25,50 25,50 27,00 25,50 25,50 27,00 30,00 30,00 21,00 18,00 9,00 9,00 6,00 6,00 2,32 2,32 2,32 2,32 9,28 9,28 11,60 11,60 20,88 20,88 23,20 23,20 20,88 20,88 20,88 18,56 20,88 20,88 13,92 13,92 6,96 6,96 4,64 4,64 1,74 1,74 1,74 1,74 6,96 6,96 8,70 8,70 15,66 15,66 17,40 17,40 15,66 15,66 15,66 13,92 15,66 15,66 10,44 10,44 5,22 5,22 3,48 3,48 2,90 2,90 2,90 2,90 11,60 11,60 14,50 14,50 26,10 26,10 29,00 29,00 26,10 26,10 26,10 23,20 26,10 26,10 17,40 17,40 8,70 8,70 5,80 5,80 10

Sсн 35.00 30.00 S, МВА 25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.1 – График нагрузки СН Sнн 35.00 30.00 S, МВА 25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.2 – График нагрузки НН Работа подстанции в случае аварийного или планового отключения одного из трансформаторов требует отключения 70 % потребителей III категории с 9.00 до 18.00. Предполагается, что все отключаемые потребители относятся к стороне 10 кВ. Данные о нагрузке подстанции в аварийном режиме приведены в таблице 3.2. 11

Таблица 3.2 – Данные о нагрузке потребителей в аварийном режиме зимой и при ремонте одного из трансформаторов в летнее время без учёта снижения нагрузки в летнее время. Время, ч 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Параметры нагрузки трансформатора СН НН Pнагр, МВт Qнагр, МВАр Sнанр, МВА Pнагр, МВт Qнагр, МВАр Sнанр, МВА 2,40 2,40 2,40 2,40 9,60 9,60 12,00 12,00 16,80 19,20 20,40 20,40 21,60 20,40 20,40 21,60 24,00 24,00 16,80 14,40 7,20 7,20 4,80 4,80 1,80 1,80 1,80 1,80 7,20 7,20 9,00 9,00 12,60 14,40 15,30 15,30 16,20 15,30 15,30 16,20 18,00 18,00 12,60 10,80 5,40 5,40 3,60 3,60 3,00 3,00 3,00 3,00 12,00 12,00 15,00 15,00 21,00 24,00 25,50 25,50 27,00 25,50 25,50 27,00 30,00 30,00 21,00 18,00 9,00 9,00 6,00 6,00 2,32 2,32 2,32 2,32 9,28 9,28 11,60 11,60 20,88 20,88 23,20 23,20 20,88 20,88 20,88 18,56 20,88 20,88 13,92 13,92 6,96 6,96 4,64 4,64 1,74 1,74 1,74 1,74 6,96 6,96 8,70 8,70 15,66 15,66 17,40 17,40 15,66 15,66 15,66 13,92 15,66 15,66 10,44 10,44 5,22 5,22 3,48 3,48 2,90 2,90 2,90 2,90 11,60 11,60 14,50 14,50 26,10 26,10 29,00 29,00 26,10 26,10 26,10 23,20 26,10 26,10 17,40 17,40 8,70 8,70 5,80 5,80 Графики нагрузки потребителей на 35 и 10 кВ представлены на рис. 3.3 и 3.4. 12

Sсн 35.00 30.00 S, МВА 25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.3 – График нагрузки СН в аварийном режиме Sнн 20.00 18.00 16.00 Axis Title 14.00 12.00 10.00 8.00 6.00 4.00 2.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.4 – График нагрузки НН в аварийном режиме Выбор трансформаторов производится согласно требованиям ГОСТ 14209-85 [7]. 13

Рисунок 3.5 – Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный график Необходимо выбрать произвольно номинальную мощность трансформатора (Sном) по графику нагрузки и проверить её соответствие перегрузочной способности трансформатора. Минимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки (рис. 3.5): 𝑆экв𝑚𝑖𝑛 2 ∑𝑚 𝑖=1 𝑆𝑖 ∆𝑡𝑖 =√ 𝑚 . ∑𝑖=1 ∆𝑡𝑖 (3.1) Максимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки (рис. 3.5): 14

𝑆экв𝑚𝑎𝑥 = √ ∑𝑝𝑖=1 𝑆𝑖 2 ∆ℎ𝑖 ∑𝑝𝑖=1 ∆ℎ𝑖 . (3.2) Начальная нагрузка трансформатора: 2 ∑𝑚 𝑖=1 𝑆𝑖 ∆𝑡𝑖 √ 𝑚 К1 = . ∑𝑖=1 ∆𝑡𝑖 𝑆ном 1 (3.3) Длительность участка перегрузки на графике (рис. 3.5): 𝑝 ℎ′ = ∑ ∆ℎ𝑖 . (3.4) 𝑖=1 Коэффициент перегрузки трансформатора: ∑𝑝𝑖=1 𝑆𝑖 2 ∆ℎ𝑖 √ 𝑝 К′2 = . 𝑆ном ∑𝑖=1 ∆ℎ𝑖 1 (3.5) Максимальный коэффициент загрузки трансформатора: К𝑚𝑎𝑥 = 𝑆𝑚𝑎𝑥 . 𝑆ном (3.6) где Smax – пик рассматриваемого графика нагрузки, МВА. Необходимо проверить выполнение условия: К′2 ⩾ 0,9К𝑚𝑎𝑥 . 15 (3.7)

Если условие выполняется, то коэффициент перегрузки и число часов перегрузки: К2 = К′2; ℎ = ℎ′ . В противном случае необходимо пересчитать число часов перегрузки трансформатора: К2 = 0,9 · К𝑚𝑎𝑥 ; 2 К′ 2 ℎ ′ ℎ= . (0,9К𝑚𝑎𝑥 )2 (3.8) Далее необходимо сравнить полученный коэффициент перегрузки с нормированным по температуре. Выбор мощности трансформатора основан на рассмотрении 4 различных режимов работы ПС: 1. работа двух трансформаторов в систематическом режиме в условиях летнего минимума нагрузки; 2. работа двух трансформаторов в систематическом режиме в условиях зимнего максимума нагрузки; 3. работа одного трансформатора в случае планового ремонта второго в режиме летнего минимума нагрузки; 4. работа одного трансформатора в случае аварийного отключения второго в режиме зимнего максимума нагрузки. 3.1 Вариант № 1 схемы проектируемой ПС Мощность трёхобмоточных трансформаторов должна быть определена исходя из суммарного графика нагрузки сторон среднего и низкого напряжения с тем допущением, 16 что нагрузка делится между

трансформаторами поровну. Также учитывается сезонное уменьшение нагрузки на 30 % в летнее время. Данные о суммарной нагрузке потребителей в систематическом режиме в пересчёте на 1 трансформатор приведены в таблице 3.1.1. Таблица 3.1.1 – Данные о суммарной нагрузке потребителей в систематическом режиме в пересчёте на 1 трансформатор Время, ч 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Параметры нагрузки трансформатора на стороне ВН Зимний период Летний период Pнагр, МВт Qнагр, МВАр Sнанр, МВА Pнагр, МВт Qнагр, МВАр Sнанр, МВА 2,36 2,36 2,36 2,36 9,44 9,44 11,80 11,80 18,84 20,04 21,80 21,80 21,24 20,64 20,64 20,08 22,44 22,44 15,36 14,16 7,08 7,08 4,72 4,72 1,77 1,77 1,77 1,77 7,08 7,08 8,85 8,85 14,13 15,03 16,35 16,35 15,93 15,48 15,48 15,06 16,83 16,83 11,52 10,62 5,31 5,31 3,54 3,54 2,95 2,95 2,95 2,95 11,8 11,8 14,75 14,75 23,55 25,05 27,25 27,25 26,55 25,8 25,8 25,1 28,05 28,05 19,2 17,7 8,85 8,85 5,9 5,9 1,65 1,65 1,65 1,65 6,61 6,61 8,26 8,26 13,19 14,03 15,26 15,26 14,87 14,45 14,45 14,06 15,71 15,71 10,75 9,91 4,96 4,96 3,30 3,30 1,24 1,24 1,24 1,24 4,96 4,96 6,20 6,20 9,89 10,52 11,45 11,45 11,15 10,84 10,84 10,54 11,78 11,78 8,06 7,43 3,72 3,72 2,48 2,48 2,07 2,07 2,07 2,07 8,26 2,07 2,07 2,07 2,07 8,26 8,26 10,33 10,33 16,49 17,54 19,08 19,08 18,59 18,06 18,06 17,57 19,64 19,64 13,44 На рис. 3.1.1 и 3.1.2 представлены графики нагрузки обмоток ВН трансформаторов в систематическом режиме в летнее и зимнее время соответственно. 17

Sвн 25.00 S, МВА 20.00 15.00 10.00 5.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.1.1 – График нагрузки, приходящейся на 1 трансформатор в летнее время в систематическом режиме Sвн 30 25 S, МВА 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.1.2 – График нагрузки, приходящейся на 1 трансформатор в зимнее время в систематическом режиме 18

Данные о суммарной нагрузке потребителей в аварийном режиме в пересчёте на 1 трансформатор приведены в табл. 3.1.2. Таблица 3.1.2 – Данные о нагрузке потребителей в аварийном режиме зимой и при ремонте одного из трансформаторов в летнее время Время, ч 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Параметры нагрузки трансформатора на стороне ВН Зимний период (аварийное Летний период (вывод отключение одного одного трансформатора в трансформатора) ремонт) Pнагр, МВт Qнагр, МВАр Sнанр, МВА Pнагр, МВт Qнагр, МВАр Sнанр, МВА 3,92 3,92 3,92 3,92 15,68 15,68 19,60 19,60 17,46 19,06 20,56 20,56 20,66 19,86 19,17 19,97 22,26 22,26 25,12 23,52 11,76 11,76 7,84 7,84 3,38 3,38 3,38 3,38 13,50 13,50 16,88 16,88 14,27 15,47 16,73 16,73 16,67 16,07 15,42 16,02 17,87 17,87 21,45 20,25 10,13 10,13 6,75 6,75 5,90 5,90 5,90 5,90 23,60 23,60 29,50 29,50 28,83 31,83 34,20 34,20 34,83 33,33 32,46 33,96 37,83 37,83 38,40 35,40 17,70 17,70 11,80 11,80 2,74 2,74 2,74 2,74 10,98 10,98 13,72 13,72 12,22 13,34 14,39 14,39 14,46 13,90 13,42 13,98 15,58 15,58 17,58 16,46 8,23 8,23 5,49 5,49 2,36 2,36 2,36 2,36 9,45 9,45 11,81 11,81 9,99 10,83 11,71 11,71 11,67 11,25 10,79 11,21 12,51 12,51 15,02 14,18 7,09 7,09 4,73 4,73 4,13 4,13 4,13 4,13 16,52 16,52 20,65 20,65 20,18 22,28 23,94 23,94 24,38 23,33 22,72 23,77 26,48 26,48 26,88 24,78 12,39 12,39 8,26 8,26 19

На рис. 3.1.3 и 3.1.4 представлены графики нагрузки обмоток ВН трансформаторов в аварийном режиме в летнее и зимнее время соответственно. Sвн 30.00 25.00 S, МВА 20.00 15.00 10.00 5.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.1.3 – График нагрузки, приходящейся на 1 трансформатор в летнее время при выводе в ремонт одного из трансформаторов Sвн 45.00 40.00 35.00 S, МВА 30.00 25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.1.4 – График нагрузки, приходящейся на 1 трансформатор в зимнее время при аварийном отключении одного трансформатора 20

Режим №1 (рис. 3.1.5): Номинальная мощность трансформатора: 𝑆ном = 16 МВА. Минимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки по формуле (3.1): 𝑆экв𝑚𝑖𝑛 = 2 · (2,072 + 2,072 + 8,262 + 10,332 + 6,22 + 4,132 ) + 13,442 + 12,392 = = 14 = 7,61 МВА. Максимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки по формуле (3.2): 𝑆экв𝑚𝑎𝑥 = 2 · (19,082 + 18,062 + 19,642 ) + 16,492 + 17,542 + 18,592 + 17,572 = = 10 = 18,4 МВА. 21

25.00 20.00 S, МВА 15.00 S(t) Ступенчатый график 10.00 Sном 5.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.1.5 – Преобразования графика нагрузки для систематического режима работы в летнее время Начальная нагрузка трансформатора по формуле (3.3): К1 = 7,61 = 0,476. 16 Длительность участка перегрузки на графике по формуле (3.4): ℎ′ = 10 ч. Коэффициент перегрузки трансформатора по формуле (3.5): К′2 = 18,4 = 1,15. 16 Максимальный коэффициент загрузки трансформатора по формуле (3.6): 22

К𝑚𝑎𝑥 = 19,64 = 1,227. 16 Условие (3.7): 1,15 ⩾ 0,9 · 1,227 = 1,1. Условие выполняется: К2 = К′2 = 1,15; ℎ = ℎ′ = 10 ч. Допустимый коэффициент перегрузки [7]: К2доп = 1,135; К2 > К2доп . Трансформатор мощностью 16 МВА не проходит по условию допустимой перегрузки. Следовательно, по режиму работы №1 необходимо выбирать трансформатор большей номинальной мощности (25 МВА). Режим №2 (рис. 3.1.6): Номинальная мощность трансформатора: 𝑆ном = 25 МВА. Минимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки по формуле (3.1): 23

