Реконструкция ЗРУ-1 в городе Кемь

Любовь Лопухина

Реконструкция ЗРУ-1 в городе Кемь

Объект исследования: Закрытое распределительное устройство (ЗРУ-1) в городе Кемь. Целью данной работы является – разработка комплекса мер для дальнейшей реконструкции закрытого распределительного пункта (ЗРУ-1) 10/0,4 кВ в городе Кемь, до более современного типа.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Петрозаводский государственный университет (ПетрГУ)

ID: 5f63817bab53930001fb2f09

UUID: e0acec70-db28-0138-ad28-0242ac180003

Язык: Русский

Опубликовано: больше 3 лет назад

Просмотры: 45

12.3

Любовь Лопухина

Петрозаводский государственный университет (ПетрГУ)

Комментировать 0

Рецензировать 1

Скачать - 4,2 МБ

Поделиться работой

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ПЕТРОЗАВОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» (ПетрГУ) Физико-технический институт Кафедра энергообеспечения предприятий и энергосбережения ТЕМА Реконструкция ЗРУ-1 в городе Кемь квалификационная работа на соискание степени «Бакалавр» по направлению: 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» Выполнила: студентка 5 курса физико-технического институт, гр. 5ЗЭЭ Лопухина Любовь Евгеньевна Научный руководитель: Доцент, Кандидат физико-математических наук Кулдин Николай Александрович Петрозаводск 2020

РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа содержит – 128 страницы, 12 разделов, 15 рисунков, 43 таблицы, 21 источник, 13 приложений. Объект исследования: Закрытое распределительное устройство (ЗРУ-1) в городе Кемь. Целью данной работы является – разработка комплекса мер для дальнейшей реконструкции закрытого распределительного пункта (ЗРУ-1) 10/0,4 кВ в городе Кемь, до более современного типа. Поводом для реконструкции ЗРУ-1, прежде всего, является то, что на данный момент оборудование распределительного устройства отработало свой нормативный срок эксплуатации, и требует к себе повышенного внимания. Защита электрооборудования находится в критическом состоянии, что влечет за собой частые осмотры и проведение технического освидетельствования для предотвращения аварийных ситуаций. В виду того, что, установленное в ЗРУ-1 оборудование устарело и одной из основных проблем является высокая стоимость запасных частей, предполагается частичная его замена на более современное и надежное. В рамках выполнения данной выпускной квалификационной работы были решены следующие задачи: выбраны кабели для вводов в ЗРУ-1, приняты к установке ячейки КРУ с силовым выключателем, подобраны измерительные трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, два трансформатора собственных нужд, а так же в качестве средств защиты электрооборудования, выбраны ограничители перенапряжений (ОПН). Так же для повышения надёжности электроснабжения и повышения гибкости схемы, данного энергетического района «ЗРУ-1 РП-17», при реконструкции ЗРУ-1 спроектирована с двумя секциями шин и секционным выключателем. Предложенная тема актуальна потому, что технологии передачи электроэнергии и система защит линий электропередач непрерывно развиваются в направлении уменьшения затрат на обслуживание и наращивания качества, безопасности и упрощения, а данная система будет иметь множество преимуществ в этих направлениях. 1

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ БМРЗ – блок микропроцессорной релейной защиты ВЛ – воздушная линия ВН – выключатель нагрузки ЗРУ – закрытое распределительное устройство МТЗ – максимальная токовая защита КЗ – короткое замыкание КЛ – кабельная линия КТП – комплектная трансформаторная подстанция КРУ – комплектное распределительное устройство ОЗЗ – однофазное замыкание на землю ОПН – ограничитель перенапряжения РП – распределительный пункт ТН – трансформатор напряжения ТТ - трансформатор тока ТСН – трансформатор собственных нужд 2

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................8 1 2 ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА РЕКОНСТРУКЦИИ .......................................................10 1.1 Общая информация об АО «Прионежская сетевая компания» .....................10 1.2 Характеристика ЗРУ-1 .......................................................................................11 1.3 Анализ существующей системы электроснабжения ......................................12 РАСЧЕТ НАГРУЗКИ ЗРУ-1, В НОРМАЛЬНОМ, АВАРИЙНОМ И РЕМОНТНОМ РЕЖИМЕ, ДЛЯ ЛЕТНЕГО И ЗИМНЕГО МАКСИМУМА ..........................13 2.1 Нормальный режим ...........................................................................................13 2.1.1 Расчет потребляемой мощности .................................................................13 2.1.2 Расчет тока нагрузки на стороне ВН ..........................................................14 2.1.3 Нагрузка ЗРУ-1 в нормальном режиме ......................................................15 2.2 Ремонтно-аварийный режим .............................................................................16 2.2.1 Расчет потребляемой мощности .................................................................16 2.2.2 Расчет тока нагрузки на стороне ВН ..........................................................17 2.2.3 Нагрузка ЗРУ-1 в ремонтном и аварийном режиме ................................17 3 ВЫБОР И ПРОВЕРКА ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА И ИХ ПРОВЕРКА ПО МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОМУ ТОКУ………….. ..........................................................................................................................20 3.1 Выбор и проверка проводов и кабелей по экономической плотности тока…………. .........................................................................................……………………..20 3.1.1 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии ВЛ-10-02, Яч-2 ЗРУ-1……………… .............................................................................................................20 3.1.2 Выбор кабеля, для ввода Л-10-02, в Яч.-2 ЗРУ-1 .....................................21 3.1.3 Проверка проводников, воздушной линии Л-1-5, Яч.-3 ЗРУ-1 .............21 3.1.4 Выбор кабеля, для ввода Л-1-5, в Яч.-3 ЗРУ-1 .........................................21 3.1.5 Проверка проводников, воздушной линии Л-1-7, Яч.-12 ЗРУ-1 ............22 3.1.6 Выбор кабеля, для ввода Л-1-7, в Яч.-12 ЗРУ-1 .......................................22 3

3.1.7 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии Л-17-08, Яч.-13 ЗРУ-1…………….. ...............................................................................................................22 3.1.8 Выбор кабеля, для ввода Л-17-08, в Яч.-13 ЗРУ-1 ...................................23 3.2 Проверка выбранных кабелей и проводов ......................................................23 3.2.1 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии ВЛ-10-02, Яч-2 ЗРУ-1………….. ...................................................................................................................23 3.2.2 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии Л-1-5, Яч.-3 ЗРУ-1………………….. .......................................................................................................24 3.2.3 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии Л-1-7, Яч.-12 ЗРУ-1………………….. .......................................................................................................24 3.2.4 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии Л-17-08, Яч.-13 ЗРУ-1…………….. ...............................................................................................................24 3.3 Выбор кабелей по мощности и количеству ТП в нормальном режиме работы………….. .....................................................................................................................25 3.3.1 Выбор кабеля, для ввода Л-10-02, в Яч.-2 ЗРУ-1. По экономичной плотности тока .....................................................................................................................25 3.3.2 Выбор кабеля, для ввода Л-17-08, в Яч.-7 ЗРУ-1. По экономичной плотности тока .....................................................................................................................26 3.3.3 Выбор кабеля, для ввода Л-1-05, в Яч.-3 ЗРУ-1. По экономичной плотности тока .....................................................................................................................27 3.3.4 Выбор кабеля, для ввода ВЛ-1-07, в Яч.-6 ЗРУ-1. По экономичной плотности тока .....................................................................................................................28 3.4 Проверка кабелей и проводов по мощности и количеству ТП в ремонтно- аварийном режиме работы......................................................................................................29 3.4.1 Проверка кабелей и проводов, для ввода Л-10-02, в Яч.-2 ЗРУ-1. По допустимому длительному току ........................................................................................29 3.4.2 Проверка кабелей и проводов, для ввода Л-17-08, в Яч.-13 ЗРУ-1. По допустимому длительному току ........................................................................................31 3.4.3 Проверка Л-17-08, в аварийном режиме №2 .............................................32 3.5 Вывод ..................................................................................................................33 4

4 РАСЧЁТ ТОКОВ ТРЁХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ .....................34 4.1.1 Полное сопротивление Z, Л-10-02..............................................................35 4.1.2 Ток КЗ в точке К-1 .......................................................................................41 4.1.3 Токи КЗ в точках К-2, К-3, К-4, К-5, К-6, К-7, К-1ар ...............................44 5 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ .........................................................46 5.1 Расчётные условия для выбора аппаратов по режиму короткого замыкания и продолжительному режиму работы ...................................................................................46 5.2 Проверка выбранных кабелей по условию термической стойкости к току КЗ…………. .............................................................................................................................48 5.2.1 Проверка кабельного ввода линии Л-10-02, (точка КЗ, К-1) ...................48 5.2.2 Проверка кабельного ввода линии Л-17-08 (точка КЗ, К-2) ...................49 5.2.3 Проверка кабельного ввода линии Л-1-05 (точка КЗ, К-3) .....................50 5.2.4 Проверка кабельного ввода линии Л-1-07 (точка КЗ, К-4) .....................51 5.2.5 Проверка кабельного ввода линии Л-17-08, для аварийно-ремонтного режима 2 (точка КЗ, К-1ар).................................................................................................53 5.3 Выбор измерительных трансформаторов тока ...............................................53 5.3.1 Выбор измерительного трансформаторов тока в цепи линии Л-10-02...54 5.3.2 Выбор измерительного трансформаторов тока в цепи линии Л-17-08..56 5.3.3 Выбор измерительного трансформаторов тока в цепи линии Л-1-05.....58 5.3.4 Выбор измерительного трансформаторов тока в цепи линии Л-1-07....59 5.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения ..................................60 5.5 Выбор трансформаторов собственных нужд ТСН-1 и ТСН-2 ......................63 5.5.1 Расчет требуемой мощности собственных нужд ЗРУ-1 ............................63 5.5.2 Выбор трансформаторов собственных нужд ТСН-1 и ТСН-2 ...................64 5.6 6 Выбор средств защиты электрооборудования от перенапряжений ..............64 ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ЗРУ-1...............................................................66 6.1 Проверка заземляющего устройства ЗРУ-1 на соответствие ПУЭ пункт 1.7.96…………. ........................................................................................................................67 5

6.2 Расчёт тока однофазного замыкания на землю на шинах ЗРУ-1 ..................68 6.2.1.Расчёт тока однофазного замыкания на землю на шинах ЗРУ-1, для точки ОЗЗ-1 .....................................................................................................................................68 6.2.2. Расчёт тока однофазного замыкания на землю на шинах ЗРУ-1, для точки ОЗЗ-2 ..........................................................................................................................70 7 8 6.3 Проверка заземляющего устройства ЗРУ-1 на соответствие ПУЭ ...............71 6.4 Вывод ..................................................................................................................72 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ЗДАНИЯ ЗРУ-1 ..................................................................73 7.1 Расчёт тепловых потерь через стены здания ...................................................74 7.2 Расчет теплопотерь через крышу здания .........................................................76 7.3 Расчет теплопотерь через полы здания............................................................77 7.4 Расчет теплопотерь через двери .......................................................................78 7.5 Расчет теплопотерь на инфильтрацию (вентиляцию) ....................................79 7.6 Теплопотери здания ...........................................................................................80 7.7 Расчёт тепловых потерь через утепленные стены здания .............................80 7.8 Расчет теплопотерь через утепленную крышу здания ...................................82 7.9 Расчет теплопотерь через полы здания............................................................83 7.10 Расчет теплопотерь через двери ...................................................................86 7.11 Расчет теплопотерь на инфильтрацию (вентиляцию) ................................86 7.12 Теплопотери здания после утепления ..........................................................87 РАСЧЕТ ОСВЕЩЕНИЯ ПОМЕЩЕНИЯ ЗРУ-1 ПО МЕТОДУ КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СВЕТОВОГО ПОТОКА.......................................88 9 8.1 Исходные данные помещений ..........................................................................88 8.2 Индекс помещения ............................................................................................89 8.3 Определяем требуемое количество светильников .....................................89 8.4 Уличное освещение территории ЗРУ ..............................................................90 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ ................................................................................91 9.1 Распределяемая электроэнергия, через ЗРУ-1 в год .......................................91 6

9.1.1 Распределяемая электроэнергия в зимний период ...................................91 9.1.2 Распределяемая электроэнергия в летний период ....................................91 9.1.3 Распределяемая электроэнергия, через ЗРУ-1 в год .................................92 9.2 Капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1 ....................................................92 9.2.1 Материальные капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1 .....................92 9.3 Капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1, для оплаты производства работ………..............................................................................................................................96 9.3.1 Производство электромонтажных работ ...................................................96 9.3.2 Производство строительных работ по утеплению здания ЗРУ-1..........100 9.4 Годовое техническое обслуживание ЗРУ-1...................................................102 9.5 Расчет приведенных затрат на реконструкцию ЗРУ-1 .................................103 9.6 Расчёт времени окупаемости затрат на реконструкцию ЗРУ-1...................103 9.6.1 Расчёт стоимости электроэнергии распределяемой АО «ПСК», через ЗРУ-1…………. ..................................................................................................................104 9.6.2 Расчёт доли АО «ПСК» в общей стоимости распределяемой электроэнергии через ЗРУ-1 за год ..................................................................................104 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..............................................................................................................106 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .............................................................................................110 ПРИЛОЖЕНИЯ .............................................................................................................111 7