𝑆экв𝑚𝑖𝑛 = 2 · (2,952 + 2,952 + 11,82 + 14,752 + 8,852 + 5,92 ) + 19,22 + 17,72 + 23,552 = 15 = 12,14 МВА. Максимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки по формуле (3.2): 𝑆экв𝑚𝑎𝑥 2 · (27,252 + 25,82 + 28,052 ) + 25,052 + 26,552 + 25,12 = = 9 = 26,57 МВА. 30 25 S, МВА 20 S(t) 15 Ступенчатый график Sном 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.1.6 – Преобразования графика нагрузки для систематического режима работы в зимнее время Начальная нагрузка трансформатора по формуле (3.3): К1 = 12,14 = 0,49. 25 24

Длительность участка перегрузки на графике по формуле (3.4): ℎ′ = 9 ч. Коэффициент перегрузки трансформатора по формуле (3.5): К′2 = 26,57 = 1,06. 25 Максимальный коэффициент загрузки трансформатора по формуле (3.6): К𝑚𝑎𝑥 = 28,05 = 1,12. 25 Условие (3.7): 1,06 ⩾ 0,9 · 1,12 = 1,01. Условие выполняется: К2 = К′2 = 1,06; ℎ = ℎ′ = 9 ч. Допустимый коэффициент перегрузки [7]: К2доп = 1,435; К2 > К2доп . Трансформатор мощностью 25 МВА проходит по всем условиям для данного режима. 25

Режим №3 (рис. 3.1.7): Номинальная мощность трансформатора: 𝑆ном = 25 МВА. Минимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки по формуле (3.1): 𝑆экв𝑚𝑖𝑛 = 2 · (2 · 4,132 + 16,522 + 20,652 + 23,942 + 12,392 + 8,262 ) + 20,182 = 15 22,282 + 24,382 + 23,332 + 22,722 + 23,772 + 24,782 + = 17,99 МВА. 21 Максимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки по формуле (3.2): 𝑆экв𝑚𝑎𝑥 2 · 26,482 + 26,882 = = 26,61 МВА. 3 26

30.00 25.00 S, МВА 20.00 S(t) 15.00 Ступенчатый график Sном 10.00 5.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.1.7 – Преобразования графика нагрузки для режима работы в случае ремонта одного из трансформаторов в летнее время Начальная нагрузка трансформатора по формуле (3.3): К1 = 17,99 = 0,72. 25 Длительность участка перегрузки на графике по формуле (3.4): ℎ′ = 3 ч. Коэффициент перегрузки трансформатора по формуле (3.5): К′2 = 26,61 = 1,065. 25 Максимальный коэффициент загрузки трансформатора по формуле (3.6): 27

К𝑚𝑎𝑥 = 26,88 = 1,075. 25 Условие (3.7): 1,065 ⩾ 0,9 · 1,075 = 0,97. Условие выполняется: К2 = К′2 = 1,065; ℎ = ℎ′ = 3 ч. Допустимый коэффициент перегрузки [7]: К2доп = 1,6; К2 > К2доп . Трансформатор мощностью 25 МВА проходит по всем условиям для данного режима. Режим №4 (рис. 3.1.8): Номинальная мощность трансформатора: 𝑆ном = 25 МВА. Минимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки по формуле (3.1): 𝑆экв𝑚𝑖𝑛 2 · (2 · 5,92 + 23,62 + 17,72 + 11,82 ) = = 14,69 МВА. 10 28

Максимальная мощность эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки по формуле (3.2): 𝑆экв𝑚𝑎𝑥 2 · (29,52 + 34,22 + 37,832 ) + 28,832 + 31,832 + 34,832 + 33,332 = 14 32,462 + 33,962 + 38,42 + 35,42 + = 33,85 МВА. 14 45.00 40.00 35.00 S, МВА 30.00 25.00 S(t) 20.00 Series3 15.00 Sном 10.00 5.00 0.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Часы Рисунок 3.1.8 – Преобразования графика нагрузки для режима работы в случае аварийного отключения одного из трансформаторов в зимнее время Начальная нагрузка трансформатора по формуле (3.3): К1 = 14,69 = 0,59. 25 Длительность участка перегрузки на графике по формуле (3.4): ℎ′ = 14 ч. 29

Коэффициент перегрузки трансформатора по формуле (3.5): К′2 = 33,85 = 1,354. 25 Максимальный коэффициент загрузки трансформатора по формуле (3.6): К𝑚𝑎𝑥 = 38,4 = 1,536. 25 Условие (3.7): 1,354 ⩾ 0,9 · 1,536 = 1,382. Условие не выполняется: К2 = 0,9 · 1,536 = 1,382. По формуле (3.8): 1,3542 · 14 ℎ= = 13,43 ч. (0,9 · 1,536)2 Допустимый коэффициент перегрузки [7]: К2доп = 1,6; К2 > К2доп . 30

Трансформатор мощностью 25 МВА проходит по всем условиям для данного режима. Исходя из анализа вышеописанных режимов, принимаем к установке трансформаторы ТДТН-25000/110 (табл. 3.1.3). Таблица 3.1.3 – Параметры выбранных трёхобмоточных трансформаторов [19] 25 Sном, МВА 115 Uвн, кВ 38,5 Uсн, кВ 11 Uнн, кВ 21 Рхх, кВт Cхема соединения обмоток Ркз, кВт Iхх, % Ukвн-сн, % Ukвн-нн, % Ukнн-сн, % Ун/Ун/D-0-11 130 0,3 10,5 17,5 6,5 3.2 Вариант № 2 схемы проектируемой ПС Мощность двухобмоточных трансформаторов должна быть определена исходя из графиков нагрузки сторон среднего и низкого напряжения с тем допущением, что нагрузка делится между трансформаторами с одинаковым коэффициентом трансформации поровну. Также учитывается сезонное уменьшение нагрузки на 30 % в летнее время. После аналогичных вычислений получаем:  трансформатор 110/35 кВ – 16 МВА;  трансформатор 110/10 кВ – 10 МВА. Исходя из анализа вышеописанных режимов, принимаем к установке трансформаторы ТДН-16000/110 и ТДН-10000/110. Параметры выбранных трансформаторов представлены в табл. 3.2.1 и 3.2.2. Таблица 3.2.1 – Параметры выбранных трансформаторов 110/35 кВ [19] Sном, МВА Uвн, кВ Uнн, кВ Рхх, кВт Ркз, кВт Iхх, % Uk, % 16 115 38,5 18 Cхема соединения обмоток 31 85 0,7 10,5 Ун/D-11

Таблица 3.2.2 – Параметры выбранных трансформаторов 110/10 кВ [19] Sном, МВА Uвн, кВ Uнн, кВ Рхх, кВт Ркз, кВт Iхх, % Uk, % 10 115 10,5 10 Cхема соединения обмоток 32 56 0,3 10,5 Ун/D-11

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ Предполагается сравнение двух вариантов проектируемой ПС с точки зрения величины их ЧДД. Чистый дисконтированный доход: 𝑇 ЧДД𝑖 = ∑ (Э𝑡 − (К𝑡 + И𝑡 + Иф )) · (1 + 𝐸 )−𝑡 , (4.1) 𝑡=1 где Э𝑡 – стоимость электроэнергии, отпущенной с шин ПС за 1 год, тыс. р.; К𝑡 – капиталовложения, тыс. р.; И𝑡 – общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому объекту без учёта затрат на амортизацию, тыс. р.; Иф = 0 – финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, облигациям и др. по годам расчётного периода, тыс. р.; 𝐸 = 0,15 – ставка дисконтирования; 𝑇 – минимальный срок службы; 𝑡 – номер расчётного года; 𝑖 – номер варианта структурной схемы. Показатели стоимости ячеек выключателей и трансформаторов для определения значения капиталовложений K учитываются в ценах 2020 г. Индекс изменения сметной стоимости строительства в I квартале 2020 года равен 8,12 [4]. Капиталовложения при расчёте ЧДД учитываются единовременно в первый год строительства и эксплуатации. Показатели надёжности двух рассматриваемых схем принимаются одинаковыми. Годовые издержки: И𝑡 = Ио + Ипот , 33 (4.2)

где Ио = 𝑏𝐾 – издержки на обслуживание и ремонт, р; Ипот = 𝛽∆𝑊 – издержки на потери, р; b = 3,7 % – норма отчислений на обслуживание [13]; β = 1,07 – удельные затраты на возмещение потерь, руб/кВт·ч [13]; ΔW – годовые потери электроэнергии, кВт·ч. Стоимость передачи и распределения электроэнергии Т:  35 кВ – 1,53614 р/кВт·ч;  10 кВ – 1,58062 р/кВт·ч. Стоимость отпущенной электроэнергии с шин за первый год строительства и эксплуатации составляет 50 % от стоимости электроэнергии, которая будет отпущена ежегодно в последующие года: 24 𝐶э/э = (( 24 ∑ 𝑃𝑡35лето · 𝑡 + 𝑡(лето) = 1 𝑃𝑡35зима · 𝑡 ) · Т35 𝑡(зима) = 1 24 +( ∑ 24 ∑ 𝑃𝑡10лето · 𝑡 + 𝑡(лето) = 1 ∑ 𝑃𝑡10зима · 𝑡 ) · Т10 ) · 𝑡(зима) = 1 30 · 6 , 2 где 𝑃𝑡лето – мощность, потребляемая в течение 1 часа (летний график), МВт; 𝑃𝑡зима – мощность, потребляемая в течение 1 часа (зимний график), МВт; 𝑡 = 1 ч; 𝐶э/э1 = 184755,62 тыс. р. ; 𝐶э/э 2−30 = 369511,24 тыс. р. Значение τ определяется по приведённой кривой в функции параметра Tmax – продолжительности использования максимальной нагрузки в течение года. 34

Значение Tmax принимаем равным 7500 часов в соответствии с требованиями [13]. Время наибольших потерь: 𝜏𝑚𝑎𝑥 Т𝑚𝑎𝑥 7500 2 = (0,124 + ) · 8760 = (0,124 + ) · 8760 = 6692 ч. 10000 10000 4.1 Вариант № 1 схемы проектируемой ПС В табл. 4.1.1 указана стоимость (2020 г.) для двух трансформаторов с учётом индекса сметной стоимости строительства на 2-й квартал 2020 г. Стоимость рассчитывается путём умножения цены на количество объектов и на поправочный коэффициент 8,12 [4]. Таблица 4.1.1 – Расчёт капиталовложений для 1 варианта схемы в соответствии с [14] Электроустановка Кол-во, Цена 2001 г., шт тыс. р. Трансформатор 2 7708 110/35/НН (25 МВА) Цена 2020 г., Стоимость 2020 г., тыс. р. тыс. р. 62589 125178 Годовые потери энергии в группе из n параллельно работающих трёхфазных 3-обмоточных трансформаторов и автотрансформаторов (потери короткого замыкания обмоток 3-обмоточного трансформатора принимается равной половине паспортного значения): 𝛥𝑊 = 𝑛 (𝑃хх · 𝑡 + 𝑃кз,В 𝑆𝑚𝑎𝑥,В 2 𝑆ном 2 𝜏В + 𝑃кз,С 𝑆𝑚𝑎𝑥,С 2 𝑆ном 2 𝜏С + 𝑃кз,Н где 𝑛 – число трансформаторов; 𝑃хх – потери холостого хода трансформатора, кВт; 35 𝑆𝑚𝑎𝑥,Н 2 𝑆ном 2 𝜏Н ),

𝑃кз,В – потери КЗ обмотки ВН, кВт; 𝑃кз,С – потери КЗ обмотки СН, кВт; 𝑃кз,Н – потери КЗ обмотки НН, кВт; 𝑡 = 8760 – число часов работы трансформатора, ч; 𝜏В – время потерь на стороне ВН, ч; 𝜏С – время потерь на стороне СН, ч; 𝜏Н – время потерь на стороне НН, ч; 𝛥𝑊 = 𝑛 (𝑃хх · 𝑡 + 𝑃кз,В 𝑆𝑚𝑎𝑥,В 2 𝑆ном 2 𝜏В + 𝑃кз,С 𝑆𝑚𝑎𝑥,С 2 𝑆ном 2 𝜏С + 𝑃кз,Н 𝑆𝑚𝑎𝑥,Н 2 𝑆ном 2 𝜏Н ) = 28,052 28,052 = 2 (21 · 8760 + 65 · 6692 + 65 · 6692 252 252 28,052 + 65 · 6692) = 2068825,44 кВт · ч. 252 Годовые издержки по формуле (4.2): И𝑖 = 𝑏𝐾 + 𝛽∆𝑊 = 3,7 · 125177,92 + 1,07 · 10−3 · 2068825,44 = 100 = 6845,226 тыс. р. В табл. 4.1.2 представлен расчёт ЧДД по формуле (4.1). Таблица 4.1.2 – Расчёт ЧДД Год 1 2 3 4 5 6 7 Эt, тыс. р. 184755,62 369511,24 Кt, тыс. р. 125177,92 0 0 0 0 0 0 Иt, тыс. р. 6845,226 36 Доход, тыс. р. 45854,33 274227,61 238458,79 207355,47 180309,11 156790,53 136339,59

Продолжение таблицы 4.1.2 Год 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Эt, тыс. р. Кt, тыс. р. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Иt, тыс. р. Σ Доход, тыс. р. 118556,16 103092,32 89645,49 77952,60 67784,87 58943,37 51255,10 44569,65 38756,22 33701,06 29305,27 25482,84 22158,99 19268,69 16755,38 14569,90 12669,48 11016,94 9579,94 8330,39 7243,81 6298,97 5477,36 2111750,26 4.2 Вариант № 2 схемы проектируемой ПС В табл. 4.2.1 указана стоимость (2020 г.) для двух объектов с учётом индекса сметной стоимости строительства на 2-й квартал 2020 г. Стоимость рассчитывается путём умножения цены на количество объектов и на поправочный коэффициент 8,12 [4]. Таблица 4.2.1 – Расчёт капиталовложений для 2 варианта схемы [14] Электроустановка Колво, шт Цена 2001 г., тыс. р. Выключатель 110 кВ 2 6580 37 Цена 2020 г., Стоимость тыс. р. 2020 г., тыс. р. 53429,6 106859,2

Продолжение таблицы 4.2.1 Электроустановка Колво, шт Цена 2001 г., тыс. р. Цена 2020 г., Стоимость тыс. р. 2020 г., тыс. р. Трансформатор 110/НН 10 МВА 2 3854 31294,48 62588,96 Трансформатор 110/НН 16 МВА 2 5546 45033,52 90067,04 Итого 259515 Годовые потери энергии в группе из n параллельно работающих трёхфазных 2-обмоточных трансформаторов: 𝛥𝑊35/10 = 𝑛 (𝑃хх · 𝑡 + 𝑃кз,В 𝑆𝑚𝑎𝑥 2 𝑆ном 2 𝜏), где 𝑛 – число трансформаторов; 𝑃хх – потери холостого хода трансформатора, кВт; 𝑃кз – потери КЗ трансформатора, кВт; 𝑡 = 8760 – число часов работы трансформатора, ч; 𝜏 – время потерь, ч; 𝛥𝑊35 = 𝑛 (𝑃хх · 𝑡 + 𝑃кз 𝑆𝑚𝑎𝑥 2 𝑆ном 2 152 𝜏) = 2 · (18 · 8760 + 85 2 · 6692) = 16 = 1315172,232 кВт · ч; 𝛥𝑊10 = 𝑛 (𝑃хх · 𝑡 + 𝑃кз 𝑆𝑚𝑎𝑥 2 𝑆ном 2 14,52 𝜏) = 2 · (10 · 8760 + 56 · 6692) = 102 = 1750927,079 кВт · ч. Годовые издержки по формуле (4.2): 38

И𝑖 = 𝑏𝐾 + 𝛽∆𝑊 = = 3,7 · 259515 + 1,07 · 10−3 · (1315172,232 + 1750927,079) 100 = 12882,789 тыс. р. В табл. 4.2.2 представлен расчёт ЧДД по формуле (4.1). Таблица 4.2.2 – Расчёт ЧДД Год 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Эt, тыс. р. 184755,62 369511,24 Кt, тыс. р. 259515 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Иt, тыс. р. 12882,789 Σ 39 Доход, тыс. р. -76210,75 269662,35 234489,00 203903,48 177307,37 154180,32 134069,85 116582,47 101376,06 88153,10 76654,87 66656,41 57962,09 50401,82 43827,67 38111,02 33140,02 28817,40 25058,61 21790,10 18947,91 16476,44 14327,34 12458,56 10833,53 9420,46 8191,70 7123,22 6194,11 5386,18 1955292,722

В табл. 4.2.3 представлен результат расчёта ЧДД по 2-м вариантам схемы. Таблица 4.2.3 – Сравнение ЧДД по вариантам схем Вариант 1 2 ∆, % ЧДД, тыс. р. 2111750,26 1955292,722 7,41 Принимается к дальнейшему рассмотрению схема (1) в соответствии с ЧДД. 40

5 СИСТЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ На подстанциях имеется комплекс вспомогательного оборудования, обеспечивающего её бесперебойную и безаварийную работу:  охлаждение основного оборудования (трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов и др.);  обогрев, освещение и вентиляция помещений;  питание зарядно-подзарядных устройств аккумуляторных батарей;  обогрев ячеек комплектных распределительных устройств с аппаратурой релейной защиты и автоматики, средств измерений и выключателей;  электропитание аппаратуры связи и телемеханики и многое другое. На подстанциях применяется одна ступень напряжения 380/220 В. На всех подстанциях 35-750 кВ необходимо устанавливать не менее 2 трансформаторов собственных нужд (ТСН) [15]. Схемы с.н. ПС должны предусматривать присоединение ТСН к разным источникам питания (вводам разных (авто)трансформаторов, различным секциям РУ и др.). На стороне НН ТСН должны работать раздельно. В схеме собственных нужд должен быть предусмотрена автоматика ввода резерва (АВР). Мощность каждого ТСН должна быть не более 630 кВА для ПС 110-220 кВ [15]. Для питания с.н. должны применяться, как правило, сухие трансформаторы с литой изоляцией. Параметры выбранных трансформаторов собственных нужд приведены в табл. 5.1. Таблица 5.1 – Характеристики трансформаторов собственных нужд Наименование ТСЗЛ 630/10 У3(У1) Uвн, кВ 10 Uнн, кВ 0,4 Uk, % 6 Pxx, Вт 1,5 Pкз, Вт 7 41

Расшифровка наименования:  Т – трансформатор  С – сухой  З – в защитном кожухе  Л – с литой изоляцией  630 – номинальная мощность, кВА  10 – номинальное напряжение, кВ  У – вид климатического исполнения  3(1) – категория размещени 42

6 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ 6.1 Расчёт токов короткого замыкания Напряжения короткого замыкания трансформатора: 𝑢𝑘_вн = 0,5 · (𝑢𝑘вн−сн + 𝑢𝑘вн−нн − 𝑢𝑘нн−сн ), 𝑢𝑘_сн = 0,5 · (𝑢𝑘вн−сн + 𝑢𝑘сн−нн − 𝑢𝑘вн−нн ), 𝑢𝑘_нн = 0,5 · (𝑢𝑘вн−нн + 𝑢𝑘сн−нн − 𝑢𝑘вн−сн ), где ukвн-нн – напряжение короткого замыкания ВН-НН, %; ukвн-cн – напряжение короткого замыкания ВН-СН, %; ukcн-нн – напряжение короткого замыкания СН-НН, %; 𝑢𝑘_вн = 0,5 · (10,5 + 17,5 − 6,5) = 10,75 %; 𝑢𝑘_сн = 0,5 · (10,5 + 6,5 − 17,5) = −0,25 %; 𝑢𝑘_нн = 0,5 · (17,5 + 6,5 − 10,5) = 6,75 %. Сопротивления трансформатора: 𝑢𝑘 𝑈вн 2 𝑥т = , 100 𝑆ном где uk – напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Uвн – напряжение ВН трансформатора, кВ; Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА; 𝑥т ВН 10,75 1152 = = 56,87 Ом; 100 25 𝑥т СН = 0 Ом; 𝑥т НН 6,75 1152 = = 35,71 Ом. 100 25 43 (6.1.1)

𝑅т = 𝑃кз 𝑈вн 2 𝑆ном 2 , где Ркз – мощность КЗ трансформатора, кВт; 𝑃кзВН = 𝑃 кзСН = 𝑃кзНН ; 𝑅тВН = 𝑅тСН = 𝑅тНН (115 · 103 )2 = 𝑅т = 0,5 · 130 · 10 = 1,375 Ом. (25 · 106 )2 3 Сопротивление энергосистемы: 𝑥𝑐 = 0 Ом. Сопротивление нагрузок: 𝑈вн 2 𝑥н = 0,35 , 𝑆ном где Uвн – напряжение ВН трансформатора, кВ; Sном – максимальная мощность нагрузки, МВА. Сопротивление нагрузки 35 кВ: 𝑥н35 1152 = 0,35 = 154,29 Ом. 30 Сопротивление нагрузки 10 кВ: 𝑥н10 1152 = 0,35 = 159,61 Ом. 29 Сопротивление линии (прямая последовательность): 44

𝑥л1 = 𝑥0 𝐿, где x0 – погонное индуктивное сопротивление линии, Ом/км; L – длина линии, км. Индуктивное сопротивление линии от энергосистемы до ПС (прямая последовательность): 𝑥л ПС 1 = 0,413 · 32 = 13,216 Ом. Индуктивное сопротивление линии (нулевая последовательность): 𝑥л0 = 3𝑥0 𝐿. Индуктивное сопротивление линии от энергосистемы до ПС (нулевая последовательность): 𝑥л ПС 0 = 3 · 0,413 · 32 = 39,648 Ом. Индуктивное сопротивление транзитных линий последовательность): 𝑥л транзит 0 = 3 · 0,444 · 28 = 37,296 Ом. Активное сопротивление линии: 𝑅л = 𝑟0𝐿, где r0 – погонное индуктивное сопротивление линии, Ом/км. 45 (нулевая

Активное сопротивление линии от энергосистемы до ПС: 𝑅л ПС = 0,159 · 32 = 5,088 Ом. ЭДС энергосистемы: 𝐸𝑐 = 115 кВ. ЭДС нагрузок: 𝐸н = 0,85𝑈вн , где Uвн – напряжение ВН трансформатора, кВ. ЭДС нагрузок 35 кВ и 10 кВ: 𝐸н 10 = 𝐸н 35 = 0,85 · 𝑈вн = 0,85 · 115 = 97,75 кВ. Ток трёхфазного КЗ: (3) 𝐼кз1 = 𝐸𝛴1 √3 · 𝑥𝛴1 , (6.1.2) где EΣ1 – суммарная ЭДС прямой последовательности, кВ; xΣ1 – суммарное сопротивление прямой последовательности, Ом. Ток однофазного КЗ: (1) 𝐼кз1 = 3 · 𝐸𝛴1 √3 · (𝑥𝛴1 + 𝑥𝛴2 + 𝑥𝛴0 ) , где EΣ1 – суммарная ЭДС прямой последовательности, кВ; xΣ1 – суммарное сопротивление прямой последовательности, Ом; 46 (6.1.3)

xΣ2 – суммарное сопротивление обратной последовательности, Ом; xΣ0 – суммарное сопротивление нулевой последовательности, Ом. На рис. 6.1.1, 6.1.2, 6.1.3 и 6.1.4 представлены схемы замещения прямой обратной и нулевой последовательностей для расчёта токов КЗ в точке 1. Рисунок 6.1.1 – Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 1 (прямая последовательность) Рисунок 6.1.2 – Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 1 (обратная последовательность) 47

Расчёт полных сопротивления и ЭДС прямой и обратной последовательности для КЗ (1,3) в точке 1: 𝑥10−35 = 0,5 · (𝑥т НН + 2 · 𝑥н10 ) · 𝑥н35 0,5 · (35,71 + 2 · 159,61) · 154,29 = = 0,5 · (𝑥т НН + 2 · 𝑥н10 ) + 𝑥н35 0,5 · (35,71 + 2 · 159,61) + 154,29 = 82,53 Ом; 𝐸10−35 = 𝐸10−35 = 𝐸10−35 = 97,75 кВ; 𝑥тВН+н = 0,5 · 𝑥т ВН + 𝑥10−35 = 0,5 · 56,87 + 82,53 = 110,97 Ом; 𝑥с+л ПС 1 = 𝑥с + 0,5 · 𝑥л ПС 1 = 0 + 0,5 · 13,22 = 6,61 Ом; Рисунок 6.1.3 – Промежуточная схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 1 (прямая и обратная последовательность) 𝑥𝛴1 = 𝑥𝛴2 = 𝐸𝛴1 = 𝑥с+л ПС 1 · 𝑥тВН+н 6,61 · 110,97 = = 6,24 Ом; 𝑥с+л ПС 1 + 𝑥тВН+н 6,61 + 110,97 𝐸10−35 · 𝑥с+л ПС 1 + 𝐸𝑐 · 𝑥тВН+н 97,75 · 6,61 + 115 · 110,97 = 𝑥с+л ПС 1 + 𝑥тВН+н 6,61 + 110,97 = 114,03 кВ. 48

Рисунок 6.1.4 – Схема замещения нулевой последовательности для расчёта тока однофазного КЗ в точке 1 Расчёт полного сопротивления нулевой последовательности: предполагается, что на ПС, на которую предусмотрен транзит мощности с проектируемой ПС, установлены 2 трансформатора ТДН-40000/110-У1, УХЛ1 СТО 15352615-023-2011 (табл. 6.1.1). Таблица 6.1.1 – Параметры трансформаторов ТДН-25000/110-У1, УХЛ1 СТО 15352615-023-2011 [19] Sном, МВА Uвн, кВ Uнн, кВ Рхх, кВт Ркз, кВт Iхх, % Uk, % 25 115 11 19 Сопротивление нулевой 120 0,23 10,5 Ун/D-11 Cхема соединения обмоток последовательности трансформатора формуле (6.1.1): 10,5 1152 𝑥т транзит ВН = = 55,545 Ом. 100 25 49 по

𝑥𝛴0 = ( 1 𝑥т ВН + 1 1 + )−1 = 𝑥𝑐 + 0,5 · 𝑥л ПС 0 𝑥т транзит ВН + 0,5 · 𝑥л транзит 0 1 1 1 =( + + )−1 = 56,87 0 + 0,5 · 39,64 55,545 + 0,5 · 37,296 = 12,269 Ом. Ток трёхфазного КЗ в точке 1 по формуле (6.1.2): (3) 𝐼кз1 = 𝐸𝛴1 √3 · 𝑥𝛴1 = 114,03 √3 · 6,24 = 10,556 кА. Ток однофазного КЗ в точке 1 по формуле (6.1.3): 3 · 𝐸𝛴1 (1) 𝐼кз1 = √3 · (𝑥𝛴1 + 𝑥𝛴2 + 𝑥𝛴0 ) = 3 · 𝐸𝛴1 √3 · (6,24 + 6,24 + 12,269) = 7,983 кА. Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 2 изображена на рис. 6.1.5 и 6.1.6. Рисунок 6.1.5 – Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 2 50