ВВЕДЕНИЕ В настоящее время практически невозможно представить какую-то отрасль, в которой бы не использовалась электрическая энергия. По всему миру особая роль уделяется электрическим сетям. Основная задача, которых является электроснабжение потребителей, то есть передача и распределение электрической энергии от места ее выработки к месту потребления. Главной проблемой электроэнергетики является замена морально и физически изношенного технологического оборудования. Для того чтобы снизить количество ежегодных отказов в работе, наладить нормальное производство передачи и распределения заданного количества электроэнергии, для дальнейшей надёжной работы установок и энергосистем в целом – в современном мире одним из главных условий является совершенствование и внедрение современных технологий и устройств. Закрытое распределительное устройство (ЗРУ-1), находящееся в городе Кемь, было введено в эксплуатацию в 1972 году, и за последующие 48 лет, внедрения нового оборудования не производилось. В связи с этим, участился процент отказа оборудования, что непосредственно влияет на качество передаваемой электроэнергии и на репутацию обслуживающей компании. Данное распределительное устройство, является важным звеном надёжного жизнеобеспечения, района города, так как в этом районе располагается, насосно фильтровальная станция городского водоканала, от которой зависит водоснабжение всего города. Стоит отметить, модернизацию), что от распредпункта (РП-17 который уже прошёл запитаны объекты оборонного значения и аэронавигации, а также поселок «Сокол» где проживает более 600 жителей. ЗРУ-1 и РП-17, связанны между собой, это звенья одной цепи надёжного электроснабжения этих объектов. Цель проекта – разработать комплекс мер для дальнейшей реконструкции закрытого распределительного пункта в городе Кемь, до более современного типа. Замена изношенного электрооборудования на современное поможет продлить его срок службы, повысить надежность электроснабжения и качество вырабатываемой электроэнергии для всех потребителей, а так же снизить затраты на обслуживание и уменьшить количество отказов оборудования. В данной выпускной квалификационной работе для достижения поставленной цели, требуется произвести: Расчет мощности электроэнергии распределяемой (ЗРУ-1). На основании полученной мощности, рассчитать ток нагрузки по присоединениям. 8

По установленным токам нагрузки, в самом тяжёлом нормальном режиме, экономической плотности тока, подобрать кабели для перевода по ЗРУ-1 с воздушных вводов, на кабельные. Проверить существующие кабели и провода воздушных линий по экономической плотности тока в самом тяжёлом, нормальном режиме работы. Проверить выбранные и существующие провода ВЛ и кабели по предельно допустимому току в ремонтно-аварийном режиме. Произвести расчёт токов КЗ: на сборных шинах ЗРУ-1, на концах вводных КЛ и в самых удалённых точках присоединения, в нормальном и ремонтно-аварийном режимах. Произвести выбор коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов тока, измерительных трансформаторов напряжения и ограничителей перенапряжения (ОПН). Рассчитать требуемую мощность собственных нужд ЗРУ-1, с учётом оперативного тока устройств защиты, требуемой мощности обогрева и освещения. Выбрать трансформаторы собственных нужд (ТСН). Проверить существующее заземляющее устройство, на востребованность модернизации. Для расчёта требуемой мощности на обогрев и для проверки здания ЗРУ на энергоэффективность, произвести тепловой расчёт здания. Произвести расчёт требуемой мощности осветительных приборов для освещения помещения ЗРУ и наружной территории, и выбрать светильники. Актуальность ВКР определяется тем, что результаты работы могут быть использованы при разработке проекта реконструкции ЗРУ-1. 9

ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА РЕКОНСТРУКЦИИ 1 Общая информация об АО «Прионежская сетевая компания» 1.1 В Республике Карелия одна из сетевых организаций, которая осуществляет передачу электрической энергии по распределительным сетям 6/10/0,4кВ. А также занимается эксплуатацией, ремонтом, развитием и реконструкцией сетей, дизельной генерацией и осуществляет технологическое присоединение к обслуживаемым электросетям, является - АО «Прионежская сетевая компания» (АО «ПСК»). В зону обслуживания предприятия, попадает почти вся Республика. АО «Прионежская сетевая компания» была основана 01.11.2006г. в результате реформирования российской энергетической системы, в ходе которого предприятия отрасли разделились на генерирующие, те, что производят энергию, сбытовые, те, что реализуют ее потребителю и на сетевые, те, что передают ее от производителя к потребителю. В эксплуатации организации находятся электросети 0,4-10 кВ, по которым осуществляется электроснабжение жилых и общественных зданий, объектов жилищнокоммунального хозяйства, промышленных и коммерческих предприятий. В зоне обслуживания АО «ПСК» находится 5222,1 км линий электропередачи, 1517 трансформаторных и распределительных пунктов. Одной из основных задач компании, является бесперебойная передача и распределение качественной электроэнергии потребителю. АО «ПСК» электроэнергии - это жителям коллектив специалистов, Прионежского района и круглосуточном режиме. 10 обеспечивающий передачу другим районом Карелии в

1.2 Характеристика ЗРУ-1 ЗРУ-1 представляет собой кирпичное здание, внутри которого располагается комплектное распределительное устройство. Распределительное устройство состоит из семи ячеек КРУН, серии «KPУH-III-10», объединённых одной системой шин без секционирования. В первой, четвёртой, шестой и седьмой ячейках данного распредустройства установлены выключатели серии ВМГ-133 (выключатели масляные горшковые), управление выключателями осуществляется пружинным приводом типа ПП-67. Для проведения ремонтных работ на выключателях и создания видимого разрыва в ячейке выключателя установлены шинный и линейный разъединители с приводом ПР-10-П, для предотвращения ошибочных действий при операциях с данными коммутационными аппаратами они снабжены механическими блокировками. В каждой ячейке линейных выключателей установлены измерительные трансформаторы тока серии ТПЛ-10, предназначенные для работы измерительных приборов (амперметра), для работы счётчиков электрической энергии и для работы устройств релейной защиты. Для электроснабжения собственных нужд ЗРУ (цепи оперативного тока, освещение ячеек и помещения ЗРУ, обогрева элементов выключателей, их приводов и помещения ЗРУ) в пятой ячейке установлен силовой масляный трансформатор марки ТМ-65-10-У1, мощностью 65кВ*А. В этой же ячейке с, обратной стороны, находится и распределительная панель собственных нужд 0,4 кВ. Во второй ячейке ЗРУ-1 находится измерительный трансформатор напряжения, серии НТМИ-10, предназначенный для работы счётчиков электрической энергии и для работы, защита от замыканий на землю. В третьей ячейке распредустройства, находится шкаф релейной защиты и автоматики. На ЗРУ-1 имеется следующие типы защит: токовая отсечка, максимальная токовая защита (МТЗ), защита от замыканий на землю с действием на сигнал и автоматическое повторное включение выключателя (АПВ), после действия МТЗ или токовой отсечки. 11

Анализ существующей системы электроснабжения 1.3 Распределительное устройство имеет класс напряжения 10кВ и находится в отдельно стоящем кирпичном здании. Электроснабжение закрытого распределительного устройства (ЗРУ-1) возможно от одной из двух воздушно-кабельных линий 10кВ: Л-10-02 от ПС -10 «Кемь» и Л-17-08 от РП-17. Электроснабжение РП-17, в свою очередь осуществляется от воздушно-кабельной линии 10кВ, Л-10-20 от ПС-10 «Кемь». ЗРУ-1, РП-17 и данные воздушно-кабельные линии, находятся в управлении АО «ПСК», а ПС-10 «Кемь», в управлении ПАО «ФСК ЕЭС». В нормальном режиме электроснабжение ЗРУ-1 осуществляется от Л-10-02, а Л-17-08 является отходящей линией ЗРУ-1 и питает вторую секцию шин РП-17. В аварийных ситуациях или при проведении ремонтных работ на Л-10-02, электроснабжение ЗРУ-1 возможно перевести на Л-17-08 путём переключения (включения), РП-17. секционного выключателя электроснабжение ЗРУ-1, с Л-10-02 на Тем самым, перевести на Л-10-20 через сборные шины РП-17. При необходимости обе секции сборных шин РП-17, в аварийном и ремонтном режиме, возможно, запитать от линии Л-17-08 посредством переключения секционного выключателя на РП-17. Рассматриваемое ЗРУ состоит из семи ячеек, четыре из которых являются линейными, в них установлены масляные выключатели и разъединители, связаны между собой общей системой шин без секционирования. Непосредственно с ячеек распределительного устройства отходят две высоковольтные линии, 10кВ Л-1-5 и Л-1-7 от которых запитаны трансформаторные подстанции, для дальнейшей передачи электрической энергии потребителям. Основными коммутационными аппаратами, которые находятся в ячейках ЗРУ-1, являются: разъединители предохранители, и масляные трансформаторы тока, выключатели, разъединитель трансформаторы напряжения, трансформатор собственных нужд. 12 шинный, а также

РАСЧЕТ НАГРУЗКИ ЗРУ-1, В НОРМАЛЬНОМ, АВАРИЙНОМ И 2 РЕМОНТНОМ РЕЖИМЕ, ДЛЯ ЛЕТНЕГО И ЗИМНЕГО МАКСИМУМА 2.1 Нормальный режим Положение коммутационных аппаратов: ПС-10 «Кемь», ВЛ-10-02 – включён; ЗРУ1, ВЛ-10-02 – включён; ЗРУ-1, ВС-1 – включён; ЗРУ-1, ВЛ-17-08 – включён; РП-17, ВЛ17-08 – включён; РП-17, ВС-1 – отключён. Расчет потребляемой мощности 2.1.1 Рассчитаем потребляемую мощность для каждого потребителя, (КТП) ЗРУ-1, данные занесём в Таблицу 2,1. Для примера рассчитаем потребляемую мощность S для КТП-86. В связи с тем, что нагрузки на всех КТП не равномерны, использовать формулу , нецелесообразно. Дальнейший расчёт будем вести по формуле: КТП Потребляемая мощность КТП-86 «Зимний максимум» (данные для расчёта из таблицы 2,1). Где: КТП А фазный ток: фаза «А», «Зимний максимум». А фазный ток: фаза «В», «Зимний максимум». А фазный ток: фаза «С», «Зимний максимум». кВ фазное напряжение: фаза «А», «Зимний максимум». кВ фазное напряжение: фаза «В», «Зимний максимум». кВ фазное напряжение: фаза «С», «Зимний максимум». кВ А - зим Потребляемая мощность КТП-86 «Зимний максимум». Потребляемая мощность КТП-86 «Летний максимум». Где: А А фазный ток: фаза «А», «Летний максимум». фазный ток: фаза «В», «Летний максимум». фазный ток: фаза «С», «Летний максимум». кВ фазное напряжение: фаза «А», «Летний максимум». кВ фазное напряжение: фаза «В», «Летний максимум». 13

кВ КТП фазное напряжение: фаза «С», «Летний максимум». кВ А - лет Потребляемая мощность КТП-86 «Летний максимум». Аналогичным способом рассчитаем потребляемую мощность для остальных подстанций, данные расчёта занесём в таблицу 2,1. 2.1.2 Расчет тока нагрузки на стороне ВН Рассчитаем ток нагрузки, на стороне ВН для каждого потребителя, (КТП), ЗРУ-1 данные занесём в Таблицу 2,1. Так как нагрузка после трансформаторов более равномерна, можно использовать формулу (2,1), которая примет вид. Л Л Для примера рассчитаем ток нагрузки для КТП-86. КТП Л КТП Л Сети Ток нагрузки на стороне ВН для КТП-86 «Зимний максимум» (данные для расчёта из таблицы 2,1). Где: потребляемая мощность КТП-86 «Зимний максимум». напряжение сети. Л КТП А зим сила тока на стороне ВН, КТП-86 «Зимний максимум». Ток нагрузки на стороне ВН для КТП-86 «Летний максимум» (данные для расчёта из таблицы 2,1). Где: потребляемая мощность максимум». напряжение сети. Л КТП А зим сила тока на стороне ВН, КТП-86 «Летний максимум». 14 КТП-86 «Летний

Аналогичным способом рассчитаем потребляемую мощность для остальных подстанций, данные расчёта занесём в таблицу 2.1. 2.1.3 Нагрузка ЗРУ-1 в нормальном режиме (По таблице 2.1). ЗРУ Зим Н кВ А мощность через ЗРУ-1 в зимний максимум кВ А мощность через ЗРУ-1 в летний максимум нагрузок, в нормальном режиме. ЗРУ Лет Н нагрузок, в нормальном режиме. ЗРУ Зим Н А ток нагрузки ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в А ток нагрузки ЗРУ-1 в летний максимум нагрузок, в нормальном режиме. ЗРУ Лет Н нормальном режиме. 15

Таблица 2,1 Нагрузка ЗРУ-1 «Нормальный режим». НН 2 Транс № 86 1 80 1 78 1 4 84 1 6 7 9 1 83 1 53 1 74 1 85 1 10 34 1 11 ЗРУ1 Мощност S (кВ*А) Зима 108 113 151 0,235 0,231 0,229 86,2002 4,9768 Лето 90 97 124 0,24 0,237 0,235 73,8234 4,2622 Зима 94 99 108 0,234 0,232 0,23 69,7104 4,0247 Лето 72 63 54 0,239 0,239 0,243 45,3870 2,6204 Зима 117 157 130 0,233 0,231 0,235 93,8916 5,4208 Лето 95 108 113 0,239 0,237 0,241 75,7260 4,3720 Зима 140 153 130 0,234 0,231 0,235 98,6526 5,6957 Лето 110 121 97 0,239 0,237 0,24 78,1524 4,5121 Зима 122 131 110 0,234 0,231 0,236 84,9078 4,9022 Лето 95 108 88 0,238 0,235 0,24 69,2532 3,9983 Зима 153 121 131 0,231 0,235 0,233 94,3002 5,4444 Лето 130 101 110 0,238 0,242 0,241 81,7002 4,7170 Зима 97 70 45 0,233 0,235 0,237 49,8096 2,8758 Лето 77 41 34 0,24 0,241 0,243 36,8640 2,1283 Зима 140 153 124 0,235 0,233 0,237 98,0784 5,6626 Лето 112 128 99 0,24 0,238 0,241 81,0594 4,6800 Зима 97 106 122 0,235 0,237 0,233 76,5306 4,4185 Лето 56 83 76 0,242 0,241 0,239 51,5268 2,9749 Зима 235 217 241 0,232 0,233 0,231 160,7520 9,2810 Лето 0 0 0 0,236 0,238 0,236 0,0000 0,0000 Зима 912,8334 52,7025 Лето 593,4924 34,2653 2.2 Зру-1, Яч-13 8 79 Напряжение Uф (В)2 Зру-1, Яч-2. 5 Нагрузка максимум Iф (А)1 Зру-1 Яч.12 3 Зима/Лето Нагрузка максиму м Iф А;В;С (А) Зру-1 Яч.3 1 КТП № Наимен. ячеек. № П/П ВН Ремонтно-аварийный режим Положение коммутационных аппаратов: ПС-10 «Кемь», ВЛ-10-02 – включён; ЗРУ1, ВЛ-10-02 – включён; ЗРУ-1, ВС-1 – включён; ЗРУ-1, ВЛ-17-08 – включён; РП-17, ВЛ17-08 – включён; РП-17, ВС-1 – включён; РП-17, ВЛ-10-20 - включён, Л-10-20 оп №7, РЛ-10-20/2 – отключён, РЛ-10-20/3 – отключён. 2.2.1 Расчет потребляемой мощности Расчёт потребляемой мощности для каждого потребителя, (КТП) ЗРУ-1 в ремонтно- аварийном режиме, аналогичен расчёту потребляемой мощности ЗРУ-1 в нормальном 1 2 Из паспортов данных КТП (регулярные сезонные замеры нагрузок). Из паспортов данных КТП (регулярные сезонные замеры нагрузок). 16