Расчёт полных сопротивления и ЭДС для КЗ (3) в точке 2: 𝑥с−ВН = 𝑥𝑐 + 0,5 · (𝑥л 1 ПС + 𝑥т ВН ) = 0 + 0,5 · (13,22 + 56,87) = 35,04 Ом; 𝑥НН = 0,5 · (𝑥т НН + 2 · 𝑥н 10) = 0,5 · (35,71 + 2 · 159,61) = 177,47 Ом; 𝑥ВН−НН = 𝑥с−ВН · 𝑥НН 35,04 · 177,47 = = 29,26 Ом; 𝑥с−ВН + 𝑥НН 35,04 + 177,47 Рисунок 6.1.6 – Промежуточная схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 2 𝑥𝛴 = 𝐸с−н 10 = 𝑥ВН−НН · 𝑥н 35 29,26 · 154,29 = = 24,60 Ом; 𝑥ВН−НН + 𝑥н 35 29,26 + 154,29 𝐸н 10 · 𝑥с−ВН + 𝐸𝑐 · 𝑥НН 97,75 · 35,04 + 115 · 177,47 = = 112,16 кВ; 𝑥с−ВН + 𝑥НН 35,04 + 177,47 𝐸𝛴 = 𝐸с−н 10 · 𝑥н 35 + 𝐸н 35 · 𝑥ВН−НН 97,75 · 154,29 + 115 · 29,26 = 𝑥н 35 + 𝑥ВН−НН 154,29 + 29,26 = 109,86 кВ. Ток трёхфазного КЗ в точке 2 по формуле (6.1.2): 51

(3) 𝐼кз2 = 𝐸𝛴 √3 · 𝑥𝛴 = 109,86 √3 · 24,6 = 2,58 кА. Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 3 изображена на рис. 6.1.7 и 6.1.8. Рисунок 6.1.7 – Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 3 Расчёт полных сопротивления и ЭДС для КЗ (3) в точке 3: 𝑥с−ВН = 𝑥𝑐 + 0,5 · (𝑥л 1 ПС + 𝑥т ВН ) = 0 + 0,5 · (13,22 + 56,87) = 35,04 Ом; 1 1 1 1 𝑥н СН+НН = ( + )−1 = ( + )−1 = 𝑥н 35 𝑥т НН + 2 · 𝑥н 10 154,29 35,71 + 2 · 159,61 = 107,54 Ом; Рисунок 6.1.8 – Промежуточная схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 3 52

𝑥𝛴 = 𝐸𝛴 = 𝑥с−ВН · 𝑥н СН+НН + 𝑥т НН = 62,14 Ом; 𝑥с−ВН + 𝑥н СН+НН 𝐸с · 𝑥н СН+НН + 𝐸н 35 · 𝑥с−ВН 115 · 107,54 + 97,75 · 35,04 = = 110,76 кВ. 𝑥н СН+НН + 𝑥с−ВН 107,54 + 35,04 Ток трёхфазного КЗ в точке 3 по формуле (6.1.2): (3) 𝐼кз3 = 𝐸𝛴 √3 · 𝑥𝛴 = 110,76 √3 · 62,14 = 1,029 кА. Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 4 изображена на рис. 6.1.9 и 6.1.10. Рисунок 6.1.9 – Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 4 Расчёт полных сопротивления и ЭДС для КЗ (3) в точке 4: 53

𝑥ВН+СН+НН = (𝑥с + 0,5 · 𝑥л ПС + 𝑥т ВН ) · 𝑥н 35 + 𝑥т НН = 𝑥с + 0,5 · 𝑥л ПС + 𝑥т ВН + 𝑥н 35 = 𝐸ВН−СН = (0 + 0,5 · 13,22 + 56,87) · 154,29 + 35,71 = 80,68 Ом; 0 + 0,5 · 13,22 + 56,87 + 154,29 𝐸с · 𝑥н 35 + 𝐸н 35 · (𝑥с + 0,5 · 𝑥л ПС + 𝑥т ВН ) = 𝑥н 35 + 𝑥с + 0,5 · 𝑥л ПС + 𝑥т ВН = 115 · 154,29 + 97,75 · (0 + 0,5 · 13,216 + 56,87) = 109,97 кВ; 154,29 + 0 + 0,5 · 13,216 + 56,87 Рисунок 6.1.10 – Промежуточная схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 4 𝑥𝛴 = 𝐸𝛴 = 𝑥ВН+СН+НН · 𝑥н 10 80,68 · 159,61 = = 53,59 Ом; 𝑥ВН+СН+НН + 𝑥н 10 80,68 + 159,61 𝐸н 10 · 𝑥ВН+СН+НН + 𝐸ВН−СН · 𝑥н 10 97,75 · 80,68 + 109,97 · 159,61 = = 𝑥ВН+СН+НН + 𝑥н 10 80,68 + 159,61 = 105, 87 кВ. Ток трёхфазного КЗ в точке 4 по формуле (6.1.2): (3) 𝐼кз4 = 𝐸𝛴 √3 · 𝑥𝛴 = 105,87 √3 · 53,59 54 = 1,14 кА.

Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 5 изображена на рис. 6.1.11 и 6.1.12. Рисунок 6.1.11 – Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 5 Расчёт полных сопротивления и ЭДС для КЗ (3) в точке 5: 𝑥ВН+СН+НН = 𝐸ВН−СН = (𝑥с + 0,5 · (𝑥л ПС + 𝑥т ВН )) · 𝑥н 35 + 𝑥т НН = 64,26 Ом; 𝑥с + 0,5 · (𝑥л ПС + 𝑥т ВН ) + 𝑥н 35 𝐸с · 𝑥н 35 + 𝐸н 35 · (𝑥с + 0,5 · (𝑥л ПС + 𝑥т ВН )) = 𝑥н 35 + 𝑥с + 0,5 · (𝑥л ПС + 𝑥т ВН ) = 115 · 154,29 + 97,75 · (0 + 0,5 · (13,216 + 56,87)) 154,29 + 0 + 0,5 · (13,216 + 56,87) = 111,81 кВ; 55

Рисунок 6.1.12 – Промежуточная схема замещения для расчёта тока КЗ в точке 5 𝑥𝛴 = 𝐸𝛴 = 𝑥ВН+СН+НН · 2 · 𝑥н 10 64,26 · 2 · 159,61 = = 53,49 Ом; 𝑥ВН+СН+НН + 2 · 𝑥н 10 64,26 + 2 · 159,61 𝐸н 10 · 𝑥ВН+СН+НН + 𝐸ВН−СН · 2 · 𝑥н 10 𝑥ВН+СН+НН + 𝑥н 10 = 97,75 · 64,26 + 109,97 · 2 · 159,61 = 109,45 кВ. 64,26 + 2 · 159,61 Ток трёхфазного КЗ в точке 5 по формуле (6.1.2): (3) 𝐼кз5 = 𝐸𝛴 √3 · 𝑥𝛴 = 109,45 √3 · 53,49 = 1,181 кА. В табл. 6.1.2 приведены результаты расчётов токов КЗ. Таблица 6.1.2 – Расчётные токи КЗ Точка Iкз, кА (110 кВ) 35 кВ 1 7,983 - 1 10,556 - 10 кВ КЗ (1) КЗ (3) 56 Примечания Расчётная

Продолжение таблицы 6.1.2 Точка 2 3 4 5 Iкз, кА (110 кВ) 2,579 1,029 1,097 1,181 35 кВ 7,702 - 10 кВ 10,759 11,924 12,35 Примечания Расчётная Расчётная Расчётная Постоянная времени: 𝑇𝑎 = 𝑥𝛴 , 𝜔 · 𝑅𝛴 (6.1.4) где xΣ – суммарное индуктивное сопротивление схемы замещения, Ом; RΣ – суммарное активное сопротивление схемы замещения, Ом; ω – циклическая частота, с-1. Амплитуда ударного тока: 𝐼уд = 𝐼кз · √2 · (1 + −0,01 𝑒 𝑇𝑎 ). (6.1.5) Схема замещения для расчёта постоянной времени тока КЗ в точке 1 изображена на рис. 6.1.13. Рисунок 6.1.13 – Схема замещения для расчёта постоянной времени тока КЗ в точке 1 57

Расчёт постоянной времени для тока КЗ в точке 1: 1 1 𝑅𝛴1 = ( + )−1 = 0,25 · 𝑅т + 0,5 · 𝑅т 0,5 · 𝑅л ПС 1 1 =( + )−1 = 0,734 Ом. 0,25 · 1,375 + 0,5 · 1,375 0,5 · 5,088 Постоянная времени по формуле (6.1.4): 𝑇𝑎1 = 𝑥𝛴 6,237 = = 0,027 с. 𝜔 · 𝑅𝛴 314 · 0,734 Ударный ток в точке 1 по формуле (6.1.5): 𝐼уд1 = 𝐼кз1 · √2 · (1 + −0,01 𝑒 𝑇𝑎 ) = 10,556 · √2 · (1 + −0,01 0,027 𝑒 ) = 25,246 кА. Схема замещения для расчёта постоянной времени тока КЗ в точке 2 изображена на рис. 6.1.14. Рисунок 6.1.14 – Схема замещения для расчёта постоянной времени тока КЗ в точке 2 58

Расчёт постоянной времени для тока КЗ в точке 2: 𝑅𝛴2 = ( 1 1 + )−1 + 0,5 · 𝑅т = 0,5 · (𝑅т + 𝑅л ПС ) 0,5 · 𝑅т 1 1 =( + )−1 + 0,5 · 1,375 = 0,5 · (1,375 + 5,088) 0,5 · 1,375 = 1,255 Ом. Постоянная времени по формуле (6.1.4): 𝑇𝑎2 = 𝑥𝛴 24,598 = = 0,062 с. 𝜔 · 𝑅𝛴 314 · 1,255 Ударный ток в точке 2 по формуле (6.1.5): 𝐼уд2 = 𝐼кз2 · √2 · (1 + −0,01 𝑒 𝑇𝑎 ) −0,01 = 7,702 · √2 · (1 + 𝑒 0,062 ) = 20,173 кА. Схема замещения для расчёта постоянной времени тока КЗ в точке 3 изображена на рис. 6.1.15. Рисунок 6.1.15 – Схема замещения для расчёта постоянной времени тока КЗ в точке 3 59

Расчёт постоянной времени для тока КЗ в точке 3: 1 1 1 𝑅𝛴3 = ( + + )−1 + 𝑅т = 0,5 · (𝑅т + 𝑅л ПС ) 0,5 · 𝑅т 𝑅т 1 1 1 −1 =( + + ) + 1,375 = 0,5 · (1,375 + 5,088) 0,5 · 1,375 1,375 = 1,777 Ом. Постоянная времени по формуле (6.1.4): 𝑇𝑎3 = 𝑥𝛴 62,137 = = 0,111 с. 𝜔 · 𝑅𝛴 314 · 1,777 Ударный ток в точке 3 по формуле (6.1.5): 𝐼уд3 = 𝐼кз3 · √2 · (1 + −0,01 𝑒 𝑇𝑎 ) = 10,759 · √2 · (1 + −0,01 𝑒 0,111 ) = 29,125 кА. Схема замещения для расчёта постоянной времени тока КЗ в точке 5 изображена на рис. 6.1.16. 60

Рисунок 6.1.16 – Схема замещения для расчёта постоянной времени тока КЗ в точке 5 Расчёт постоянной времени для тока КЗ в точке 5: 1 1 𝑅𝛴5 = ( + )−1 + 𝑅т = 0,5 · (𝑅т + 𝑅л ПС ) 0,5 · 𝑅т 1 1 =( + )−1 + 1,375 = 1,942 Ом. 0,5 · (1,375 + 5,088) 0,5 · 1,375 Постоянная времени по формуле (6.1.4): 𝑇𝑎5 = 𝑥𝛴 53,495 = = 0,088 с. 𝜔 · 𝑅𝛴 314 · 1,942 Ударный ток в точке 5 по формуле (6.1.5): 𝐼уд5 = 𝐼кз5 · √2 · (1 + −0,01 𝑒 𝑇𝑎 ) = 12,35 · √2 · (1 + 61 −0,01 𝑒 0,088 ) = 33,048 кА.

Расчёты токов КЗ и постоянных времени были проверены по модели MATLAB (Simulink). Модель представлена на рис. 6.1.17. Рисунок 6.1.17 – Модель Simulink 6.2 Расчёт токов утяжелённого режима Расчёт токов утяжелённого режима для всех аппаратов, установленных на стороне 110 кВ проектируемой подстанции: 𝐼ут.реж.110 = где 𝑆тр.𝑚𝑎𝑥 + 𝑆транзит. · Кп.р. √3 · 𝑈ном,с · (𝑛ЛЭП − 1) , 𝑆транзит. – мощность транзита через подстанцию, МВА; Кп.р. = 1,4 – коэффициент перспективного развития, учитывающий возможный рост нагрузки по ЛЭП; 𝑛ЛЭП – число параллельных ЛЭП связи с системой; 𝐼ут.реж.110 = (56,1 + 23,9 · 1,4) · 1000 √3 · 110 · (2 − 1) 62 = 470 А.