режиме. Данные расчёта занесём в Таблицу 2.2. и дальнейшие действия проведём с помощью таблицы 2.2 2.2.2 Расчет тока нагрузки на стороне ВН Расчет тока нагрузки, на стороне ВН для каждого потребителя (КТП), ЗРУ-1 в ремонтно-аварийном режиме, аналогичен, расчёту тока нагрузки, на стороне ВН в нормальном режиме. Данные расчёта занесём в Таблицу 2.2. и дальнейшие действия проведём с помощью таблицы 2.2. 2.2.3 ЗРУ Нагрузка ЗРУ-1 в ремонтном и аварийном режиме Зим РА кВ А мощность через ЗРУ-1 в зимний максимум кВ А мощность через ЗРУ-1 в летний максимум нагрузок, в нормальном режиме. ЗРУ Лет РА нагрузок, в нормальном режиме. ЗРУ Зим РА кВ А ток нагрузки ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в нормальном режиме. ЗРУ Лет РА кВ А ток нагрузки ЗРУ-1 в летний максимум нагрузок, в нормальном режиме. 17

Таблица 2.2 Нагрузка ЗРУ-1 «Ремонтно-аварийный режим». КТП № Транс № 1 2 80 1 3 78 1 4 84 1 5 79 1 6 83 1 7 53 1 8 74 1 9 85 1 10 34 1 1 12 68 1 13 37 1 14 36 1 15 69 1 16 49 1 17 48А 1 18 48 1 19 50 1 20 41 1 21 51 1 22 46 1 23 101 1 24 100 1 25 35 1 26 32 1 27 38 1 28 39 1 29 30 40 102 1 1 28 ЗРУ-1 113 97 99 63 157 108 153 121 131 108 121 101 70 41 153 128 106 83 217 0 101 81 58 50 48 37 65 41 21 10 11 8 76 57 55 42 65 53 117 71 84 78 34 30 45 32 28 21 21 11 0 215 34 26 58 37 65 41 45 32 151 124 108 54 130 113 130 97 110 88 131 110 45 34 124 99 122 76 241 0 151 140 61 54 57 50 50 38 18 9 13 10 82 64 58 37 87 60 123 82 51 43 30 24 55 47 33 25 15 9 0 230 37 24 55 42 50 38 55 47 0,235 0,24 0,234 0,239 0,233 0,239 0,234 0,239 0,234 0,238 0,231 0,238 0,233 0,24 0,235 0,24 0,235 0,242 0,232 0,236 0,231 0,238 0,235 0,241 0,234 0,238 0,231 0,238 0,235 0,24 0,231 0,237 0,231 0,236 0,233 0,239 0,238 0,231 0,233 0,241 0,235 0,242 0,232 0,239 0,233 0,24 0,235 0,24 0,233 0,239 0,236 0,232 0,236 0,24 0,233 0,24 0,231 0,238 0,233 0,24 18 0,231 0,237 0,232 0,239 0,231 0,237 0,231 0,237 0,231 0,235 0,235 0,242 0,235 0,241 0,233 0,238 0,237 0,241 0,233 0,238 0,233 0,241 0,233 0,24 0,236 0,24 0,233 0,241 0,233 0,238 0,235 0,24 0,233 0,238 0,235 0,243 0,24 0,233 0,231 0,238 0,231 0,238 0,23 0,243 0,235 0,241 0,237 0,241 0,235 0,242 0,238 0,233 0,234 0,238 0,232 0,239 0,233 0,241 0,235 0,241 0,229 0,235 0,23 0,243 0,235 0,241 0,235 0,24 0,236 0,24 0,233 0,241 0,237 0,243 0,237 0,241 0,233 0,239 0,231 0,236 0,229 0,239 0,237 0,243 0,231 0,235 0,235 0,242 0,237 0,241 0,229 0,235 0,232 0,236 0,231 0,239 0,235 0,235 0,235 0,242 0,233 0,241 0,234 0,239 0,237 0,243 0,233 0,238 0,237 0,241 0,236 0,231 0,231 0,235 0,235 0,241 0,235 0,242 0,237 0,243 86,2002 73,8234 69,7104 45,3870 93,8916 0,0000 98,6526 78,1524 84,9078 69,2532 94,3002 81,7002 49,8096 36,8640 98,0784 81,0594 76,5306 51,5268 160,752 0,0000 89,7120 74,9250 38,5002 33,8940 36,9438 31,3392 49,8114 33,2622 15,0340 8,1490 8,3340 6,4030 57,2324 45,2130 40,8503 26,5178 53,1810 41,0020 83,6590 55,5400 44,4470 39,8170 22,1600 19,7180 29,7450 24,0930 22,7850 16,5310 12,6840 7,2210 0,0000 155,425 23,3254 16,8869 39,5100 31,0013 49,8114 33,2622 29,7450 24,0930 1660,3042 1242,0599 Нагрузка максимум Iф А;В;С (А) 4,9768 4,2622 4,0247 2,6204 5,4208 0,0000 5,6957 4,5121 4,9022 3,9983 5,4444 4,7170 2,8758 2,1283 5,6626 4,6800 4,4185 2,9749 9,2810 0,0000 5,1795 4,3258 2,2228 1,9569 2,1330 1,8094 2,8759 1,9204 0,8680 0,4705 0,4812 0,3697 3,3043 2,6104 2,3585 1,5310 3,0704 2,3673 4,8301 3,2066 2,5661 2,2988 1,2794 1,1384 1,7173 1,3910 1,3155 0,9544 0,7323 0,4169 0,0000 8,9735 1,3467 0,9750 2,2811 1,7899 2,8759 1,9204 1,7173 1,3910 95,8577 71,7104 Зру-1, Яч-2. 71 108 90 94 72 117 95 140 110 122 95 153 130 97 77 140 112 97 56 235 0 137 92 45 36 53 44 99 59 25 15 12 9 89 70 63 32 72 63 119 78 56 45 32 28 27 21 36 23 18 10 0 225 29 22 57 50 99 59 27 21 Мощнос S (кВ*А) Зру-1, Яч-13 11 Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето Напряжение Uф (В) Зру-1 Яч.12 86 Нагрузка максимум Iф (А) Зру-1 Яч.3 1 Зима/Лето ВН Наимен. ячеек. НН № П/П

На основании расчета нагрузки ЗРУ-1 в нормальном, аварийном и ремонтном режиме, для летнего и зимнего максимума, можно сделать вывод: что самыми тяжёлым режимом является, ремонтно-аварийный режим зимнего максимума, где: ЗРУ кВ А Зим РА мощность через ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в ремонтно-аварийном режиме. ЗРУ Зим РА А ток нагрузки ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в ремонтно-аварийном режиме. а самым тяжёлым нормальным режимом является, нормальный режим зимнего максимума, где: ЗРУ кВ А Зим Н мощность через ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в нормальном режиме. ЗРУ Зим Н А ток нагрузки ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в нормальном режиме. 19

ВЫБОР И ПРОВЕРКА ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ 3 ПЛОТНОСТИ ТОКА И ИХ ПРОВЕРКА ПО МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОМУ ТОКУ 3.1 Выбор и проверка проводов и кабелей по экономической плотности тока Сечения проводников рассчитываем по экономической плотности тока в нормальном режиме работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается. Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Экономическое сечение провода определяем по формуле: Где: Эк Нор А Эк мм – Экономическое сечение проводников. Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока.3 На основе таблицы 2.1. и схемы П.2 составим таблицу нагрузок по присоединениям ЗРУ-1, нормального режима «Зимний максимум». Таблица 3.1 Нагрузки ЗРУ-1, по присоединениям в нормальном режиме «Зимний максимум». S нор зим I нор зим 3.1.1 Яч.-2 Л-10-02 Яч.-3 Л-1-5 Яч.-12 Л-1-7 Яч.-13 Л-17-08 912,8334 249,8022 277,8606 385,1706 52,70246 14,42234 16,04229 22,23783 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии ВЛ-10-02, Яч-2 ЗРУ-1 По формуле (3.1). Воздушный участок. Где: Эк 3 Нор А Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для голого провода Таблица П2.1 и Таблица П2.1 20

Тогда: мм Эк ВЛ Требуемое экономическое сечение проводников для воздушного участка линии Л-10-02. Кабельный участок. По формуле (3.1). Где: А Нор Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для кабеля. Эк Тогда: мм Эк Л Требуемое экономическое сечение проводников для кабельного участка кабельновоздушной линии Л-10-02. Кабельно-воздушная линия Л-10-02, уже построена из участков КЛ выполненных кабелями марки ААБ-3*150 и АСБ-3*150 и участков ВЛ выполненных проводом АС-70 (алюминий/сталь, 70/11 мм2)4. Данные проводники, удовлетворяют экономическому сечению проводников. 3.1.2 Выбор кабеля, для ввода Л-10-02, в Яч.-2 ЗРУ-1 По проведённому расчёту, выбираем кабель марки АСБ-3*50. 3.1.3 Проверка проводников, воздушной линии Л-1-5 , Яч.-3 ЗРУ-1 По формуле (3.1). Где: А Нор Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для голого провода. Эк Тогда: Требуемое экономическое сечение проводников для кабельно-воздушной линии Л-1-5. Воздушная линия Л-1-5, выполнена проводом АС-50 (алюминий/сталь, 50/8 мм2). Данный проводник, удовлетворяет экономическому сечению. 3.1.4 Выбор кабеля, для ввода Л-1-5, в Яч.-3 ЗРУ-1 По формуле (3.1). Где: 4 Нор А Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. ПУЭ Таблица 1.3.29 21

Нормированное значение экономической плотности тока для кабеля. Эк Тогда: мм Эк Л Требуемое экономическое сечение проводников для кабельно-воздушной линии ВП-1-5. По экономическому сечению выбираем кабель марки АСБ-3*16. 3.1.5 Проверка проводников, воздушной линии Л-1-7, Яч.-12 ЗРУ-1 По формуле (3.1). Где: А Нор Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для голого провода. Эк Тогда: мм Эк Л Требуемое экономическое сечение проводников для линии Л-1-7. Воздушная линия ВЛ-1-7, выполнена проводом АС-50 (алюминий/сталь, 50/8 мм2). Данные проводник, удовлетворяет экономическому сечению. 3.1.6 Выбор кабеля, для ввода Л-1-7, в Яч.-12 ЗРУ-1 По формуле (3.1). Где: Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для кабеля. Тогда: мм Эк Л Требуемое экономическое сечение проводников для кабельно-воздушной линии Л-1-7. По экономическому сечению выбираем кабель марки АСБ-3*16. 3.1.7 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии Л-17-08, Яч.-13 ЗРУ-1 По формуле (3.1). Воздушный участок. Где: Нор Эк А Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для голого провода. Тогда: мм Эк Л Требуемое экономическое сечение проводников для воздушного участка линии Л-17-08. 22

Кабельный участок. По формуле (3.1). Где: А Нор Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для кабеля. Эк Тогда: мм Эк Л Требуемое экономическое сечение проводников для кабельного участка кабельновоздушной линии Л-17-08. Кабельно-воздушная линия ВЛ-17-08, уже построена из участка КЛ выполненного кабелем марки ААБл-3*150 и участков ВЛ выполненных проводом АС-70 (алюминий/сталь, 70/11 мм2). Данные проводники, удовлетворяют экономическому сечению проводников. 3.1.8 Выбор кабеля, для ввода Л-17-08, в Яч.-13 ЗРУ-1 По проведённому выше расчёту, выбираем кабель марки АСБ-3*16. 3.2 Проверка выбранных кабелей и проводов Проверим выбранные кабели и провода по допустимому длительному току в ремонтно-аварийном режиме «Зимний максимум» На основе таблицы 2.1. и схемы П.2 составим таблицу нагрузок по присоединениям ЗРУ-1, ремонтно-аварийного режима «Зимний максимум». Таблица 3.2 Нагрузка ЗРУ-1, по присоединениям в ремонтно-аварийном режиме «Зимний максимум». Яч-2 Л-10-02 S ра зим Iра зим 3.2.1 Яч-3 Л-1-5 Яч-12 Л-1-7 1660,30 249,8022 277,8606 95,858 14,42234 16,04229 Яч-13 Л-17-08 1154,8 66,6725 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии ВЛ-10-02, Яч-2 ЗРУ-1 Кабельно-воздушная линия ВЛ-10-02, состоит из участков КЛ выполненных кабелями марки: ААБ-3*150 = 89(А) < 210 (А) длительно допустимый ток5. АСБ-3*150 = 89(А) < 210(А) длительно допустимый ток6. 5 6 ПУЭ Таблица 1.3.8 (Прокладка в воздухе учитывает переходы с КЛ на ВЛ) ПУЭ Таблица 1.3.8 (Прокладка в воздухе учитывает переходы с КЛ на ВЛ) 23

голым сталеалюминевым проводом марки. АС-70 = 89 (А) < 265(А) длительно допустимый ток7 и выбранного расчётом кабеля марки: АСБ-3*50 = 96(А) < 210 (А) длительно допустимый ток8. Вывод все выбранные провода и кабели Л-10-02 проходят проверку по допустимому длительному току. 3.2.2 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии Л-1-5, Яч.-3 ЗРУ-1 Кабельно-воздушная линии Л-1-5, состоит из участка ВЛ выполненного голым сталеалюминевым проводом марки: АС-50 = 14 (А) < 210 (А) длительно допустимый ток9. и выбранного расчётом кабеля марки: АСБ-3*16 = 14(А) < 46 (А) длительно допустимый ток10. 3.2.3 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии Л-1-7, Яч.-12 ЗРУ-1 Кабельно-воздушная линии Л-1-7, состоит из участка ВЛ выполненного голым сталеалюминевым проводом марки: АС-50 = 16 (А) < 210 (А) длительно допустимый ток11. и выбранного расчётом кабеля марки: АСБ-3*16 = 16 (А) < 46 (А) длительно допустимый ток12. 3.2.4 Проверка проводников, кабельно-воздушной линии Л-17-08, Яч-13 ЗРУ-1 Кабельно-воздушная линия Л-17-08, состоит из участка выполненного голым сталеалюминевым проводом марки: АС-70 = 67 (А) < 265 (А) длительно допустимый ток13. кабеля марки: ААБл-3*150 = 67 (А) < 210 (А) длительно допустимый ток.14 и выбранного расчётом кабеля марки: АСБ-3*16 = 67 (А) > 46 (А) длительно допустимый ток15. 7 ПУЭ Таблица 1.3.29 ПУЭ Таблица 1.3.8 (Прокладка в воздухе учитывает переходы с КЛ на ВЛ) 9 ПУЭ Таблица 1.3.29 10 ПУЭ Таблица 1.3.8 (Прокладка в воздухе учитывает переходы с КЛ на ВЛ) 11 ПУЭ Таблица 1.3.29 12 ПУЭ Таблица 1.3.8 (Прокладка в воздухе учитывает переходы с КЛ на ВЛ) 13 ПУЭ Таблица 1.3.29 14 ПУЭ Таблица 1.3.8 (Прокладка в воздухе учитывает переходы с КЛ на ВЛ) 15 ПУЭ Таблица 1.3.8 (Прокладка в воздухе учитывает переходы с КЛ на ВЛ) 8 24

Выбранный, для ввода Л-17-08, в Яч.-13 плотности тока, ЗРУ-1, расчётом по экономичной кабель марки АСБ-3*16 не проходит проверку по длительно допустимому току. Выбор сечения кабеля, для ввода Л-17-08, в Яч.-13 ЗРУ-1, проводим по длительно допустимому току. По току, IРА ЗИМ = 67А, для ввода Л-17-08, в Яч.-13 ЗРУ-1, принимаем к установке кабель АСБ-3*3516=67 (А) > 80 (А) длительно допустимый ток17. Все провода и кабели, присоединений ЗРУ-1, проходят проверку по допустимому длительному току. Выбранные раннее кабели и провода большего сечения, чем нужно сейчас, можно объяснить тем, что в прежние годы данные КТП имели большую нагрузку, чем в настоящее время. От КТП запитанных от ЗРУ-1: работала база Севгидростроя строившего каскад Кемских ГЭС, база Кемского ДРСУ, Кемская автобаза, от РП-17 каменный карьер ДРСУ, а в посёлке Сокол был военный аэродром с соответствующей инфраструктурой. Сейчас ничего этого нет, но на бывших базах работают частные предприятия, и они развиваются. Также планируется восстановление аэродрома. Учитывая всё это, выбирать кабели для вводов ЗРУ-1, по нынешним нагрузкам нецелесообразно. Поэтому есть смысл принять к установке кабели большего сечения и выбрать их по мощности и количеству ТП, с учётом коэффициента одновременности. 3.3 Выбор кабелей по мощности и количеству ТП в нормальном режиме работы Выбор кабелей по мощности и количеству ТП по присоединениям ЗРУ-1, с учётом коэффициента одновременности (КОд), в нормальном режиме работы Нормальный режим, положение коммутационных аппаратов: ПС-10 «Кемь», ВЛ-10-02 – включён; ЗРУ-1, ВЛ-10-02 – включён; ЗРУ-1, ВС-1 – включён; ЗРУ-1, ВЛ-1708 – включён; РП-17, ВЛ-17-08 – включён; РП-17, ВС-1 – отключён. 3.3.1 Выбор кабеля, для ввода Л-10-02, в Яч.-2 ЗРУ-1. По экономичной плотности тока Составим таблицу нагрузок Л-10-02, Яч.-2 ЗРУ-1, в нормальном режиме. Учитывая мощность всех подстанций, их количество и коэффициент одновременности. 16 17 ПУЭ Таблица 1.3.8 (Прокладка в воздухе учитывает переходы с КЛ на ВЛ) ПУЭ Таблица 1.3.8 (Прокладка в воздухе учитывает переходы с КЛ на ВЛ) 25

Таблица 3.3 Нагрузка Л-10-02, Яч.-2 ЗРУ-1, в нормальном режиме. Дисп. номер 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Фидер 34 53 78 79 80 84 85 86 74 83 Итого: Л-10-02(Л-17-10) Л-10-02(Л-17-10) Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-07) Л-10-02(Л-17-08) Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-17-09) Л-10-02(Л-1-07) КОд =0,7518 Мощность ТП кВ*А 400 160 250 250 250 630 160 250 250 400 3000 Мощность трасформатора кВ*А 400/10 160/10 250/10 250/10 250/10 630/10 160/10 250/10 250/10 400\10 2250 I10 =129,9038(А) По формуле (3.1). Где: Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для кабеля. Тогда: Требуемое экономическое сечение проводников для кабельного участка кабельновоздушной линии Л-10-02, в нормальном режиме работы. Выбираем ближайший по сечению кабель марки АСБ 3*95. Существующие кабели: ААБ-3*150 и АСБ-3*150 – проходят по экономической плотности тока. Существующий голый провод: АС-70 – не проходит по экономической плотности тока. 3.3.2 Выбор кабеля, для ввода Л-17-08, в Яч.-7 ЗРУ-1. По экономичной плотности тока Составим таблицу нагрузок Л-17-08, Яч.-7 ЗРУ-1, в нормальном режиме. Учитывая мощность всех подстанций, их количество и коэффициента одновременности. 18 Таблица П.2.3 26

Таблица 3.4 Нагрузка Л-17-08, Яч.-7 ЗРУ-1, в нормальном режиме. Дисп. номер Мощность ТП кВ*А Фидер 53 Л-17-10 74 Л-17-09 85 Л-17-08 34 Л-17-10 Итого: 1 2 3 4 160 250 160 400 970 К Од =0,8319 Мощность трасформатора кВ*А 160/10 250/10 160/10 400/10 805,1 I10 =46,48247(А) По формуле (3.1). Где: Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для кабеля. Тогда: Требуемое экономическое сечение проводников для кабельного участка кабельновоздушной линии ВЛ-17-08, в нормальном режиме работы. Выбираем ближайший по сечению кабель марки АСБ 3*35. Существующий кабель: ААБл-3*150 – проходит по экономической плотности тока. Существующий провод: АС-70 – проходит по экономической плотности тока. 3.3.3 Выбор кабеля, для ввода Л-1-05, в Яч.-3 ЗРУ-1. По экономичной плотности тока Составим таблицу нагрузок Л-1-05, Яч.-3 ЗРУ-1, в нормальном режиме. Учитывая мощность всех подстанций, их количество и коэффициента одновременности. Таблица 3.5 Нагрузка Л-1-05, Яч.-3 ЗРУ-1, в нормальном режиме. Дисп. номер 1 5 3 78 80 86 Итого: Мощность ТП кВ*А Фидер Л-1-05 Л-1-05 Л-1-05 250 250/10 250 250/10 250 250/10 750 637,5 I10 =36,80608(А) КОд = 0,8520 19 20 Мощность трасформатора кВ*А Таблица П.2.3 Таблица П.2.3 27

По формуле (3.1). Где: А Нор Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для кабеля. Эк Тогда: мм Эк ВЛ Требуемое экономическое сечение проводников для кабельного участка кабельновоздушной линии Л-1-05, в нормальном режиме работы. Выбираем ближайший по сечению кабель марки АСБ 3*35. 3.3.4 Выбор кабеля, для ввода ВЛ-1-07, в Яч.-6 ЗРУ-1. По экономичной плотности тока Составим таблицу нагрузок Л-1-07, Яч.-6 ЗРУ-1, в нормальном режиме. Учитывая мощность всех подстанций, их количество и коэффициента одновременности. Таблица 3.6 Нагрузка Л-1-07, Яч.-6 ЗРУ-1, в нормальном режиме. Дисп. номер 1 2 3 84 83 79 Итого: Мощно сть ТП кВ*А Фидер Л-1-07 Л-1-07 Л-1-07 Мощность трасформатора кВ*А 630 630/10 400 400/10 250 250/10 1280 К Од = 0,8521 1088 I10 =62,8157(А) По формуле (3.1). Где: А Нор Эк Ток нагрузки в самом тяжелом нормальном режиме. Нормированное значение экономической плотности тока для кабеля. Тогда: мм Эк ВЛ Требуемое экономическое сечение проводников для кабельного участка кабельновоздушной линии Л-1-07, в нормальном режиме работы. Выбираем ближайший по сечению кабель марки АСБ 3*50. 21 Таблица П.2.3 28

3.4 Проверка кабелей и проводов по мощности и количеству ТП в ремонтноаварийном режиме работы Проверка кабелей и проводов по мощности и количеству ТП по присоединениям ЗРУ-1, с учётом коэффициента одновременности (КОд), в ремонтно-аварийном режиме работы Положение коммутационных аппаратов: ПС-10 «Кемь», ВЛ-10-02 – включён; ЗРУ1, ВЛ-10-02 – включён; ЗРУ-1, ВС-1 – включён; ЗРУ-1, ВЛ-17-08 – включён; РП-17, ВЛ17-08 – включён; РП-17, ВС-1 – включён; РП-17, ВЛ-10-20 - включён, Л-10-20 оп №7, РЛ-10-20/2 – отключён, РЛ-10-20/3 – отключён. 3.4.1 Проверка кабелей и проводов, для ввода Л-10-02, в Яч.-2 ЗРУ-1. По допустимому длительному току Составим таблицу нагрузок Л-10-02, Яч.-2 ЗРУ-1, в ремонтно-аварийном режиме, учитывая мощность всех подстанций, их количество и коэффициент одновременности. 29

Таблица 3.7 Нагрузка Л-10-02, Яч.-2 ЗРУ-1, в ремонтно-аварийном режиме. Дисп. номер Фидер Мощность ТП Мощность трансформатора 86 80 78 84 79 83 53 74 85 34 71 68 37 36 69 49 48А 48 50 41 51 46 100 35 32 101 38 39 40 102 Итого: Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-07) Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-07) Л-10-02(Л-17-10) Л-10-02(Л-17-09) Л-10-02(Л-17-08) Л-10-02(Л-17-10) Л-10-20(Л-17-04) Л-10-20(Л-17-04) Л-10-20 (Л-17-04) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20 Л-10-20 Л-10-20 Л-10-20 Л-10-20 (Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20 (Л-17-05) 250 250 250 630 250 400 160 250 160 400 100 160 160 160 30 160 100 160 160 100 100 160 100 400 100 160 100 100 100 100 5460 250/10 250/10 250/10 630/10 250/10 400/10 160/10 250/10 160/10 400/10 100/10 160/10 160/10 160/10 30 /10 250/10 250/10 250/10 250/10 100/10 100/10 160/10 100/10 400/10 100/10 160/10 100/10 100/10 100/10 100/10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 15 16 17 18 19 20 21 22 23 25 26 27 27 28 29 30 31 К Од = 0,6522 3549 I10 =204,9016(А) Кабель марки АСБ 3*95 = 205(А) > 155 (А) – (допустимый длительный ток), не проходит проверку. По допустимому длительному току выбираем кабель АСБ 3*150 = 205(А) < 210 (А) – допустимый длительный ток. Кабели: АСБ 3*150 и ААБ 3*150 проходят проверку по допустимому длительному току. 22 Таблица П.2.3 30

Голый провод: АС-70 = 205 (А) < 265 (А) - проходит проверку по допустимому длительному току. 3.4.2 Проверка кабелей и проводов, для ввода Л-17-08, в Яч.-13 ЗРУ-1. По допустимому длительному току Составим таблицу нагрузок Л-17-08, Яч.-13 ЗРУ-1, в ремонтно-аварийном режиме, учитывая мощность всех подстанций, их количество и коэффициент одновременности. Таблица 3.8 Нагрузка Л-17-08, Яч.-13 ЗРУ-1, в ремонтно-аварийном режиме. Дисп. номер 53 74 85 34 71 68 37 36 69 49 48А 48 50 41 51 46 100 35 32 101 38 39 40 102 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Фидер Мощность ТП Л-17-08(Л-17-10) Л-17-08 (Л-17-09) Л-17-08 (Л-17-08) Л-17-08 (Л-17-10) Л-10-20(Л-17-04) Л-10-20(Л-17-04) Л-10-20 (Л-17-04) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20 Л-10-20 Л-10-20 Л-10-20 Л-10-20 (Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20(Л-17-05) Л-10-20 (Л-17-05) 160 250 160 400 100 160 160 160 30 160 100 160 160 100 100 160 100 400 100 160 100 100 100 100 3680 Итого: Мощность трансформатора 160/10 250\10 160/10 400/10 100/10 160/10 160/10 160/10 30 /10 160\10 100\10 160\10 250/10 100\10 250\10 250\10 100/10 400/10 160/10 250\10 560\10 160/10 320\10 100/10 К Од = 0,6523 2392 I10 =138,1022 (А) Выбранный в п. 3.3.2 кабель марки АСБ 3*35 = 138,1 > 80 А – (допустимый длительный ток для АСБ 3*35), не подходит. По длительно допустимому току выбираем кабель марки АСБ-3*95 = 138,1 (А) < 155 (А) – длительно допустимый ток для кабеля марки АСБ-3*95. 23 Таблица П.2.3 31