Расчёт токов утяжелённого режима для всех аппаратов, установленных на стороне 35 кВ проектируемой подстанции: 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 𝐼ут.реж.35 = √3 · 𝑈ном,тр , где 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 – максимальное значение мощности графика нагрузки 35 кВ; 𝑈ном,тр . – номинальное напряжение соответствующей стороны трансформатора, кВ; 𝐼ут.реж.35 = Расчёт токов 30 · 1000 √3 · 35 утяжелённого = 495 А. режима для вводных аппаратов, установленных на стороне 10 кВ проектируемой подстанции: 𝐼ут.реж.10_Вводной = 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 √3 · 𝑈ном,тр , где 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 – максимальное значение мощности графика нагрузки 10 кВ; 𝑈ном,тр . – номинальное напряжение соответствующей стороны трансформатора, кВ; 𝐼ут.реж.10_Вводной = 29 · 1000 √3 · 10 = 1674 А. Расчёт токов утяжелённого режима для секционных аппаратов, установленных на стороне 10 кВ проектируемой подстанции: 𝐼ут.реж.10_С = 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 2√3 · 𝑈ном,тр 63 ,

где 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 – максимальное значение мощности графика нагрузки 10 кВ; 𝑈ном,тр . – номинальное напряжение соответствующей стороны трансформатора, кВ; 𝐼ут.реж.10_С = 29 · 1000 2√3 · 10 = 837 А. Расчёт токов утяжелённого режима для аппаратов, установленных на линиях к потребителям на стороне 10 кВ проектируемой подстанции: 𝐼ут.реж.10_Л = 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 𝑛 · √3 · 𝑈ном,тр , где 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 – максимальное значение мощности графика нагрузки 10 кВ; 𝑈ном,тр . – номинальное напряжение соответствующей стороны трансформатора, кВ; 𝑛 – число ПС 10/0,4 кВ; 𝐼ут.реж.10_Л = Расчёт токов 29 · 1000 5 · √3 · 10 утяжелённого = 335 А. режима для цепи трансформатора собственных нужд: 𝐼ут.реж.10_Л = 𝑆СН √3 · 𝑈ном,тр , где 𝑆СН = 1250 кВА – нагрузка собственных нужд; 𝑈ном,тр = 10 кВ. – номинальное напряжение соответствующей стороны трансформатора, кВ; 64

𝐼ут.реж.10_Л = В табл. 6.2.1 приведены 1250 √3 · 10 = 72 А. рассчитанные данные для выбора высоковольтного оборудования. Таблица 6.2.1 - Расчётные данные для выбора оборудования ПС Место установки оборудования ЛЭП 110 кВ, сторона 110 кВ трансформатора ЛЭП 35 кВ, сторона 35 кВ трансформатора Вводной выключатель (10 кВ) Секционный выключатель (10 кВ) Линии к потребителям (10 кВ) Выключатель ТСН (10 кВ) Iут.реж max, А 470 Iп, кА 10,556 Тa, с 0,027 Iуд, кА 25,245 495 7,702 0,062 20,172 1674 837 335 72 10,759 12,350 12,350 12,350 0,111 0,088 0,088 0,088 29,125 33,048 33,048 33,048 6.3 Выбор выключателей Проверка по номинальному напряжению: 𝑈ном, в ⩾ 𝑈ном, с , где 𝑈ном, в – номинальное напряжение выключателя; 𝑈ном, с – номинальное напряжение сети. (6.3.1) По номинальному току: 𝐼ном, где 𝐼ном, 𝐼ут. в– в ⩾ 𝐼ут. реж. 𝑚𝑎𝑥 , номинальный ток выключателя; реж. 𝑚𝑎𝑥 – ток утяжеленного режима сети или установки. По номинальному току отключения: 65 (6.3.2)

𝐼ном откл ⩾ 𝐼п 𝜏 , где (6.3.3) 𝐼п 𝜏 – значение периодической составляющей тока КЗ на момент расхождения контактов; τ = tсов + tРЗ,min – момент времени расхождения контактов выключателя; tсов – собственное время отключения выключателя, определяется по паспортным параметрам; tРЗ,min – минимально возможное время действия релейной защиты, принимается равным 0,01 с для выключателей. В данной работе можно принять, что значение периодической слагающей тока КЗ в момент расхождения контактов Iп, равно значению тока КЗ в начальный момент аварии, т. к. точка КЗ находится на значительном удалении от генерирующих источников. По номинальному току включения: 𝐼ном откл ⩾ 𝐼п 0 , (6.3.4) где 𝐼п 0 – значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени; 2,5𝐼ном откл ⩾ 𝑖у . Далее, номинальный ток отключения апериодической составляющей тока КЗ должен быть больше значения апериодической составляющей в токе КЗ в момент расхождения контактов выключателя: 𝑖а ном ⩾ 𝑖а 𝜏 , где 𝑖а ном = √2𝛽ном 𝐼отк. 100 ном ; 𝜏 𝑖а 𝜏 = √2𝐼п 0𝑒 −𝑇 а . 66 (6.3.5)

Здесь βном – номинальное относительное содержание апериодической составляющей (в процентах). При отсутствии каталожных данных значение βном можно определять по формуле: 𝛽ном = 100𝑒 𝜏 −0,045 . (6.3.6) В случае невыполнения условия по апериодической составляющей, но при выполнении условия по периодической составляющей допускается проводить проверку выключателя на способность отключить полный ток КЗ: √2𝐼п 𝜏 + 𝑖а 𝜏 ⩽ √2𝐼ном откл (1 + Проверка на электродинамическую 𝑖пр. скв. ⩾ 𝑖у = √2𝐼п,0 (1 + 𝑒 𝛽ном ). 100 стойкость (6.3.7) (по предельному сквозному току): 0.01 − 𝑇 а ). (6.3.8) Проверка на термическую стойкость: 𝐼Т 2 𝑡Т ⩾ 𝐵к , (6.3.9) где 𝐼Т – ток термической стойкости аппарата; 𝑡Т – допустимая длительность протекания тока термической стойкости; 𝐵к – интеграл Джоуля (тепловой импульс тока КЗ). Интеграл Джоуля может быть упрощённо определён по следующей формуле: 67

𝐵к = 𝐼п,02(𝑡рз + 𝑡полн + 𝑇а ), (6.3.10) где 𝑡рз – максимальное время действия релейной защиты (110 кВ – 0,2 с, 35 и 10 кВ – 0,3 с), с; 𝑡полн – полное время отключения выключателя, с. 6.4 Выбор разъединителей По номинальному напряжению: 𝑈ном, в ⩾ 𝑈ном, с , (6.4.1) где 𝑈ном, р – номинальное напряжение разъединителя; 𝑈ном, с – номинальное напряжение сети. По номинальному току: 𝐼ном, где 𝐼ном, 𝐼ут. р– р ⩾ 𝐼ут. реж. 𝑚𝑎𝑥 , (6.4.2) номинальный ток разъединителя; реж. 𝑚𝑎𝑥 – ток утяжеленного режима сети или установки. Проверка на электродинамическую стойкость (по предельному сквозному току): 𝑖пр. скв. ⩾ 𝑖у = √2𝐼п,0 (1 + 𝑒 − 0.01 𝑇а ). (6.4.3) Проверка на термическую стойкость: 𝐼Т 2𝑡Т ⩾ 𝐵к , где 𝐼Т – ток термической стойкости аппарата; 68 (6.4.4)

𝑡Т – допустимая длительность протекания тока термической стойкости; 𝐵к – интеграл Джоуля (тепловой импульс тока КЗ). Интеграл Джоуля может быть упрощённо определён по следующей формуле: 𝐵к = 𝐼п,02 (𝑡рз + 𝑡полн + 𝑇а ), (6.4.5) где 𝑡рз – максимальное время действия релейной защиты (110 кВ – 0,2 с, 35 и 10 кВ – 0,3 с), с; 𝑡полн – полное время отключения выключателя, с. По формулам и условиям (6.3.1 – 6.3.10 и 6.4.1 – 6.4.5) выберем аппараты для установки на стороне 110 кВ проектируемой ПС (табл. 6.4.1). Таблица 6.4.1 – Выбор выключателей и разъединителей для установки на стороне 110 кВ (выключатель ВБЭ-110, разъединитель РГП-СЭЩ-110/1250) [1] Расчётные данные 𝑈уст = 110 кВ 𝐼𝑚𝑎𝑥 = 470 А 𝐼п 𝜏 = 10,556 кА 𝐼п 0 = 10,556 кА 𝑖у = 25,246 кА 𝑖а 𝜏 = 1,626 кА 𝑖у = 25,246 кА 𝐵к = 33,103 кА2 · с Каталожные данные Выключатель Разъединитель 𝑈уст = 110 кВ 𝑈уст = 110 кВ 𝐼ном = 1250 А 𝐼ном = 1250 А 𝐼отк.ном = 31,5 кА 𝐼вкл.ном = 31,5 кА 2,5𝐼вкл.ном = 78,75 кА 𝑖а.ном = √2𝛽ном 𝐼отк. ном = = 100 √2 · 26,36 · 31,5 = = 100 = 11,743 кА 𝑖д = 80 кА 𝑖д = 80 кА 2 2 𝐼Т 𝑡Т = 31,52 · 2 = 𝐼Т 𝑡Т = 31,52 · 1 = = 1984,5 кА2 · с = 992,25 кА2 · с 69

Выбор аппаратов для установки на стороне 35 кВ осуществляется аналогично. Результат выбора представлен в табл. 6.4.2. Таблица 6.4.2 – Результат выбора аппаратов для установки на стороне 35 кВ [2] Наименование Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, кА Номинальный ток включения, кА Максимальный мгновенный ток включения, кА Собственное время отключения выключателя, с Полное время отключения выключателя, с Ток отключения апериодической составляющей, кА Ток электродинамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с Выключатель ВБС-35III-25/630 УХЛ1 630 25 25 62,5 Разъединитель РГП-СЭЩ-35/630 630 - 0,04 - 0,06 - 11,639 - 64 25 3 31,5 12,5 1 Выбор выключателей 10 кВ осуществляется аналогично. На стороне 10 кВ устанавливаются КРУ для выполнения функций разъединителей. Результат выбора представлен в табл. 6.4.3. Таблица 6.4.3 – Результат выбора аппаратов для установки на стороне 10 кВ [3, 5] Марка Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, кА Выключатель вводной КРУ (вводной выключатель) Выключатель секционный ВБЭ-1031,5/2000 УХЛ2 2000 КРУ С-410 2000 ВБЭ-1031,5/1000 УХЛ2 1000 31,5 - 20 70 КРУ (секционный выключатель) КРУ С-410 1000 -

Продолжение таблицы 6.4.3 Номинальный ток включения, кА Максимальный мгновенный ток включения, кА Собственное время отключения выключателя, с Полное время отключения выключателя, с Ток отключения апериодической составляющей, кА Ток электродинамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с Марка Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, кА Номинальный ток включения, кА Максимальный мгновенный ток включения, кА Выключатель вводной КРУ (вводной выключатель) Выключатель секционный 31,5 - 20 КРУ (секционный выключатель) - 78,75 - 78,75 - 0,04 - 0,04 - 0,05 - 0,05 - 14,66 - 14,66 - 80 81 80 81 31,5 31,5 20 20 3 1 3 1 Выключатель на линии 10 кВ ВБЭ-1031,5/630 УХЛ2 630 КРУ (линия) Выключатель на ТСН КРУ (ТСН) КРУ С-410 КРУ С-410 630 ВБЭ-1031,5/630 УХЛ2 630 20 - 20 - 20 - 20 - 78,75 - 78,75 - 71 630

Продолжение таблицы 6.4.3 Собственное время отключения выключателя, с Полное время отключения выключателя, с Ток отключения апериодической составляющей, кА Ток электродинамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с Выключатель на линии 10 кВ 0,04 КРУ (линия) Выключатель на ТСН КРУ (ТСН) - 0,04 - 0,05 - 0,05 - 14,66 - 14,66 - 80 51 80 51 20 20 20 20 3 1 3 1 6.5 Выбор приборов учёта Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется при помощи контрольноизмерительных приборов. Общее сопротивление приборов: 𝑟приб = 𝑆приб 𝐼22 , где 𝑆приб – суммарная мощность подключенных приборов, ВА; 𝐼2 – вторичный ток трансформаторов тока. 72 (6.5.1)

В зависимости от вида объекта перечень необходимых приборов различается. Список приборов для установки на ПС 110/35/10 кВ с трёхобмоточными трансформаторами представлен в табл. 6.5.1. Таблица 6.5.1 – Приборы учёта для установки на проектируемой ПС [11] Цепь Трёхобмоточного трансформатора Место установки приборов ВН СН НН Сборных шин 10 и 35 кВ На каждой секции шин Сборных шин 110 кВ На каждой секции шин Секционного выключателя Линии 10 кВ - Линии 35 кВ - Линии 110 кВ - Трансформатора собственных нужд ВН НН - Перечень приборов Амперметр Амперметр, ваттметр, счётчики активной и реактивной энергии Амперметр, ваттметр, счётчики активной и реактивной энергии Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трёх фазных напряжений Вольтметр с переключением для измерения трёх междуфазных напряжений и регистриующий вольтметр; осциллограф, фиксирующий прибор (U0) Амперметр Амперметр, расчётные счётчики активной и реактивной энергии для линий, принадлежащих потребителю Амперметр, расчётные счётчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях Амперметр, ваттметр, варметр; фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ Амперметр, расчётный счётчик активной энергии Суммарное сопротивление приборов, приведённое в табл. 6.5.2, рассчитано по формуле (6.5.1). Выбранные приборы учёта представлены в табл. 6.5.2 и 6.5.3. 73