Существующий кабель марки ААБл – 3*150 – подходит по длительно допустимому току. Существующий провод АС-70 – подходит по длительно допустимому току. 3.4.3 Проверка Л-17-08, в аварийном режиме №2 Проверим Л-17-08, в аварийном режиме №2, (Положение коммутационных аппаратов: ПС-10 «Кемь», ВЛ-10-02 – отключён; ЗРУ-1, ВЛ-10-02 – отключён; ЗРУ-1, ВС1 – включён; ЗРУ-1, ВЛ-17-08 – включён; РП-17, ВЛ-17-08 – включён; РП-17, ВС-1 – включён; РП-17, ВЛ-10-20 - включён, Л-10-20 оп №7, РЛ-10-20/2 – включён, РЛ-10-20/3 – отключён). Составим таблицу нагрузок Л-17-08, Яч.-13 ЗРУ-1, в ремонтно-аварийном режиме №2, учитывая мощность всех подстанций, их количество и коэффициент одновременности. Таблица 3.9 Нагрузка Л-17-08, Яч.-13 ЗРУ-1, в ремонтно-аварийном режиме №2. Дисп. номер 86 80 78 84 79 83 1 2 3 4 5 6 Фидер Мощность ТП Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-05) Л-10-02(Л-1-07) Л-10-02(Л-1-07) Л-10-02(Л-1-07) 250 250 250 630 250 400 2030 Итого: К Од = 0,6524 1624 Мощность трасформатора 250/10 250/10 250/10 630/10 250/10 400\10 I10 = 93,76168 (А) Кабель марки АСБ-3*95 = 93,76 (А) < 155 (А) – длительно допустимый ток для кабеля марки АСБ-3*95, проходит по длительно допустимому току в ремонтно-аварийном режиме №2. 24 Таблица П.2.3 32

3.5 Вывод Кабельно-воздушная линия Л-10-02 состоит из: участка КЛ выполненного кабелем ААБ-3*150 длинной 150 метров, участка ВЛ выполненного проводом АС-70 длинной 850 метров, участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*150 длинной 180 метров, участка ВЛ выполненного проводом АС-70 длинной 2750 метров, участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*150 длинной 30 метров. Кабельно-воздушная линия Л-10-20 состоит из: участка КЛ выполненного кабелем ААБ-3*150 длинной 100 метров, участка ВЛ выполненного проводом АС-70 длинной 300 метров, участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*150 длинной 380 метров, участка ВЛ выполненного проводом АС-70 длинной 3000 метров, участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*150 длинной 35 метров. Кабельно-воздушная линия Л-17-08 состоит из: участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*150 длинной 40 метров, участка ВЛ выполненного проводом АС-70 длинной 600 метров, участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*95 длинной 35 метров. Кабельно-воздушная линия Л-1-05 состоит из: участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*35 длинной 30 метров, участка ВЛ выполненного проводом АС-50 общей протяжённостью (длинной) 850 метров. Кабельно-воздушная линия Л-1-07 состоит из: участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*50 длинной 35 метров, участка ВЛ выполненного проводом АС-50 общей протяжённостью (длинной) 350 метров, с отпайкой длинной 100 метров на участке 50 метров. 33

РАСЧЁТ ТОКОВ ТРЁХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 4 «При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы и не считаться с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки, которые не предусмотрены для длительной эксплуатации (например, при переключениях (временная, параллельная работа трансформаторов, возможна только при переключениях)). Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки кратковременным изменениям схемы не относятся»25. Рис.4.1 Упрощенная схема эл.сети 10кВ «ЗРУ1, РП-17» в нормальном режиме. 25 ПУЭ-7 п.1.4.4. 34 к

Составим схему замещения эл. сети 10 кВ «ЗРУ-1, РП-17», заменив элементы схемы, кабельные и воздушные линии их активными R и реактивными Х, сопротивлениями. Сопротивления системы и трансформаторов условно не показаны. Рис.4.2 Схема замещения эл.сети «ЗРУ1, РП-17». 4.1.1 Полное сопротивление Z, Л-10-02 Полное сопротивление Z1, участка ПС-10, СШ-1 – Оп-1 по формуле. 35

где: (участок Z1 выполнен КЛ, кабелем марки АСБ-3*150) где: Rуд = 0,206 Ом/км – удельное активное сопротивление кабеля сечением 150мм2 26 . L1 = 150 м = 0,15 км. – длина КЛ, участка 1. где: Xуд = 0,079 Ом/км – удельное последовательности кабеля сечением 150мм2 индуктивное 27 сопротивление, прямой . L1 = 150 м = 0,15 км. – длина КЛ, участка 1. Тогда: Ом Полное сопротивление участка Z1 линии Л-10-02 . Полное сопротивление Z2, участка Оп-1 – Оп-2, линии Л-10-02 По формуле (4.1) Где: (участок Z2 выполнен ВЛ, проводом марки АС-70) где: Rуд = 0,4218 Ом/км – удельное активное сопротивление провода АС-70. L2 = 850 м = 0,85 км. – длина ВЛ, участок 2, линии Л-10-02. активное сопротивление ВЛ, участок 2, линии Л-10-02. где: Худ Ом км (Удельное индуктивное сопротивление трехфазной линии с проводами из цветных металлов при частоте переменного тока 50 Гц). Где: внешний диаметр провода28 мм среднее геометрическое расстояние между проводами. 26 Таблица П.2.4 Таблица П.2.4 28 Таблица П.2.5 27 36 Рис. 4.1 Промежуточная опора.

где: расстояния между проводами у каждой пары проводов трехфазной линии, мм. Тогда: среднее геометрическое расстояние между проводами. Тогда: Ом км Удельное индуктивное сопротивление ВЛ, выполненной проводом АС-70. Тогда: Полное сопротивление ВЛ, участок 2, линии Л-10-02. Расчет для остальных участков эл. сети «ЗРУ-1 РП-17» Расчёт, аналогичный расчёту первого и второго участков линии Л-10-02, выполним в виде таблицы. 37

Таблица 4.1 Сопротивление участков эл.сети «ЗРУ-1 РП-17» Уч. Оп-Оп Длина (км) Выполнен R уд (Ом/км) X уд (Ом/км) Rл (Ом) Xл (Ом) Zл (Ом) Линия Л10-02 1 Пс10-Оп1 ААБ-3*150 0,15 0,206 0,079 0,0309 0,01185 0,033094 2 Оп1-Оп18 АС-70 0,85 0,4218 0,2737 0,35853 0,232645 0,427396 3 Оп18-Оп19 АСБ-3*150 0,18 0,206 0,079 0,03708 0,01422 0,039713 4 Оп19-Оп73 АС-70 2,75 0,4218 0,2737 1,15995 0,752675 1,382752 5 Оп73-ЗРУ1 АСБ-3*150 0,03 0,206 0,079 0,00618 0,00237 0,006619 1,59264 1,01376 1,887912 Л-10-02 Линия Л10-20 1 Пс10-Оп1 ААБ-3*150 0,1 0,206 0,079 0,0206 0,0079 0,022063 2 Оп1-Оп6 АС-70 0,3 0,4218 0,2737 0,12654 0,08211 0,150846 3 Оп6-Оп7 АСБ-3*150 0,38 0,206 0,079 0,07828 0,03002 0,083839 4 Оп7-Оп77 АС-70 3 0,4218 0,2737 1,2654 0,8211 1,508457 5 Оп77-РП-15 АСБ-3*150 0,035 0,206 0,079 0,00721 0,002765 0,007722 1,49803 0,943895 1,770602 Л-10-20 Линия Л17-08 1 ЗРУ1-Оп13 ААБ-3*95 0,035 0,326 0,083 0,01141 0,002905 0,011774 2 Оп13-Оп1 АС-70 0,6 0,4218 0,2737 0,25308 0,16422 0,301691 3 Оп1-РП-17 АСБ-3*150 0,04 0,206 0,079 0,00824 0,00316 0,008825 0,27273 0,170285 0,321525 0,0267 0,00285 0,026852 0,05951 0,02822 0,065862 Л-17-08 Линия Л-1-5 1 ЗРУ1-Оп1 ААБ-3*35 0,03 0,89 0,095 28 2 Оп1-Оп3 АС-50 0,1 0,5951 3 Оп3-Оп15 АС-50 0,6 0,5951 0,2822 0,35706 0,16932 0,395172 4 Оп15-Оп18 АС-50 0,15 0,5951 0,2822 0,089265 0,04233 0,098793 0,44327 0,20039 0,486461 0,0217 0,00315 0,021927 0,05951 0,02822 0,065862 0,2822 Л-1-5 Линия Л1-7 (ЗРУ1 -Оп8) 1 ЗРУ1-Оп1 ААБ-3*50 0,035 0,62 0,09 29 2 Оп1-Оп2 АС-50 0,1 0,5951 3 Оп2-Оп5 АС-50 0,6 0,5951 0,2822 0,35706 0,16932 0,395172 4 Оп5-Оп8 АС-50 Линия Л-1-7 (ЗРУ1 -Оп8) 0,15 0,5951 0,2822 0,089265 0,04233 0,098793 0,43827 0,20069 0,482034 0,2822 Линия Л1-7 (ЗРУ1 –Оп2/1) 1 ЗРУ1-Оп1 ААБ-3*50 0,035 0,62 0,09 0,0217 0,00315 0,021927 2 Оп1-Оп2 АС-50 0,1 0,5951 0,2822 0,05951 0,02822 0,065862 3 Оп2-Оп2/1 АС-50 Линия Л-1-7 (ЗРУ1 –Оп2/1) 0,1 0,5951 0,2822 0,05951 0,02822 0,065862 0,14072 0,05959 0,152817 29 По (4.2) для АС-50 где: (Таблица П.2.5) Удельное индуктивное сопротивление ВЛ выполненной проводом АС-50. 38

Рис.4.3 Схема замещения эл.сети «ЗРУ1, РП-17» в нормальном режиме. Сопротивление системы Хс С ср ном С Где: Ом 30 среднее номинальное напряжение системы. ток эквивалентируемой части системы при КЗ на шинах 110 кВ. «При отсутствии данных о токе КЗ системы, минимально возможное значение результирующего эквивалентного сопротивления XС, можно оценить, исходя из параметров выключателей установленных на узловой подстанции»31. ( отключающий ток КЗ выключателя) С ср ном Ом С сопротивление системы. 30 31 РД 153-34.0-20.527-98 Формула (5.1) Тамже. 39

Сопротивление обмоток трансформаторов ТДТН-110/40 установленных на ПC-10 «Кемь» к к Где: к к 32 к к к к напряжения короткого к замыкания соответствующих пар обмоток. к к Ом к сопротивление обмотки высокого напряжения. к к Ом к сопротивление обмотки среднего напряжения. к к Ом к сопротивление обмотки низкого напряжения. Результирующее сопротивление обмоток трансформаторов ТДТН-110/40 установленных на ПC-10 «Кемь» Токи КЗ будем рассчитывать только на стороне НН. Тогда: Ом Результирующие сопротивление трансформаторов. 32 РД 153-34.0-20.527-98 Формула, из таблицы 4.1, для трехобмоточного трансформатора. 40

Рис 4.4 Схема замещения эл.сети «ЗРУ1, РП-17» (Рез. ХТр) в нормальном режиме. 4.1.2 Ток КЗ в точке К-1 Рис 4.5 Схема замещения эл.сети «ЗРУ1, РП-17» для точки КЗ, К-1. Результирующие сопротивление до точки К-1 По формуле 4.1. Рез К Где: 33 Ом С Ом) Активное сопротивление линии Л-10-02.33 Таблица 4.1 ДП 41

Ом Индуктивное сопротивление линии Л-10-02.34 Ом Результирующие сопротивление трансформатора Т-1. Сопротивление системы. результирующие сопротивление до точки КЗ, К-1. Рис 4.6 Схема замещения эл.сети «ЗРУ1, РП-17» для точки КЗ, К-1. Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, в точке К-1 с Ном П кА 35 Экв Где: кВ Ном номинальное напряжение (линейное) сети, в которой произошло КЗ. с коэффициент, который рекомендуется принимать при определении максимального значения тока КЗ; Экв Рез К Ом результирующее эквивалентное сопротивление относительно расчетной точки КЗ. Тогда: начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, точка К-1. Апериодическая составляющая тока КЗ, в точке К-1 кА П 34 35 Таблица 4.1 ДП РД 153-34.0-20.527-98 Формула (5.8) 42 36

Где: кА П начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, точка К-1. Расчётное время, для которого требуется определять токи КЗ 37, где с Собственное время отключения выключателя. (Интервал времени от момента подачи команды на отключение, до момента прекращения соприкосновения дугогасительных контактов38). Для современных вакуумных выключателей BB/TEL оно не превышает 0,015с. с Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для распредсети 6-10 кВ39. кА П апериодическая составляющая тока КЗ, точка К-1. Ударный ток КЗ, в точке К-1 Уд Где: П Уд кА 40 кА П ударный коэффициент для сети 6-10кВ41. Уд Уд П кА Уд ударный ток КЗ, точка К-1. Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-1 для произвольного момента времени Согласно РД 153-34.0-20.527-98. «В соответствии с ГОСТ 26522-85 все короткие замыкания подразделяются на удаленные и близкие. КЗ считается удаленным, если амплитуды периодической составляющей тока статора данной электрической машины в начальный и произвольный моменты КЗ практически одинаковы, и близким, если эти амплитуды существенно отличаются. Универсальной величиной, которая в полной мере характеризует электрическую удаленность расчетной точки КЗ от произвольного источника энергии и может быть сравнительно легко определена в схеме любой конфигурации и при любом числе 36 РД 153-34.0-20.527-98 из формул (5.9) и (5.10) 37 Л. Д. Рожкова В. С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций. Москва Энергоатомиздат 1987год. § 3.3 стр.150. 38 Л. Д. Рожкова В. С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций. Москва Энергоатомиздат 1987год. § 4.7 стр.297. 39 Таблица П.2.6. ДП. 40 РД 153-34.0-20.527-98 формула 5.16. 41 Таблица П.2.6. ДП. 43

источников энергии, является отношение действующего значения периодической составляющей тока источника энергии в начальный момент КЗ к его номинальному току т.е П ном . В отечественной и международной практике КЗ принято считать близким, если это отношение равно двум или больше двух. При меньших значениях указанного отношения КЗ следует считать удаленным»42. При значениях отношения действующего значения периодической составляющей ток в начальный момент КЗ к номинальному току П ном меньших двух следует считать, что действующее значение периодической составляющей тока КЗ не изменяется во времени, т.е. П где: 43 П кА П В нашем случае источником является трансформатор ТДТН-110/40, мощностью Ном МВ А и кВ тогда: Ном НН Ном Ном кА Ном НН номинальный ток источника. Отсюда: П ном Значит КЗ в точке К-1 можно признать удалённым и значение (4.9) для нас является справедливым. Тогда, периодическая составляющая тока КЗ в точке К-1 для произвольного момента времени: П кА П периодическая составляющая тока КЗ в точке К-1 для произвольного момента времени. 4.1.3 Токи КЗ в точках К-2, К-3, К-4, К-5, К-6, К-7, К-1ар Расчёт токов КЗ в точках К-2, К-3, К-4, К-5, К-6, К-7, К-1ар выполним в виде таблицы. Таблица 4.2 Токи трёхфазного КЗ. 42 43 РД 153-34.0-20.527-98 П.3.1.2. РД 153-34.0-20.527-98 П.5.5.4. 44

Начальное действующее значение периодической Полное состав. тока сопротив КЗ Z(Ом) IП0 (кА) Линия Л-10-02 Апер.сост. тока КЗ ia (кА) Ударный ток КЗ I Уд (кА) Период состав для произв момента времени тока КЗ I Пt (кА) 0,2114 3,5264 1,8214 Сопротивление до точки КЗ. Точка КЗ Активная состовляющ R (Ом) Индукти составля X(Ом) 1,59264 1,01376 К-1 3,6611 1,8214 0,175 2,1078 Линия Л-17-08 К-2 3,6729 1,8156 0,2108 3,5150 1,8156 К-5 3,9826 1,6744 0,1944 3,2417 1,6744 Линия Л-1-5 К-3 3,6880 1,8081 0,2099 3,5007 1,8081 К-7 4,1476 1,6078 0,1866 3,1128 1,6078 К-4 3,6830 1,8106 0,2102 3,5054 1,8106 К-6 4,1432 1,6095 0,1868 3,1161 1,6095 3,3283 1,7191 Линия Л-1-7 Линия Л-17-08 ремонтно-аварийный режим. 1,49803 К-1ар * 0,943895 3,8790 1,7191 0,1996 0,175 2,1078 *К-1ар - аварийно-ремонтный режим. Соответствует ранее рассмотренному аварийноремонтному режиму №2. (Положение коммутационных аппаратов: ПС-10 «Кемь», ВЛ-1002 – отключён; ЗРУ-1, ВЛ-10-02 – отключён; ЗРУ-1, ВС-1 – включён; ЗРУ-1, ВЛ-17-08 – включён; РП-17, ВЛ-17-08 – включён; РП-17, ВС-1 – включён; РП-17, ВЛ-10-20 - включён, Л-10-20 оп №7, РЛ-10-20/2 – включён, РЛ-10-20/3 – отключён). 45

5 5.1 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ Расчётные условия для выбора аппаратов по режиму короткого замыкания и продолжительному режиму работы Номинальное напряжение: кВ Ном Максимальный допустимый ток принимаем для самого тяжёлого аварийно-ремонтного режима, согласно Таблице 3.3 данного ДП: Мак А Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ Ударный тока КЗ: Периодическая П кА. кА Уд составляющая для произвольного момента времени тока КЗ: П Апериодическая составляющая тока КЗ: кА. Полный импульс квадратичного тока КЗ. 44 Где: П Значение постоянной, времени затухания апериодической составляющей тока а КЗ для сетей 10 кВ45. Отк Время отключения (расчетная продолжительность КЗ, с) времени действия релейной защиты Отк В Отк В мс с РЗ Отк складывается из и полного времени отключения выключателя (Полное время отключения ВВ – интервал времени между началом операции отключения и моментом погасания дуги во всех полюсах коммутационного модуля)46. В качестве устройств релейной защиты, применяется БМРЗ, обладающий высоким быстродействием от 0,00 с. Полный импульс квадратичного тока КЗ в точке К-1. 44 РД 153-34.0-20.527-98 Формула (8.6) 45 Таблица П2.6 данного ДП Руководство по эксплуатации ВВ/TEL-10 http://www.energobastion.ru/f/tip_solution/bb_tel_02/shema_1.pdf 46 46

Таблица 5.1 Выбор ячейки КРУ (выключатель и разъединитель). Условия выбора Каталожные данные Выключатель Разъединитель ВВ/TEL ISM15_LD_1 Расчётные данные. 1 10 кВ 10 кВ 10 кВ 205А 1000 А 1000 А (по включающей способности) 1,8214 кА 20 кА – (по включающей способности) 3,5264 кА. 20 кА – (сквозной ток КЗ -периодическая составляющая). 1,8214 кА 20 кА 20 кА (сквозной ток КЗ -периодическая составляющая). 3,5264 кА 50 кА 50 кА (по напряжению установки) 2 (по длительному току) 3 4 5 6 * 7 (по термической стойкости) – 0,2156 8 (возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ). – кА ( из каталога)47 9 * При где Нормированное 48 процентное содержание апериодической составляющей номинального тока отключения определяется по графику или принимается, исходя из данных завода-изготовителя выключателя. 47 48 Руководство по эксплуатации ВВ/TEL-10 http://www.energobastion.ru/f/tip_solution/bb_tel_02/shema_1.pdf Руководство по эксплуатации ВВ/TEL-10 http://www.energobastion.ru/f/tip_solution/bb_tel_02/shema_1.pdf 47

Принимаем к установке шкаф КРУ «Классика» D-12P серийно выпускаемые ООО «ЭТЗ «Вектор» (г. Воткинск) по ТУ 3414-001-81247165-200949 (с силовым выключателем ISM15_LD_1) – базовое исполнение шкафов КРУ номинальным напряжением 6(10) кВ, с номинальным током главных цепей до 4000 А. В КРУ «Классика» серий D-12P(PT) и D-24P выключатели, секционные разъединители и трансформаторы напряжения устанавливаются на кассетных выдвижных элементах (КВЭ) в средней части шкафа, что позволяет добиться нового уровня в функциональности распределительных устройств. Расположение КВЭ на комфортной для персонала высоте в КРУ, снижения его массы и трения в подвижных частях, применение механизма перемещения КВЭ, действующего на всем его ходу, благоприятно сказывается на условиях обслуживания и ремонта оборудования. Кроме того, размещение КВЭ в средней части позволяет увеличить полезный объем отсека присоединений и обеспечить свободный доступ к нему с фасадной стороны, что позволяет перейти к одностороннему обслуживанию и существенно повысить удобство монтажа и эксплуатации. Большой объем отсека присоединений позволяет разместить в нем дополнительное оборудование, например трансформаторы напряжения на собственной выдвижной конструкции, что дает возможность организовать контроль напряжения на вводе в габаритах одного шкафа КРУ. Конструкцией предусмотрена возможность демонтажа металлической перегородки между отсеками КВЭ и присоединений, что увеличивает пространство для доступа к кабельным линиям и еще больше повышает удобство обслуживания КРУ. 5.2 Проверка выбранных кабелей по условию термической стойкости к току КЗ 5.2.1 Проверка кабельного ввода линии Л-10-02, (точка КЗ, К-1) По длительно допустимому току был выбран кабель марки АСБ 3*150 = 205(А) < 210 (А) – допустимый длительный ток для кабеля марки АСБ 3*15050. Так как в данном случае нагрузка проводника до КЗ близка к продолжительно допустимой, то согласно РД 153-34.0-20.527-98 минимальное сечение проводника, отвечающее условию термической стойкости при КЗ, следует определять по формуле: 51 49 Техническая информация КРУ-12-РТ ООО «ЭТЗ «Вектор»» https://www.tavrida.com/upload/iblock/192/192bcea7e74b4310cdba459bec427231.pdf 50 Пункт 3.4.1. ВКР. 51 РД 153-34.0-20.527-98 Формула (8.21) 48

Где: Полный импульс квадратичного тока КЗ в точке К-1. Значение параметра СТ для кабелей 10кВ с алюминиевыми жилами.52 мм минимальное сечение жил кабеля, отвечающее условию термической стойкости при КЗ. Вывод: выбранный кабель марки АСБ 3*150, имеющий жилы сечением 150 мм2, соответствует условию термической стойкости току КЗ. 5.2.2 Проверка кабельного ввода линии Л-17-08 (точка КЗ, К-2) По длительно допустимому току был выбран кабель марки АСБ-3*95 = 138,1 (А) < 155 (А) – длительно допустимый ток для кабеля марки АСБ-3*9553. Так как в данном случае нагрузка проводника до КЗ близка к продолжительно допустимой, то согласно РД 153-34.0-20.527-98 минимальное сечение проводника, отвечающее условию термической стойкости при КЗ, следует определять по формуле (5.2). Где: по формуле где: Полный импульс квадратичного тока КЗ в точке К-2. Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ для точки К-2 Значение постоянной, времени затухания апериодической составляющей тока а КЗ для сетей 10 кВ54. Отк Время отключения (расчетная продолжительность КЗ, с) времени действия релейной защиты Отк В Отк В мс с РЗ Отк складывается из и полного времени отключения выключателя (Полное время отключения ВВ – интервал времени между началом операции отключения и моментом погасания дуги во всех полюсах коммутационного модуля)55. В качестве устройств релейной защиты, применяется БМРЗ, обладающий высоким быстродействием от 0,00 с. Полный импульс квадратичного тока КЗ в точке К-2. 52 РД 153-34.0-20.527-98 Таблица 8.3 53 Пункт 3.4.2. ДП. Таблица П2.6 данного ДП 55 Руководство по эксплуатации ВВ/TEL-10 http://www.energobastion.ru/f/tip_solution/bb_tel_02/shema_1.pdf 54 49

Значение параметра для кабелей 10кВ с алюминиевыми жилами.56 Тогда: минимальное сечение жил кабеля, отвечающее условию термической стойкости при КЗ. Вывод: выбранный кабель марки АСБ 3*95, имеющий жилы сечением 150 мм 2, соответствует условию термической стойкости току КЗ. 5.2.3 Проверка кабельного ввода линии Л-1-05 (точка КЗ, К-3) По экономической плотности ток был выбран кабель марки АСБ-3*3557 = 36,80 (А) 80 (А) – длительно допустимый ток для кабеля марки АСБ-3*3558. Так как в данном случае нагрузка проводника до КЗ далека от продолжительно допустимой, то ранее используемая формула (5.1), для определения минимального сечения проводника отвечающее условию термической стойкости при КЗ, не подходит. В этом случае согласно РД 153-34.0-20.527-98 минимального сечения проводника отвечающее условие термической стойкости при КЗ, следует определять по формуле: 59 Где: где: по формуле кА П Полный импульс квадратичного тока КЗ в точке К-3. Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ для точки К-3 Значение постоянной, времени затухания апериодической составляющей тока а КЗ для сетей 10 кВ60. Отк Время отключения (расчетная продолжительность КЗ, с) времени действия релейной защиты Отк В Отк В мс с РЗ Отк складывается из и полного времени отключения выключателя (Полное время отключения ВВ – интервал времени между началом операции отключения и моментом погасания дуги во всех полюсах коммутационного модуля)61. 56 РД 153-34.0-20.527-98 Таблица 8.3 57 Пункт 3.3.3. ДП. ПУЭ.7 Таблица 1.3.18. 58 59 60 61 РД 153-34.0-20.527-98 Формула (8.20) Таблица П2.6 данного ДП. Руководство по эксплуатации ВВ/TEL-10 http://www.energobastion.ru/f/tip_solution/bb_tel_02/shema_1.pdf 50

В качестве устройств релейной защиты, применяется БМРЗ, обладающий высоким быстродействием от 0,00 с. П Отк кА а с Полный импульс квадратичного тока КЗ в точке К-3. к доп и значения н соответствующие предельно допустимой и начальной температурам, определяется по кривым из рисунка П 2.7., в зависимости от материала изготовления, начальной температуры и предельно допустимые температуры нагрева проводников при коротких замыканиях определяемые из таблицы 8.1 РД 153-34.0-20.52798. В кабелях марки АСБ применяется алюминий марки АМ, тогда по кривой 362 по начальной получим: н А с мм н и предельно допустимым температурам нагрева проводников при коротких замыканиях, где 63 доп для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение, 6- 10 кВ. получим: к доп А с мм Тогда: минимальное сечение жил кабеля, отвечающее условию термической стойкости при КЗ. Вывод: выбранный по экономической плотности тока кабель марки АСБ-3*35, соответствует условию термической стойкости току КЗ. 5.2.4 Проверка кабельного ввода линии Л-1-07 (точка КЗ, К-4) По экономической плотности ток был выбран кабель марки АСБ-3*5064 = 62,82 (А) < 105 (А) – длительно допустимый ток для кабеля марки АСБ-3*5065. Так как в данном случае нагрузка проводника, до КЗ далека от продолжительно допустимой, то согласно РД 153-34.0-20.527-98, для определения минимального сечения проводника отвечающего условию термической стойкости при КЗ следует определять по формуле: Где: по формуле Полный импульс квадратичного тока КЗ в точке К-4. 62 Рисунок П2.7. данного ДП. РД 153-34.0-20.527-98 таблица 8.1. 64 Пункт 3.3.4 данного ДП. 65 ПУЭ-7 Таблица 1.3.18. 63 51