Таблица 6.5.2 – Нагрузка трансформаторов тока Прибор Наименование Класс точности А Нагрузка, ВА В С 0 В цепи трансформатора (110 кВ) Амперметр Э47 1000/5А 1,5 72х72 AC Σ мощностей приборов по фазам, ВА Σ сопротивление приборов, подключенных к наиболее загруженной фазе, Ом - 10 - - - 10 0,4 - - В цепи трансформатора (35 кВ и 10 кВ) Амперметр Э47 1000/5А 72х72 AC СР3021-5 Меркурий 231 AM Меркурий 230 AR 1,5 Ваттметр (2 шт) 0,5 Счётчик активной 1 энергии (2 шт) Счётчик 1 реактивной энергии (2 шт) Σ мощностей приборов по фазам, ВА Σ сопротивление приборов, подключенных к наиболее загруженной фазе, Ом - 10 - - 7,5 0,1 - 7,5 0,1 - 0,1 - 0,1 - 7,7 - 10 0,4 7,7 - - В цепях секционных выключателей Амперметр Э47 1000/5А 1,5 72х72 AC Σ мощностей приборов по фазам, ВА Σ сопротивление приборов, подключенных к наиболее загруженной фазе, Ом - 10 - - - 10 0,4 - - - 10 - - 0,1 - 0,1 - 0,1 - 0,1 - 0,2 - 10 0,4 0,2 - - В цепях линий (35 кВ и 10 кВ) Амперметр Э47 1000/5А 72х72 AC Меркурий 231 AM Меркурий 230 AR 1,5 Счётчик активной 1 энергии (2 шт) Счётчик 1 реактивной энергии (2 шт) Σ мощностей приборов по фазам, ВА Σ сопротивление приборов, подключенных к наиболее загруженной фазе, Ом В цепях линий (110 кВ) Амперметр Ваттметр (2 шт) Варметр (2 шт) Э47 1000/5А 72х72 AC СР3021-5 СТ3021-5 1,5 - 10 - - 0,5 0,5 7,5 7,5 - 7,5 7,5 - 74

Продолжение таблицы 6.5.2 Прибор Наименование Класс точности А Нагрузка, ВА В С 0 В цепях линий (110 кВ) Фиксирующий прибор для определения места КЗ Устройство 2 определения места повреждения на воздушных линиях электропередачи «Сириус-2-ОМП» Осциллограф Регистратор 0,5 аварийных событий «НЕВАРАС» Σ мощностей приборов по фазам, ВА Σ сопротивление приборов, подключенных к наиболее загруженной фазе, Ом 0,5 0,5 0,5 0,5 0,625 0,625 0,625 0,625 16,125 - 11,125 - 16,125 1,125 0,69 В цепях трансформаторов собственных нужд (НН) Амперметр Э47 1000/5А 1,5 72х72 AC Счётчик активной Меркурий 231 1 энергии (2 шт) AM Σ мощностей приборов по фазам, ВА Σ сопротивление приборов, подключенных к наиболее загруженной фазе, Ом - 10 - - 0,1 - 0,1 - 0,1 - 10 0,4 0,1 - - Таблица 6.5.3 – Распределение нагрузки трансформаторов напряжения по месту замера величин Прибор Наименование Класс точности Нагрузка Р, Вт Q, вар В цепи трансформатора (35 кВ и 10 кВ) Ваттметр (2 шт) Счётчик активной энергии (2 шт) Счётчик реактивной энергии (2 шт) СР3021-5 Меркурий 231 AM 0,5 1 6,75 5 3,267 5,59 Меркурий 230 AR 1 1,5 8,874 В цепях сборных шин 10 и 35 кВ Вольтметр для измерения междуфазного напряжения ЩП120П 0,5 75 0,009 0,004

Продолжение таблицы 6.5.3 Прибор Наименование Класс точности Нагрузка Р, Вт Р, Вт В цепях сборных шин 10 и 35 кВ Вольтметр с переключением для измерения фазных напряжений ЩП120П 0,5 0,009 0,004 В цепях сборных шин 110 кВ Вольтметр для измерения фазных напряжений Регистрирующий вольтметр Осциллограф ЩП120П 1,5 0,009 0,004 ПРИМА-2000 0,5 0,72 0,348 Регистратор аварийных событий «НЕВА-РАС» 0,5 0,692 0,335 В цепях линий (35 кВ и 10 кВ) Счётчик активной энергии (35 кВ – 12 шт, 10 кВ – 20 шт) Счётчик реактивной энергии (35 кВ – 12 шт, 10 кВ – 20 шт) Меркурий 231 AM 1 5 5,59 Меркурий 230 AR 1 1,5 8,874 Ваттметр (8 шт) Варметр (8 шт) Фиксирующий прибор для определения места КЗ (4 шт) СР3021-5 СТ3021-5 Устройство определения места повреждения на воздушных линиях электропередачи «Сириус-2-ОМП» 6,75 6,75 0,45 3,267 3,267 0,218 В цепях линий (110 кВ) 0,5 0,5 2 В цепях трансформаторов собственных нужд (НН) Счётчик активной энергии (4 шт) Меркурий 231 AM 1 5 5,59 Согласно классу точности выбранных приборов, измерительные трансформаторы должны иметь класс точности не менее 0,5. Вторичный ток ТТ – 5 А, вторичное напряжение ТН – 100 В. 76

6.6 Выбор трансформаторов тока По номинальному напряжению: 𝑈ном, где 𝑈ном, 𝑈ном, ТТ с ТТ ⩾ 𝑈ном, с , (6.6.1) – номинальное напряжение трансформатора тока; – номинальное напряжение сети. По номинальному току: 𝐼ном, где 𝐼ном, 𝐼ут. ТТ – ТТ ⩾ 𝐼ут. реж. 𝑚𝑎𝑥 , (6.6.2) номинальный ток трансформатора тока; реж. 𝑚𝑎𝑥 – ток утяжеленного режима сети или установки. Проверка на электродинамическую стойкость (по предельному сквозному току): 𝑖пр. скв. ⩾ 𝑖у = √2𝐼п,0 (1 + 0.01 − 𝑇 𝑒 а ). (6.6.3) Проверка на термическую стойкость: 𝐼Т 2𝑡Т ⩾ 𝐵к , (6.6.4) где 𝐼Т – ток термической стойкости; 𝑡Т – допустимая длительность протекания тока термической стойкости; 𝐵к – интеграл Джоуля (тепловой импульс тока КЗ). Интеграл Джоуля может быть упрощённо определён по следующей формуле: 77

𝐵к = 𝐼п,02(𝑡рз + 𝑡полн + 𝑇а ), (6.6.5) где 𝑡рз – максимальное время действия релейной защиты (110 кВ – 0,2 с, 35 кВ и 10 кВ – 0,3 с), с; 𝑡полн – полное время отключения выключателя, с. По вторичной нагрузке: 𝑍2 ⩽ 𝑍2ном , (6.6.6) где 𝑍2 – полная вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом; 𝑍2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом. Допустимое общее сопротивление проводов: 𝑟пр = 𝑍2ном − 𝑟приб − 𝑟к , (6.6.7) где 𝑟приб – суммарное сопротивление подключенных приборов, Ом; 𝑟к = 0,1 – сопротивление контактов, Ом. Расчётное сечение контрольного кабеля: 𝑞= 𝜌𝑙расч , 𝑟пр (6.6.8) где 𝜌 = 0,0171 Ом · мм2 /м – удельное сопротивление меди; 𝑙расч – расчётная общая длина контрольных кабелей (табл. 6.6.1). Таблица 6.6.1 – Длины контрольных кабелей Место установки РУ 110 кВ РУ 35 кВ РУ 10 кВ Линии 10 кВ Длина, м 80 60 48 4,8 78

По формулам и условиям (6.6.1 – 6.6.6) выберем трансформаторы тока для установки на стороне 110 кВ проектируемой ПС (табл. 6.6.2). Таблица 6.6.2 – Выбор трансформаторов тока для установки на стороне 110 кВ [18] Расчётные данные 𝑈уст = 110 кВ 𝐼𝑚𝑎𝑥 = 470 А 𝑖у = 25,246 кА 𝐵к = 33,103 кА2 · с Каталожные данные трансформатора тока ТОГФ-110 Класс точности: 0,2S Номинальная вторичная нагрузка: 1,2 Ом 𝑈уст = 110 кВ 𝐼ном = 600 А 𝑖д = 160 кА 2 𝐼Т 𝑡Т = 632 · 1 = 3969 кА2 · с На выводах силовых трансформаторов (110 и 35 кВ) необходимо установить по 2 встроенных трансформатора тока в каждую фазу. Также 2 трансформатора тока (на 35 кВ) необходимо установить в нейтрали обмотки ВН трансформатора. Выбранные ТТ представлены в табл. 6.6.3. Таблица 6.6.3 – Встроенные трансформаторы тока Место установки Выводы 35 кВ Выводы 110 кВ Нейтраль обмотки ВН Наименование ТТ ТВТ35-I-600/5 ТВТ110-I-600/5 ТВТ35-I-600/5 Выбор трансформаторов тока для установки на сторонах 35 кВ и 10 кВ осуществляется аналогично. Результат выбора представлен в табл. 6.6.4 и 6.6.5. Таблица 6.6.4 – Результат выбора аппаратов для установки на стороне 35 кВ [12] Трансформатор тока Наименование Класс точности 79 ТОЛ-35 III 0,2S

Продолжение таблицы 6.6.4 Трансформатор тока Номинальная вторичная нагрузка, Ом Номинальный ток, А Ток электродинамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с 1,2 500 125 49 3 Таблица 6.6.5 – Результат выбора аппаратов для установки на стороне 10 кВ [17] Параметр ТТ (цепь вводного выключателя) Наименование Класс точности Номинальная вторичная нагрузка, Ом Номинальный ток, А Ток электродинамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с ТОЛ-СВЭЛ-10 0,2S 1,2 2000 102 40 1 ТТ (цепь секционного выключателя) ТОЛ-СВЭЛ-10 0,2S 1,2 1000 102 40 1 ТТ (линии 10 кВ) ТОЛ-СВЭЛ-10 0,2S 1,2 400 51 20 1 ТТ (цепь ТСН) ТОЛ-СВЭЛ-10 0,2S 1,2 400 51 20 1 Наименование Класс точности Номинальная вторичная нагрузка, Ом Номинальный ток, А Ток электродинамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с Допустимое общее сопротивление контрольного кабеля РУ 110 кВ (в цепи трансформатора) по формуле (6.6.7): 𝑟пр = 1,2 − 0,4 − 0,1 = 0,7 Ом. Расчётное сечение контрольного кабеля РУ 110 кВ по формуле (6.6.8): 80

𝑞= 0,0171 · 80 = 1,95 мм2 . 0,7 Контрольные кабели на ПС должны быть с алюминиевыми жилами, сечением от 2,5 до 6 мм2. Выбираем кабель АКВВГ 4х2,5 для установки в цепи ТТ на стороне 110 кВ трансформатора. Результаты выбора всех контрольных кабелей представлены в табл. 6.6.6. Таблица 6.6.6 – Контрольные кабели Место установки РУ 110 кВ В цепи трансформатора В цепях линий В цепях шиносоединительных выключателей РУ 35 кВ В цепи трансформатора В цепях секционных выключателей В цепях линий РУ 10 кВ В цепи трансформатора В цепях секционных выключателей В цепях линий В цепях трансформаторов собственных нужд (НН) Кабель АКВВГ 4х2,5 АКВВГ 4х4 АКВВГ 4х2,5 АКВВГ 4х2,5 АКВВГ 4х2,5 АКВВГ 4х2,5 АКВВГ 4х2,5 АКВВГ 4х2,5 АКВВГ 4х2,5 АКВВГ 4х2,5 Расшифровка обозначения кабеля:  А - алюминиевая токопроводящая жила  К - контрольный  В - изоляция из ПВХ пластиката  В - оболочка из поливинилхлоридного пластиката  Г - отсутствие защитного покрова  4 - количество жил;  2,5 - площадь поперечного сечения силовой жилы (мм 2) 81

6.7 Выбор трансформаторов напряжения По номинальному напряжению: 𝑈ном ТН ⩾ 𝑈ном, с , (6.7.1) где 𝑈ном ТН – номинальное напряжение трансформатора тока; 𝑈ном, с – номинальное напряжение сети. По вторичной нагрузке: 𝑆2𝛴 ⩽ 𝑆ном , (6.7.2) где 𝑆ном – номинальная мощность ТН в выбранном классе точности, ВА; 𝑆2𝛴 – суммарная нагрузка вторичной цепи ТН, ВА. Нагрузка, подключенная к ТН, расположенным на шинах РУ 110, 35 и 10 кВ, представлена в табл. 6.6.7. Таблица 6.7.1 – Нагрузка ТН Прибор Наименование Класс точности Нагрузка Р, Вт Q, вар 110 кВ Системы шин 1, 2 Вольтметр для измерения фазных напряжений Регистрирующий вольтметр Осциллограф Ваттметр (4 шт) Варметр (4 шт) ТН1 (класс точности – 0,2) ЩП120П 1,5 0,009 0,004 ПРИМА-2000 0,5 0,72 0,348 Регистратор аварийных событий «НЕВА-РАС» СР3021-5 СТ3021-5 0,5 0,692 0,335 0,5 0,5 27 27 13,068 13,068 82

Продолжение таблицы 6.7.1 Прибор Наименование Класс точности Нагрузка Р, Вт Q, вар 110 кВ Системы шин 1, 2 ТН1 (класс точности – 0,2) Фиксирующий прибор для Устройство определения места КЗ (2 определения места шт) повреждения на воздушных линиях электропередачи «Сириус-2-ОМП» Σ P, Q нагрузки Σ S нагрузки 2 0,9 0,436 56,321 27,259 62,571 35 кВ Секции 1, 2 ТН 1 (класс точности – 0,2) Ваттметр (2 шт) СР3021-5 0,5 Счётчик активной энергии Меркурий 231 AM 1 (4 шт) Вольтметр для измерения ЩП120П 0,5 междуфазного напряжения Вольтметр с ЩП120П 0,5 переключением для измерения фазных напряжений Σ P, Q нагрузки Σ S нагрузки ТН 2 (класс точности – 0,5) Счётчик активной энергии Меркурий 231 AM 1 (4 шт) Счётчик реактивной Меркурий 230 AR 1 энергии (2 шт) Счётчик реактивной Меркурий 230 AR 1 энергии (6 шт) Σ P, Q нагрузки Σ S нагрузки 13,5 20 6,534 22,36 0,009 0,004 0,009 0,004 33,518 28,902 44,258 20 22,36 3 17,748 9 53,244 32 93,352 98,684 10 кВ Секции 1, 2 Ваттметр (2 шт) Вольтметр для измерения междуфазного напряжения Вольтметр с переключением для измерения фазных напряжений ТН 1 (класс точности – 0,2) СР3021-5 0,5 ЩП120П 0,5 ЩП120П 83 0,5 13,5 0,009 6,534 0,004 0,009 0,004