где: кА П Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ для точки К-4 Значение постоянной, времени затухания апериодической составляющей тока а КЗ для сетей 10 кВ66. Время отключения (расчетная продолжительность КЗ, с) времени действия релейной защиты складывается из и полного времени отключения выключателя (Полное время отключения ВВ – интервал времени между началом операции отключения и моментом погасания дуги во всех полюсах коммутационного модуля)67. В качестве устройств релейной защиты, применяется БМРЗ, обладающий высоким быстродействием от 0,00 с. Полный импульс квадратичного тока КЗ в точке К-4. к доп и значения н соответствующие предельно допустимой и начальной температурам, определяется по кривым из рисунка П2.7., в зависимости от материала изготовления, начальной температуры и предельно допустимой температуры нагрева проводников при коротких замыканиях определяемые из таблицы 8.1, РД 153-34.0-20.527-98. В кабелях марки АСБ применяется алюминий марки АМ, тогда по кривой 368 по начальной получим: н А с мм н и предельно допустимым температурам нагрева проводников при коротких замыканиях, где 69 доп для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение, 6- 10 кВ. получим: к доп А с мм Тогда: минимальное сечение жил кабеля, отвечающее условию термической стойкости при КЗ. 66 Таблица П2.6 данного ДП. Руководство по эксплуатации ВВ/TEL-10 http://www.energobastion.ru/f/tip_solution/bb_tel_02/shema_1.pdf 68 Рисунок П2.7. данного ДП. 69 РД 153-34.0-20.527-98 таблица 8.1. 67 52

Вывод: выбранный по экономической плотности тока кабель марки АСБ-3*50, соответствует условию термической стойкости току КЗ. Проверка кабельного ввода линии Л-17-08, для аварийно-ремонтного режима 2 (точка КЗ, К-1ар) 5.2.5 Данная проверка не имеет смысла, так как ввод линии Л-17-08 прошёл проверку на термическую стойкость к току КЗ, при более тяжёлом режиме, в разделе 5.2.2 данного ДП. (Точки КЗ К-1 и К-1ар* совпадают, где начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ для точки К-1 больше (Таблица 4.2), следовательно, и полный импульс квадратичного тока КЗ в точке К-1 больше значит и минимальное сечение кабеля для точки КЗ К-1 также требуется больше.) (*Точка КЗ К-1ар, возникает при питании ЗРУ-1, в аварийно-ремонтном режиме, со стороны РП-17, такой режим возможен, поэтому нужна проверка и в этом режиме.) 5.3 Выбор измерительных трансформаторов тока Измерительный трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и устройств релейной защиты, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Токовые подключенные цепи к измерительных трансформатору приборов тока, имеют и устройств малое релейной защиты, сопротивление, поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме близкому к режиму КЗ. Трансформаторы тока, выбираемые для ЗРУ-1, предназначены для присоединения счётчиков денежного расчёта и для присоединения устройств релейной защиты, в нашем случае это блок «БМРЗ». Трансформаторы тока, предназначенные для присоединения счётчиков должны иметь класс точности 0,5S, для устройств релейной защиты 3-10. Погрешность трансформаторов тока зависит от вторичной нагрузки (сопротивления приборов, проводов, контактов, все приборы присоединяются к трансформатору тока последовательно). Трансформаторы тока устанавливается на каждое присоединение, их номинальный ток должен быть равен или незначительно больше максимального первичного тока, увеличение первичного тока, или его погрешность трансформатора тока. 53 значительное уменьшение, увеличивает

Выбирая трансформаторы тока, будем ориентироваться на информацию по КРУ-12-РТ ООО техническую «ЭТЗ «Вектор», устанавливающее данное оборудование в шкафы КРУ своего производства70. 5.3.1 Выбор измерительного трансформаторов тока в цепи линии Л-10-02 Максимальная нагрузка IМак ≈ 205 А. Принимаем к установке трансформатор тока ТОЛ-10 0,5S/10P-300/5 У2. Опорный трансформатор тока, одновитковый (первичная обмотка), с литой смоляной изоляцией, номинальным напряжением 10кВ, с двумя вторичными обмотками: классов точности 0,5S (для расчетных счётчиков) и 10Р (для устройств релейной защиты), первичным током 300А и вторичным током 5А. 70 Техническая информация КРУ-12-РТ ООО «ЭТЗ «Вектор»» Раздел 5 Основное встраиваемое оборудование https://www.tavrida.com/upload/iblock/192/192bcea7e74b4310cdba459bec427231.pdf 54

Таблица 5.2 Выбор измерительного трансформатора тока в цепи Л-10-02. Условия выбора Расчётные данные кВ Уст Ном Напряжение эл. установки. А Мак Ном Макс. ток присоединения. кА У Дин Ток электродинамической стойкости ТТ. 72 кА с 10 Каталожные данные71. ТОЛ-10 0,5S/10P-300/5 У2* 10 205 300 3,5264 100 Электротермическая стойкость Где: кА Где: тепловой импулис = полному импульсу с 0,2156 квадратичного тока КЗ в точке К-1. кА с кА ток термической стойкости каталог ТТ. с время терм. стойкости каталог ТТ. Номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте 0,173 до 30 мощности cosφ = 0,8, ВА. вторичной обмотки для измерений Номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте 0,274 15 мощности cosφ = 0,8, ВА. вторичной обмотки для защиты В качестве коммерческого прибора учёта принимаем счётчик эл. энергии ПСЧ4TM.05МК Данный счетчики предназначены для, многотарифного учета активной и реактивной электрической энергии (в том числе и с учетом потерь). Ведения массивов профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования (в том числе и с учетом потерь), фиксации максимумов мощности, измерения параметров трехфазной сети и параметров качества электрической энергии. Счетчики могут применяться как 71 Таблица П.2.7 ВКР. Л. Д. Рожкова В. С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций. Москва Энергоатомиздат 1987год. § 4.11 стр.373. 73 ПСЧ-4TM.05МК Технические характеристики http://audit-energy.ru/d/1396545/d/psch-4tm05mk.pdf 74 Руководство по эксплуатации «БЛОК МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ БМРЗ» «ДИВГ.648228.014 РЭ» Таблица 2 https://www.mtrele.ru/files/filedoc/releynaya-zashita/bmrz-100/bmrz-100.pdf 72 55

средства коммерческого или технического учета электрической энергии на предприятиях промышленности и в энергосистемах, а также осуществлять учет потоков мощности в энергосистемах и межсистемных перетоках. Счетчики предназначены для работы как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электрической энергии (АИИС КУЭ) и автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ). В качестве устройств релейной защиты принимаем к установке Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-100. Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением от 0,4 до 35 кВ. Блок может быть установлен в релейных отсеках КРУ собственных нужд электростанций, на подстанциях сетевых, промышленных и коммунальных предприятий, на объектах нефтегазового комплекса, предприятиях горнодобывающей промышленности, на тяговых подстанциях железных дорог и метрополитена, на пунктах секционирования в распределительных сетях 6 - 35 кВ. 5.3.2 Выбор измерительного трансформаторов тока в цепи линии Л-17-08 Максимальная нагрузка IМак ≈ 138 А. Принимаем к установке трансформатор тока ТОЛ-10 0,5S/10P-150/5 У2. Первичным током 150А и вторичным током 5А. 56

Таблица 5.3 Выбор измерительного трансформатора тока в цепи Л-17-08. Условия выбора Расчётные данные кВ Уст Ном Напряжение эл. установки. А Мак Ном Макс. ток присоединения. кА У Дин Ток электродинамической стойкости ТТ. 76 кА с 10 Каталожные данные75. ТОЛ-10 0,5S/10P-150/5 У2 10 138 150 3,5264 52 Электротермическая стойкость Где: тепловой импулис = полному импульсу квадратичного тока КЗ в точке К-1. кА ток термической стойкости каталог ТТ. с время терм. стойкости каталог ТТ. Номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте мощности cosφ = 0,8, ВА. вторичной обмотки для измерений Номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте мощности cosφ = 0,8, ВА. вторичной обмотки для защиты Где: 0,2156 кА с кА 0,177 до 30 0,278 15 с В качестве коммерческого прибора учёта принимаем счётчик эл. энергии ПСЧ4TM.05МК В качестве устройств релейной защиты принимаем к установке Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-100. 75 Таблица П.2.7 ВКР. Л. Д. Рожкова В. С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций. Москва Энергоатомиздат 1987год. § 4.11 стр.373. 77 ПСЧ-4TM.05МК Технические характеристики http://audit-energy.ru/d/1396545/d/psch4tm05mk.pdf 78 Руководство по эксплуатации «БЛОК МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ БМРЗ» «ДИВГ.648228.014 РЭ» Таблица 2 https://www.mtrele.ru/files/filedoc/releynaya-zashita/bmrz-100/bmrz-100.pdf 76 57

5.3.3 Выбор измерительного трансформаторов тока в цепи линии Л-1-05 Максимальная нагрузка IМак ≈ 37А. Принимаем к установке трансформатор тока ТОЛ-10 0,5S/10P-40/5 У2. Первичным током 40А и вторичным током 5А. Таблица 5.4 Выбор измерительного трансформатора тока в цепи Л-1-05. Условия выбора Расчётные данные кВ Напряжение эл. установки. А Мак Ном Макс. ток присоединения. кА У Дин Ток электродинамической стойкости ТТ. 80 кА с 10 Каталожные данные79. ТОЛ-10 0,5S/10P-150/5 У2 10 37 40 3,5264 17,5 Уст Ном Электротермическая стойкость Где: тепловой импулис = полному импульсу квадратичного тока КЗ в точке К-1. кА ток термической стойкости каталог ТТ. с время терм. стойкости каталог ТТ. Номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте мощности cosφ = 0,8, ВА. вторичной обмотки для измерений Номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте мощности cosφ = 0,8, ВА. вторичной обмотки для защиты Где: 0,2156 кА с кА 0,181 до 30 0,282 15 с В качестве коммерческого прибора учёта принимаем счётчик эл. энергии ПСЧ4TM.05МК. 79 Таблица П.2.7 ВКР. Л. Д. Рожкова В. С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций. Москва Энергоатомиздат 1987год. § 4.11 стр.373. 81 ПСЧ-4TM.05МК Технические характеристики http://audit-energy.ru/d/1396545/d/psch4tm05mk.pdf 82 Руководство по эксплуатации «БЛОК МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ БМРЗ» «ДИВГ.648228.014 РЭ» Таблица 2 https://www.mtrele.ru/files/filedoc/releynaya-zashita/bmrz-100/bmrz-100.pdf 80 58

В качестве устройств релейной защиты принимаем к установке, блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-100. 5.3.4 Выбор измерительного трансформаторов тока в цепи линии Л-1-07 Максимальная нагрузка IМак ≈ 63 А. Принимаем к установке трансформатор тока ТОЛ-10 0,5S/10P-100/5 У2. Первичным током 100А и вторичным током 5А. Таблица 5.5 Выбор измерительного трансформатора тока в цепи Л-1-07. Условия выбора Напряжение эл. установки. Макс. ток присоединения. Ток электродинамической стойкости ТТ. Расчётные данные Каталожные данные83. ТОЛ-10 0,5S/10P-150/5 У2 10 10 63 100 3,5264 52 84 Электротермическая стойкость Где: тепловой импулис = полному импульсу квадратичного тока КЗ в точке К-1. ток термической стойкости каталог ТТ. время терм. стойкости каталог ТТ. Номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте мощности cosφ = 0,8, ВА. вторичной обмотки для измерений Номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте мощности cosφ = 0,8, ВА. вторичной обмотки для защиты Где: 0,2156 0,185 до 30 0,286 15 В качестве коммерческого прибора учёта принимаем счётчик эл. энергии ПСЧ4TM.05МК В качестве устройств релейной защиты принимаем к установке Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-100. 83 Таблица П.2.7 ДП. Л. Д. Рожкова В. С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций. Москва Энергоатомиздат 1987год. § 4.11 стр.373. 85 ПСЧ-4TM.05МК Технические характеристики http://audit-energy.ru/d/1396545/d/psch4tm05mk.pdf 86 Руководство по эксплуатации «БЛОК МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ БМРЗ» «ДИВГ.648228.014 РЭ» Таблица 2 https://www.mtrele.ru/files/filedoc/releynaya-zashita/bmrz-100/bmrz-100.pdf 84 59

5.4 Измерительный Выбор измерительных трансформаторов напряжения трансформатор напряжения предназначен, высокого напряжения до стандартного значения для понижения и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформатор напряжения работает в режиме, близком к холостому ходу, так как сопротивление параллельно включенных к нему приборов большое и ток, потребляемый ими, невелик. Трансформаторы напряжения, выбираемые для ЗРУ-1, предназначены для присоединения счётчиков денежного расчёта, для присоединения устройств релейной защиты, в нашем случае это блок БМРЗ и для присоединения вольтметра предназначенного для контроля фазного и межфазного напряжения на сборных шинах ЗРУ. Трансформаторы напряжения, предназначенные для присоединения счётчиков должны иметь класс точности 0,5S, для устройств релейной защиты 3. Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных к вторичной обмотке трансформаторов напряжения, не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, так как в противном случае это приведёт к увеличению погрешности. Трансформаторы напряжения устанавливается на каждую секцию шин ЗРУ. Выбирая трансформаторы напряжения, будем ориентироваться на техническую информацию по КРУ-12-РТ, ООО «ЭТЗ «Вектор» устанавливающее данное оборудование в шкафы КРУ своего производства87. Принимаем к установке трансформатор напряжения типа НАЛИ-СЭЩ-10-_-0,2/0,5/3Р-_У2 , трансформатор напряжения, имеется антирезонансная обмотка, с литой изоляцией, с обмоткой для контроля изоляции, Самара электрощит (зарегистрированный товарный знак изготовителя), класс напряжения 10 кВ, конструктивный вариант исполнения Х, класс точности основной обмотки 0,5 и обмотки контроля изоляции 3, номинальная трехфазная мощность, В·А, категория размещения по ГОСТ 15150-69, климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69. 87 Техническая информация КРУ-12-РТ ООО «ЭТЗ «Вектор»» Раздел 5 Основное встраиваемое оборудование https://www.tavrida.com/upload/iblock/192/192bcea7e74b4310cdba459bec427231.pdf 60

Таблица 5.6 Выбор измерительного трансформатора напряжения для I и II СШ ЗРУ-1. Каталожные данные НАЛИ-СЭЩ-10-1-0,2/0,5/3Р-15 У2 10 Условия выбора Расчётные данные кВ Уст Ном Класс напряжения 10 Класс точности Расчетные счётчики: 0,5 0,5 В А Номинальная мощность. 12,1 15 Приб Ном В качестве коммерческого прибора учёта принимаем счётчик эл. энергии ПСЧ4TM.05МК В качестве устройств релейной защиты принимаем к установке Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-100 Таблица 5.7 Расчёта нагрузок для измерительного трансформатора напряжения. Приборы Счётчик электроэнергии БМРЗ-100 Вольтметр Э-365 Итого S Мощность (В*А) Количество (шт) Общая мощность (В*А)88 1,189 3+3 6,6 0,2590 291 3+3 1+1 1,5 4 б: 12,1 Удвоенное количество приборов обусловлено тем, что при выходе из строя одного из трансформаторов напряжения, иметь возможность запитать вторичные цепи напряжения от другого ТН, без потери точности измерений. Измерительный трансформатор напряжения НАЛИСЭЩ-6(10) представляет собой трехфазную антирезонансную группу. Трехфазная антирезонансная группа НАЛИ-СЭЩ6(10) состоит из четырех залитых эпоксидным компаундом трансформаторов, закрепленных на установочной раме. Рис.5.1 Измерительный трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-6(10) 88 Таблица П2.8 ВКР. ПСЧ-4TM.05МК Технические характеристики http://audit-energy.ru/d/1396545/d/psch4tm05mk.pdf 90 Руководство по эксплуатации «БЛОК МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ БМРЗ» «ДИВГ.648228.014 РЭ» Таблица 2 https://www.mtrele.ru/files/filedoc/releynaya-zashita/bmrz-100/bmrz-100.pdf 91 Л. Д. Рожкова В. С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций. Москва Энергоатомиздат 1987год. приложение, стр.635,Таблица П4.7. 89 61

Три однофазных измерительных трансформатора напряжения НОЛ-СЭЩ-6(10)2(4) (ТН) установлены основаниями в ряд. По типу конструкции они являются двухполюсными, т.е. имеют по два ввода первичной обмотки, расположенных на верхней части трансформатора, рассчитанных на полную изоляцию и удаленных от заземленных частей для уменьшения токов утечки по корпусу трансформатора. Выводы вторичных обмоток располагаются в нижней части трансформаторов. Четвертый трансформатор – трансформатор нулевой последовательности (ТНП), закреплен на трех трансформаторах ТН со стороны вводов первичной обмотки и выполняет функцию защиты измерительного блока литых трансформаторов от феррорезонансных процессов. Трансформатор ТНП - однофазный заземляемый трансформатор напряжения с разделенными на два стержня обмотками. Он имеет три плоских контактных вывода первичной обмотки, электрически связанных между собой внутри трансформатора. Три контакта первичной обмотки ТНП соединяются с тремя вводами Х, Y, Z измерительных ТН болтовыми соединениями М10, обеспечивая тем самым соединение в «звезду» первичных обмоток ТН. Заземление производится через вывод Х0 первичной обмотки ТНП. Каждый ТН, входящий в состав трехфазной группы трансформаторов напряжения НАЛИ-СЭЩ-6(10)-1 имеет по две вторичных обмотки, одна из которых – основная, соединяется в «звезду» и предназначена для питания измерительных приборов и цепей защитных устройств, а вторая – дополнительная соединяется в «разомкнутый треугольник» и служит для питания цепей защитных устройств и контроля изоляции сети. Трехфазная группа работает следующим образом. В нормальном режиме на вводах измерительных трансформаторов, соединенных в «звезду», функционируют линейные и фазные напряжения, на вводах «ад–хд» вторичной обмотки трансформатора ТНП напряжение не превышает 3 В. При замыкании одной из фаз на землю напряжение на вводах «ад–хд» повышается до 100 ± 10 В. Вывод «О» первичной обмотки ТНП оказывается под напряжением замкнувшейся первичная фазы. обмотка Таким образом, замкнувшейся первичная обмотка трансформатора ТНП и фазы трансформатора НОЛ-СЭЩ-6(10)-3, соединенная в звезду, окажутся под фазным напряжением. Одновременно напряжения на двух других неповрежденных фазах, не поднимутся до линейных, а остаются фазными. Этим определяется соответственно сохранение трех фаз в цепях измерения и учета. При этом исключается режим возникновения феррорезонанса, вызывающий повреждение измерительных ТН. 62

5.5 Выбор трансформаторов собственных нужд ТСН-1 и ТСН-2 Трансформатор собственных нужд ЗРУ предназначен для электроснабжения основного и вспомогательного оборудования ЗРУ. ТСН служит источником оперативного тока для блоков управления выключателей и для питания блоков «БМРЗ». ТСН нужен для работы освещения ЗРУ и внутреннего освещения ячеек, а также для питания электрообогрева ЗРУ. От ТСН работают штепсельные розетки, расположенные в помещении ЗРУ предназначенные для подключения приборов используемые для наладки и испытаний электрооборудования оборудования и устройств ЗРУ. Эти розетки применяются и для подключения электроинструмента применяемого в ЗРУ для ремонтных работ. 5.5.1 Расчет требуемой мощности собственных нужд ЗРУ-1 Таблица 5.8 «Нагрузка собственных нужд ЗРУ» № п/п Нагрузка 1 Модуль управления выключателем 2 Солинойд эл.магнитного привода выключателя. 3 4 5 6 7 8 Блок «БМРЗ» Освещение ячеек Освещение помещения ЗРУ-1 Освещение уличной территории ЗРУ-1 Обогрев помещения ЗРУ-1 Розетки Итого: Единичная Суммарная Количество мощность. мощность. (шт) (Вт) (Вт) U * I = 230 * 0,03 * *** 30мА = 0,03А 5 34,5 = 6,9 Вт Мощность потребляемая от источника оперативного питания зависит от применяемого модуля управления92. Так как эл.магнит выключателя для включения и отключения, запитывается от батареи малогабаритных конденсаторов установленных в модуле управления. Заряд которых происходит самим модулем управления. 14Вт** 5*** 70 **** 7Вт 10 70 Потребляемый Ток (А) 100Вт 6 600 100Вт 2 200 1000 Вт 6 6000 6000 12974 * самый большой ток в режиме блокировки от повторных включений.93 **Мощность, потребляемая блоком от источника оперативного питания в дежурном режиме, - не более 8 Вт, в режиме срабатывания защит - не более 14 Вт94. *** 5 количество ячеек с выключателями (4 линейных + 1 секционная). **** 10 общее количество ячеек на ЗРУ-1. РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ВВ/TEL ВАКУУМНЫЙ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ Таблица 1, строка 20. https://energobastion.ru/f/tip_solution/bb_tel_02/shema_1.pdf 93 ТШАГ 468332.021 РЭ руководство по эксплуатации «Блок управления BU/TEL-220-05A для коммутационных модулей серии ISM15_LD» Таблица 1.2. 94 Руководство по эксплуатации ДИВГ.648228.014 РЭ БЛОК МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ БМРЗ П.1.5.1.4 92 63

5.5.2 Выбор трансформаторов собственных нужд ТСН-1 и ТСН-2 Выбирая трансформаторы собственных техническую информацию по КРУ-12-РТ, нужд, будем ориентироваться на ООО «ЭТЗ «Вектор», устанавливающее данное оборудование в шкафы КРУ своего производства95. На основании проведённых расчётов принимаем к установке два трансформатора собственных нужд марки ТЛС-16 (Трансформатор сухой с литой изоляцией мощностью 16 кВА). Сухие трансформаторы с литой изоляцией ТЛС-16 мощностью 16 кВА предназначены для энергоснабжения объектов энергетики и подстанций промышленных предприятий. Таблица 5.9 «Технические характеристики трансформатора ТЛС-16». Марка Транс-ра ТЛС-16 5.6 Напряжение кВ ВН НН 10 0,4 Мощ-ть, кВА Напр КЗ, % 16 4 Потери, Вт КЗ ХХ ∑ 430 160 590 Ток ХХ, % 2 Выбор средств защиты электрооборудования от перенапряжений В качестве основных средств защиты электрооборудования от коммутационных и грозовых перенапряжений, вместо ранее используемых вентильных разрядников, при проектировании, эксплуатации, техническом перевооружении и реконструкции электроустановок, рекомендуется применять ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН), соответствующих классов напряжения. Выбирая ограничители перенапряжения, будем ориентироваться на техническую информацию по КРУ-12-РТ, ООО «ЭТЗ «Вектор», устанавливающее данное оборудование в шкафы КРУ своего производства96. К установке принимаем ОПН марки «ОПН-РТ/TEL -10/11,5 УХЛ2». ОПН-РТ/TEL-10/11,5УХЛ2 предназначены для гарантированной защиты наиболее ответственного электрооборудования в сетях класса напряжения 10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью. ОПН-РТ/TEL-10/11,5 УХЛ2 рекомендуется применять 95 Техническая информация КРУ-12-РТ ООО «ЭТЗ «Вектор»» Раздел 5 Основное встраиваемое оборудование https://www.tavrida.com/upload/iblock/192/192bcea7e74b4310cdba459bec427231.pdf 96 Техническая информация КРУ-12-РТ ООО «ЭТЗ «Вектор»» Раздел 5 Основное встраиваемое оборудование https://www.tavrida.com/upload/iblock/192/192bcea7e74b4310cdba459bec427231.pdf 64

в условиях частых и интенсивных воздействий перенапряжений для защиты трансформаторов, изоляции кабельных сетей и другого ответственного оборудования. Таблица 5.10 «Технические характеристики ОПН-РТ/TEL-10/11,5 УХЛ2»97. Наименование параметра 1 Класс напряжения сети, кВ 2 Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ (действ.) Данные параметра 10 11,5 3 Класс разряда линии II 4 Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА 10 5 Пропускная способность, А 550 Остающееся напряжение кВ (ампл.), не более: -при коммутационном импульсе тока 6 125 А, 30/60 мкс 25,4 7 250 А, 30/60 мкс 26,9 8 500 А, 30/60 мкс 27,6 - при грозовом импульсе тока 9 5000 А, 8/20 мкс 32,8 10 10000 А, 8/20 мкс 35,8 11 20000 А, 8/20 мкс 40,1 12 - при крутом импульсе тока 10000 А, 1/10 мкс 41,2 13 Ток проводимости, мА (действ), не более 0,7 14 Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА 100 15 Удельная энергия, кДж/кВ 5,5 16 Ток взрывобезопасности, кА 20 97 Техническое описание «Ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН) серии ОПН/TEL» Таблица 2 http://e-tmm.ru/userfiles/file/TO%20OPN-KP%20(PT).pdf 65

6 На ЗРУ-1 ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ЗРУ-1 предусмотрено три вида заземлений: защитное, рабочее, молниезащитное. Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановки. К защитному относятся заземления металлических нетоковедущих частей установки, нормально не находящихся под напряжением, но которые могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного уровня. Рабочее заземление предназначено для создания нормальных условий работы электроустановок и устройств релейной защиты. К рабочему заземлению ЗРУ-1 присоединены нейтрали обмоток НН трансформаторов собственных нужд и измерительных трансформаторов напряжения. Молниезащитное заземление необходимо для обеспечения эффективной защиты ЗРУ-1 от грозовых перенапряжений. К молниезащитному заземлению относятся заземления ограничителей перенапряжения установленных на концевых опорах приходящих и отходящих линий, а также крыши ЗРУ. Заземляющее устройство состоит из заземлителя, находящегося в непосредственном соединении с землей, и проводников, соединяющих заземляемые части электроустановки с заземлителем. В электроустановках защитное, рабочее и молнезащитное заземления могут быть присоединены к одному заземлителю. Так как ЗРУ-1 это действующая электроустановка проходящая модернизацию, то на ЗРУ-1 уже имеется смонтированное заземляющее устройство. Сопротивления заземляющего устройства, по ранее проведённым замерам, составило 3,2 Ом. Согласно ПУЭ пункт 1.7.96. «В электроустановках напряжением выше 1 кВ в сети с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть. З где - ОЗЗ но не более Ом расчетный ток замыкания на землю, А. В качестве расчетного тока, в сетях без компенсации емкостных токов - принимается ток замыкания на землю. 66

На ЗРУ-1 для электроснабжения собственных нужд применяется система трёхфазного тока напряжением 380 В, в качестве источника служит ТСН, у которого к заземляющему устройству ЗРУ присоединена нейтраль обмотки НН. Согласно ПУЭ пункт 1.7.101. «Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генератора или трансформатора или выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не более 2, 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока. Это сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования естественных заземлителей.» Согласно СТО 56947007-29.240.02.001-200898 «Методические указания по защите распределительных электрических сетей напряжением 0,4-10 кВ от грозовых перенапряжений» «Пункт 3.1.8 Сопротивления заземляющих устройств деревянных опор, на которых установлены трубчатые разрядники, ОПН и защитные промежутки должны приниматься в соответствии с таблицей 2.2 настоящих указаний». Таблица 2.2 Наибольшие значения сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ. Удельное сопротивление грунта , Ом·м Сопротивление заземляющего устройства, Ом 6.1 100 и менее 10 100 до 500 15 500 до 1000 20 1000 до Более 5000 5000 30 Проверка заземляющего устройства ЗРУ-1 на соответствие ПУЭ пункт 1.7.96 Согласно которому: З где - ОЗЗ но не более Ом расчетный ток замыкания на землю, А. В качестве расчетного тока, в сетях без компенсации емкостных токов - принимается ток замыкания на землю. 98 СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО "ФСК ЕЭС" 67

6