Продолжение таблицы 6.7.1 Прибор Наименование Класс точности Нагрузка Р, Вт Q, вар 10 кВ Секции 1, 2 ТН 1 (класс точности – 0,2) Меркурий 231 AM Счётчик активной энергии (10 шт) Σ P, Q нагрузки Σ S нагрузки ТН 2 (класс точности – 0,5) Счётчик активной энергии Меркурий 231 AM (4 шт) Счётчик реактивной Меркурий 230 AR энергии (12 шт) Σ P, Q нагрузки Σ S нагрузки 1 50 55,9 63,518 62,442 89,07 1 20 22,36 1 18 106,488 38 128,848 134,335 Выбранные по условиям 6.7.1 и 6.7.2 ТН представлены в табл. 6.7.3. Таблица 6.7.3 – Трансформаторы напряжения РУ 110 кВ Наименование Максимальная нагрузка вторичной обмотки, ВА (в классе точности 0,2) РУ 35 кВ Наименование Максимальная нагрузка вторичной обмотки, ВА (в классе точности 0,2) Максимальная нагрузка вторичной обмотки, ВА (в классе точности 0,5) РУ 10 кВ Наименование Максимальная нагрузка вторичной обмотки, ВА (в классе точности 0,2) Максимальная нагрузка вторичной обмотки, ВА (в классе точности 0,5) ЗНОГМ-123 О4 150 ЗНОЛ(П)-СВЭЛ-35 50 120 ЗХЗНОЛ(П)-СВЭЛ-10М 90 150 Приборы, подключенные к линиям 110 кВ через ТТ и ТН представлены на схеме в Приложении 1. 84

6.8 Выбор ОПН Выбранные ОПН представлены в табл. 6.8.1. Таблица 6.8.1 – Выбранные ОПН Напряжение 110 кВ 35 кВ 10 кВ Наименование ОПН-П1-110/73/10/2 УХЛ1 ОПН-П1-35/40,5/10/3 УХЛ1 ОПН-1-10/12,7 85

7 ВЫБОР КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 10 КВ На рис. 7.1 изображена схема питания потребителей на стороне 10 кВ. РУ НН Секция 1 КЛ 3 КЛ 2 КЛ 1 Секция 2 КЛ 4 РП 2 РП 1 Рисунок 7.1 - Схема питания потребителей I и II категории от подстанции Максимальный ток кабельной линии в систематическом режиме: 𝐼норм.𝑚𝑎𝑥 = 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 𝑛√3𝑈н , где 𝑆потр.𝑚𝑎𝑥 – пиковая мощность графика нагрузки 10 кВ; 𝑛 – число кабельных линий 10 кВ; 29 · 1000 𝐼норм.𝑚𝑎𝑥 = 10 · √3 · 10 = 167,432 А. Расчётное сечение кабеля: 𝑆расч = где 𝐼норм.𝑚𝑎𝑥 , 𝑗эк 𝑗эк = 2 А/мм2 – экономическая плотность тока для кабеля с медными жилами и поливинилхлоридной изоляцией; 𝑆расч = 167,432 = 83,72 мм2 . 2 86

Округлив до ближайшего стандартного сечения, получаем 95 мм2. Выбираем кабель ПвБВнг-LS 3х95. Характеристики кабеля представлены в табл. 7.1. Таблица 7.1 – Характеристики кабеля ПвБВнг-LS 3х95 [6] Характеристика Номинальное напряжение, кВ Допустимый ток при прокладке в земле, А Длительно допустимая температура нагрева жил, °С Удельное индуктивное сопротивление, Ом/км Удельное активное сопротивление, Ом/км Длина, км Значение 10 300 90 0,092 0,247 3 Расшифровка обозначения:  * – отсутствие буквы А означает, что токопроводящая жила медная;  Пв – изоляция из сшитого полиэтилена;  Б – броня из стальных оцинкованных лент;  В – оболочка из поливинилхлоридного пластиката;  нг – не распространяет горение при групповой прокладке;  LS – с пониженным дымо- и газовыделением (low smoke);  3 – количество токопроводящих жил  95 – номинальное сечение жилы (мм2) Сопротивления кабельной линии: 𝑅 = 3 · 0,247 = 0,741 Ом; 𝑋 = 3 · 0,092 = 0,276 Ом. Длительно допустимый ток с учётом поправок: 87

𝐼доп = Кт К𝑛 𝐼доп.пасп, где Кт – коэффициент поправки на температуру окружающей среды (зимой 1,29 и летом 1,05); К𝑛 = 0,85 – коэффициент поправки, учитывающий влияние соседних кабельных линий; 𝐼доп.пасп – длительно допустимый ток кабеля согласно паспортным данным, А. Коэффициент поправки на температуру окружающей среды должен быть различным зимой и летом. Длительно допустимый ток с учётом поправок (зима): 𝐼доп = 1,29 · 0,85 · 300 = 329 А. Длительно допустимый ток с учётом поправок (лето): 𝐼доп = 1,05 · 0,85 · 300 = 268 А. Необходимо выполнить проверочные расчёты для двух указанных различных режима работы подстанции. Условие проверки по длительно допустимым токам: 𝐼доп ⩾ 𝐼норм , где 𝐼норм – ток нагрузки в нормальном режиме. Нагрузка летом: 88

268 А ⩾ 0,7 · 167,432 А = 117 А. Нагрузка зимой: 329 А ⩾ 167,432 А. Для кабельных линий до 10 кВ включительно допускается превышение Iдоп при длительных перегрузках в аварийных или ремонтных режимах, если наибольший ток в нормальном режиме составляет до 80% от максимально допустимого по паспортным данным кабеля: 0,8𝐼доп ⩾ 𝐼норм . (7.1) Нагрузка летом: 0,8 · 268 А = 214,4 А ⩾ 0,7 · 167,432 А = 117 А. Нагрузка зимой: 0,8 · 329 А = 263,2 А ⩾ 167,432 А. Условие (7.1) выполняется. Следовательно, в послеаварийных или ремонтных режимах допускается длительная перегрузка кабельных линий до 5 суток в соответствии с условием: Кав.пер𝐼доп ⩾ 𝐼раб.𝑚𝑎𝑥 , (7.2) где Кав.пер = 1,25 – коэффициент аварийной перегрузки; 𝐼раб.𝑚𝑎𝑥 – максимальный ток послеаварийного или ремонтного режима. 89

Максимальный ток послеаварийного режима летом: 𝐼раб.max_лето = 2 · 𝐼норм.𝑚𝑎𝑥 = 2 · 0,7 · 167,432 = 234,4 А; Кав.пер · 𝐼доп_лето = 1,25 · 268 = 335 А; 335 А ⩾ 234,4 А. Максимальный ток послеаварийного режима зимой: 𝐼раб.max _зима = 2 · 𝐼норм.𝑚𝑎𝑥 = 2 · 167,432 = 334,86 А; Кав.пер · 𝐼доп_лето = 1,25 · 329 = 411,25 А; 411,25 А ⩾ 334,86 А. Условие (7.2) выполняется для обоих режимов. Термическая стойкость кабельной линии сечения S к токам КЗ обеспечена в случае выполнения условия: 𝑆 ⩾ 𝑆𝑚𝑖𝑛 = √𝐵к , 𝐶Т (7.3) где 𝑆𝑚𝑖𝑛 – минимальное термически стойкое сечение линии; 𝐶Т = 170 А·с0,5 мм2 – расчётный коэффициент; 𝐵к – интеграл Джоуля для линии при условии действия резервной защиты линии (время срабатывания – 1 с); 𝑆𝑚𝑖𝑛 = √164,269 · 106 = 75,39 мм2 . 170 Условие (7.3) выполняется. Проверка по допустимой потере напряжения: 90

∆𝑈 ⩽ 6%; ∆𝑈 = 𝑃𝑅 + 𝑄𝑋 · 100%, 𝑈2 где Р – передаваемая активная мощность, МВт; Q – передаваемая реактивная мощность, Мвар; R – активное сопротивление линии, Ом; Х – индуктивное сопротивление линии; U – номинальное напряжение сети, кВ. Потери напряжения в линиях: ∆𝑈КЛ_10 = 2,32 · 0,741 + 1,74 · 0,276 · 100% = 2,2 %. 102 Условие (7.4) выполняется. Принимаем к установке кабель ПвБВнг-LS 3х95. 91 (7.4)

8 ОХРАНА ТРУДА 8.1 Электрозащитные средства При работе человека в электроустановках имеет место опасность поражения его электрическим током. Для обеспечения безопасной работы, кроме защитных мер, таких как, выравнивание потенциалов, заземление, автоматическое отключение питания, и пр., используют специальные электротехнические приспособления (электрозащитные средства). Основными защитными средствами называются такие изолирующие приспособления, напряжение изоляция которых электроустановки и длительно которые выдерживает позволяют рабочее прикасаться к токоведущим частям под напряжением. К основным электрозащитным средствам (до 1000 В), относятся:  электроизолирующие штанги разных видов  указатель напряжения  электроизмерительные и электроизолирующие клещи  ручные электроизолирующие инструменты  электроизолирующие перчатки  электроизолирующие средства для работы под напряжением на ВЛ 0,4 кВ Дополнительными называются такие средства зашиты, которые в отдельности от основных средств не могут при данном напряжении электроустановки обеспечить безопасность персонала и являются дополнительной мерой защиты к основным средствам. Дополнительные средства защиты испытываются повышенным напряжением, не зависящим от рабочего напряжения установки, в которой они должны применяться. К дополнительным электрозащитным средствам (до 1000 В) относятся:  электроизолирующие галоши, подставки и ковры  электроизолирующие колпаки и накладки  переносные заземления 92

 знаки безопасности и плакаты  оградительные устройства  приставные лестницы и электроизолирующие стеклопластиковые стремянки К основным электрозащитным средствам (выше 1000 В) относятся:  электроизолирующие штанги всех видов  электроизолирующие и электроизмерительные клещи  указатель напряжения  приспособления для обеспечения безопасности при проведении измерений и испытаний в электроустановках (указатели напряжения для проверки совпадения фаз, указатели повреждения кабеля, устройства для прокола и резки кабеля)  другие средства защиты, электроизолирующие приспособления и устройства для ремонтных работ в электроустановках под напряжением: изолирующие лестницы, полимерные изоляторы, накладки К дополнительным электрозащитным средствам (выше 1000 В) относятся:  электроизолирующие накладки и колпаки  электроизолирующие боты, перчатки, ковры и подставки  штанги для переноса и выравнивания потенциала  лестницы приставные и стремянки электроизолирующие стеклопластиковые  сигнализаторы наличия напряжения индивидуальные  плакаты и знаки безопасности; оградительные устройства  заземления переносные, в том числе набрасываемые Электрозащитные средства подлежат электрическим испытаниям для оценки их диэлектрических свойств после их изготовления, ремонта и в 93

процессе эксплуатации (периодические). Перед испытанием защитное средство осматривают и бракуют при наличии механических повреждений. Испытания проводят, как правило, переменным током промышленной частоты. После испытаний проверяющая лаборатория ставит штамп на защитные средства, удостоверяющий их пригодность к дальнейшей эксплуатации. Изолирующую часть клещей и штанг испытывают повышенным напряжением. Их считают успешно прошедшими испытания, если в течение всего их периода не возникали разряды на поверхности, не были замечены колебания показаний приборов и после снятия испытательного напряжения изолирующая часть не имела локальных нагревов. Диэлектрические резиновые перчатки, галоши, боты, сапоги и слесарномонтажный инструмент с изолирующими рукоятками испытывают на ток утечки в ванне с водопроводной водой. Ток утечки для изделий не должен превышать 7,5 мА при повышенном напряжении. Если не произошел пробой и показания миллиамперметра не превышали норму, изделие считается выдержавшим испытания. Рукоятки указателей напряжения проверяют на электрическую прочность изоляции напряжением 1000 В в течение 1 мин, а также определяют порог зажигания неоновой лампы, который не должен превышать 90 В. Ток при испытаниях не должен превышать 4 мА. 8.2 Расчёт заземления методом наведенных потенциалов Необходимо рассчитать заземление ОРУ 110 кВ ПС 110/35/10 кВ в двухслойном грунте методом наведённых потенциалов по допустимому сопротивлению [10]. Понижающая подстанция имеет два трансформатора 110/35/10 кВ с эффективно заземленной нейтралью со стороны 110 кВ. Размеры подстанции: 94

AxB = 65 м ·70 м = 4550 м2 . В качестве естественных заземлителей будем использовать систему трос – опоры двух подходящих линий напряжением 110 кВ с длиной пролёта: l = 250 м. Сечение троса: Sтр = 40 мм2. Сопротивление заземления опоры: Rоп = 20 Ом. В качестве горизонтальных заземлителей применить полосовую сталь сечением 40·4 мм. В качестве вертикальных – прутковую сталь: d = 16 мм; lв = 5 м. Расчётные удельные сопротивления верхнего и нижнего слоёв грунта соответственно: ρ1 = 230 Ом·м; ρ2 = 100 Ом·м. Мощность верхнего слоя земли: 95

h1 = 3 м. Глубина траншеи: t = 0,8 м. Согласно предыдущим расчётам, ток однофазного короткого замыкания на стороне 110 кВ составляет: IКЗ = 7,983 кА. Сопротивление растеканию тока согласно требованиям ПУЭ должно быть не более 0,5 Ом для электроустановок выше 1 кВ при эффективно заземленной нейтрали (т.е. при больших токах замыкания на землю). Поскольку на сопротивление естественных заземлителей влияют многие факторы (активная изоляция на трубах или резиновые прокладки в стыках труб, различная глубина заложения протяженного заземлителя в земле и т.п.), сопротивление естественного заземлителя для двух линий определим по формуле: R ОП · rТ Rе = √ , nТ где (8.2.1) R ОП - расчётное, т. е. наибольшее (с учетом сезонных колебаний) сопротивление заземления опоры, Ом; rТ - активное сопротивление троса на длине одного пролета, Ом; nТ - число тросов на опоре; rТ = 0,15 · l Sтр = 0,15 · 96 250 = 0,937 Ом. 40

Сопротивление естественного заземлителя для двух линий определяем по формуле (8.2.1): 1 R ОП · rТ 1 20 · 0,937 Rе = √ = √ = 1,53 Ом. 2 nТ 2 2 При использовании естественных заземлителей (что дает значительную экономию средств) сопротивление искусственного заземления: RИ = Re · R 3 1,53 · 0,5 = = 0,742 Ом. Re − R 3 1,53 − 0,5 Составляем предварительную схему заземлителя на подстанции (рис. 8.2.1). Рисунок 8.2.1 - Предварительная схема заземлителя 97

По предварительной схеме определяем суммарную горизонтальных электродов и количество вертикальных электродов: LГ = 920 м; n = 27 шт. Длина одной стороны модели (примем 68 м): √S = √4550 = 67,45 м. Количество ячеек по одной стороне модели: m= Lг 2 · √S −1 = 920 − 1 = 5,76. 2 · 68 Принимаем m = 6. Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов: 𝐿Г = 2 · (6 + 1) · 68 = 952 м. Длина стороны ячейки в модели: b= √S 68 = = 11,33 м. m 6 Расстояние между вертикальными электродами: a= 4 · √S 4 · 68 = = 10 м. n 27 98 длину

На рис. 8.2.2 представлена расчётная схема заземлителя. Рисунок 8.2.2 - Расчётная модель заземлителя Суммарная длина вертикальных электродов: 𝐿В = 𝑙в · 𝑛 = 135 м. Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов: t отн = 𝑙в + 𝑡в √S = 5 + 0,8 = 0,085 м. 68 Относительная длина верхней части вертикального заземлителя: l отн = ℎ1 − 𝑡в 3 − 0,8 = = 0,44 м. lв 5 99

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта для сложного заземлителя: ρ1 K ρЭ = ρ2 · ( ) ; ρ2 ρ1 230 = = 2,3; ρ2 100 k = 0,43 · (l отн + 0,272 · ln a · √2 10 · √2 ) = 0,43 · ( 0,44 + 0,272 · ln )= lв 5 = 0,31; ρ1 K 230 0,31 ρЭ = ρ2 · ( ) = 100 · ( ) = 129,46 Ом · м. ρ2 100 Сопротивление растеканию cложного заземлителя: RИ = A · ρЭ √S + ρЭ , LГ + LВ (8.2.2) где 𝐴 = 0,444 − 0,84 · 𝑡отн = 0,444 − 0,84 · 0,085 = 0,372. Тогда по формуле (8.2.2): RИ = A · ρЭ √S + ρЭ 129,46 129,46 = 0,372 · + = 0,827 Ом. LГ + LВ 68 952 + 135 Общее сопротивление заземлителя подстанции (с учетом сопротивления естественного заземлителя): R3 = RИ · Rе 0,742 · 1,53 = = 0,4996 Ом. R И + R е 0,742 + 1,53 Определяем потенциал заземляющего устройства в аварийном режиме: 100

φЗ.У = IКЗ · R 3 = 7983 · 0,598 = 4,773 кВ < 10 кВ. Такой потенциал допустим. При таких условиях сопротивление соответствует требуемому. 101 заземлителя подстанции

9 СОВРЕМЕНЫЕ ПОДХОДЫ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ Согласно требованиям ПАО «Россети», в сфере проектирования объектов электроэнергетики в настоящее время осуществляется переход к созданию информационных моделей [9]. Информационная модель объекта (BIM – Building Information Model) это согласованная, многомерная, взаимосвязанная и скоординированная числовая информация о каком-либо объекте строительства, поддающаяся расчетам и анализу и имеющая геометрическую привязку. На базе этой модели организовывается работа всех участников строительного и эксплуатационного процесса (проектировщик, заказчик, эксплуатирующая организация, подрядчик и т.д.). Информационное моделирование электросетевых объектов включает в себя все этапы жизненного цикла объекта, начиная с планирования, задания на проектирование и заканчивая эксплуатацией, ремонтом и демонтажем. На всех стадиях жизненного цикла объекта участники строительного процесса работают в едином информационном пространстве (с едиными библиотеками материалов, оборудования, элементов объектов промышленного и гражданского строительства и всех видов работ). Особенность такого подхода заключается в том, что строительный объект проектируется практически как единое целое: редактирование какоголибо из его параметров приводит к автоматическому изменению связанных с ним параметров и объектов (визуализаций, чертежей, спецификаций и календарного графика). Информационная модель динамична, изменения в нее могут вноситься на любом этапе всеми участниками процесса. Наличие цифровых моделей оборудования позволяет перейти к созданию цифрового двойника — виртуальной программной копии систем и оборудования, моделирующей их поведение. 102

Цифровой двойник - это совокупность упорядоченной информации о производственном активе (основных средствах предприятия) и связях между его составными частями, постоянно обновляющийся и пополняющийся в режиме реального времени. Она является полной, эталонной математической моделью реального объекта. Решение представляет собой цифровой конструктор, в котором пользователь может смоделировать энергообъект из типовых блоков, состоящих из имеющегося на рынке оборудования и систем управления энергообъектами. Элементы могут объединяться между собой в единую систему (схему), правильность построения которой проверяется программой средой. Важным фактором является то, что повышается качество проектной и рабочей документации, появляется возможность устранения вероятных ошибок на всех стадиях проектирования. При этом сокращается время на проверку модели в 6 раз и существенно уменьшается время на составление спецификации. Обмен данными должен производиться таким образом, чтобы была возможность разделять модель на несколько частей, взаимодействовать с различными её компонентами из локальных и внешних баз данных. На первом этапе внедрения технологии с помощью различных САПР создаются цифровые модели оборудования и подсистем. Для осуществления цифрового моделирования может быть использована программа AutoCad Revit. В её расширении Dynamo можно осуществлять программирование на языке Python для автоматизации проектирования объектов электроэнергетики. Для этих целей в Autocad Revit есть возможность создавать «семейства» (библиотеки Python), содержащие списки оборудования для установки. Таким образом, при помощи программирования на языке Python в AutoCad Revit возможно существенно упростить процесс проектирования электроэнергетических объектов и исключить многие ошибки. 103

10 ПРОГРАММА ДЛЯ ВЫБОРА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Согласно ГОСТ 14209-85 (Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки (с Изменением N 1)) силовые трансформаторы должны быть выбраны по их предельной перегрузочной способности в зависимости от номинальной мощности, типа охлаждения, температуры окружающей среды, числа часов перегрузки и конфигурации графика нагрузки потребителей, а также длительности рассматриваемого режима работы трансформатора (аварийный, систематический). Для упрощения выбора силовых трансформаторов и исключения ошибок была создана программа (Python), учитывающая все вышеописанные зависимости, в т. ч. содержит таблицы коэффициентов допустимой перегрузки из ГОСТ 14209-85. На рисунках 9.1 – 9.5 показан интерфейс программы и результаты её работы в зависимости от введённых исходных данных. Код программы представлен в Приложении 2. Рисунок 9.1 – Интерфейс программы 104

Рисунок 9.2 – Результат работы программы (подходящая мощность трансформатора) Рисунок 9.3 – Результат работы программы (неподходящая мощность трансформатора) 105

Рисунок 9.4 – Результат работы программы (неполные данные) Рисунок 9.5 – Результат работы программы (некорректные данные) 106

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе работы было выполнено проектирование типовой транзитной понижающей подстанции 110/35/10 кВ. Были выбраны провода одноцепных линий связи подстанции с энергосистемой и транзитных линий, а также силовые трансформаторы. С точки зрения расчёта ЧДД проекта более выгодной оказалась схема с двумя трёхобмоточными трансформаторами. По рассчитанным токам КЗ и токам утяжелённого режима, а также нагрузке измерительных трансформаторов было выбрано высоковольтное оборудование. Были выбраны кабели для линий к потребителям на стороне 10 кВ. Была создана программа на языке Python с интерфейсом для выбора силовых трансформаторов согласно требованиям действующего межгосударственного стандарта [7]. Программа полностью учитывает утверждённый ГОСТом алгоритм выбора масляных трансформаторов, включая таблицы нормированных коэффициентов, все имеющиеся в них параметры и их взаимосвязь. В рамках ознакомления с текущими требованиями ПАО «Россети» была рассмотрена программа AutoCad Revit, позволяющая существенно упростить процесс создания проектов различных сооружений, в т. ч. электроэнергетических объектов. В её расширениях можно осуществлять программирование на Python для автоматизации проектирования объектов электроэнергетики. Все результаты выполненной работы представлены в Приложениях 1 3. 107

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОНИКОВ 1. Выключатель высоковольтный вакуумный типа ВБЭ-110 [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.elvest.ru/data/vbe110.pdf Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 2. Выключатели вакуумные высоковольтные 27,5 - 35 кВ. Основные технические характеристики [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.kontakt-saratov.ru/vikl_vbs-35/teh_harakter_vbs_35/- Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 3. Выключатели вакуумные высоковольтные 6-10 кВ. Основные технические характеристики [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.kontakt-saratov.ru/vikl_vbe_10_31-5/teh_harakter_vbe_10-315/Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 4. Индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объектам строительства, определяемых с применением федеральных и территориальных единичных расценок, на I квартал 2020 года [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.minstroyrf.ru/upload/iblock/6f4/5414_IF09-ot-19.02.2020.pdf - Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 5. Комплектные распределительные устройства 6-10 кВ. Основные технические характеристики [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.abs-elteh.ru/production/kru-6-10-kv/- Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 6. КПС. С изоляцией из сшитого полиэтилена 10кВ. ПвБВнг- LSПвБВнг-LS 3х95/70 [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://kps.ru/spravochnik/kabeli-silovyie/s-izolyacziej-iz-sshitogo-polietilena10kv/pvbvng-ls-10kv/pvbvng-ls-3x95/70.html/- Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 7. ГОСТ 14209-85. Межгосударственный стандарт. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. (с Изменением 108

N 1) [Текст]. – Взамен ГОСТ 14209-69; Введ. с 01.07.85. – Москва: Изд-во стандартов, 1985. – 54 с. 8. Правила устройства электроустановок/ Минэнерго РФ. – Седьмое издание перераб. и доп. – М.: ЗАО Энергосервис, 2002. – 275 с. 9. Приложение 1 к распоряжению ПАО «Россети» от 24.12.2018 № 568р. Технологический реестр по основным направлениям инновационного развития / ПАО «РОССЕТИ». – М.: 2018. – 39 с. 10. Проектирование и расчёт защитного заземления: метод. пособие / Новосиб. гос. техн. ун-т; сост.: А.М. Парахин, О.В. Тихонова. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2013. – 49 c. 11. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с. 12. Свердловский завод трансформаторов тока. Опорные трансформаторы тока ТОЛ-35 [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.cztt.ru/tol_35.html/- Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 13. Стандарт организации. Сборник «Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований» 324 тм - т1 для электросетевых объектов [Электронный ресурс]: СТО 56947007-29.240.01.271-2019. – Введ. 2019 – 07 – 24. – ОАО «ФСК ЕЭС», 2012. – 135 с. – Режим доступа: http://www.fsk- ees.ru/upload/docs/STO_56947007-29.240.01.271-2019.pdf. – Загл. с экрана. 14. Стандарт организации. Сборник «Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-1150 кВ» 324 тм - т1 для электросетевых объектов [Электронный ресурс]: СТО 56947007-29.240.124-2012. – Введ. 2012 – 07 – 09. – ОАО «ФСК ЕЭС», 2012. – 135 с. – Режим доступа: http://www.fsk-ees.ru/upload/docs/STO_5694700729.240.124-2012.pdf. – Загл. с экрана. 109

15. Стандарт организации. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС) [Электронный ресурс]: СТО 56947007-29.240.10.248-2017. – Введ. 2017 – 08 – 25. – ОАО «ФСК ЕЭС», 2017. – 135 с. – Режим доступа: http://www.fskees.ru/upload/docs/STO_56947007-29.240.10.248-2017.pdf. – Загл. с экрана. 16. Сухие трансформаторы с литой изоляцией. Трансформаторы ТСЗ (ТСЗЛ) [Электронный ресурс]. - Режим rusenergo.ru/silovye-transformatory/tsz-630/- Заглавие доступа: с https://nipo- экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 17. Технический каталог. Измерительные трансформаторы: разраб. и изготовитель "СВЭЛ". Екатеринбург: 2019. - 191 с. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://drive.google.com/file/d/1n6tF4qHVex3fHYORBbHXihDiU4FBb12a/view/ - Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 18. ТОГФ-110, 220 (УХЛ1) Трансформаторы тока элегазовые с фарфоровой изоляцией [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.zeto.ru/products_and_services/high_voltage_equipment/elegazovyetransformatory-toka-serii-togf-110-220-330-500/togf-110-togf-220/- Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 19. Тольяттинский трансформатор. Трансформаторы силовые масляные класса напряжения 110 кВ [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://transformator.com.ru/ttproduction/transform/tr_110kv.php - Заглавие с экрана. - (Дата обращения: 13.05.2020) 110

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв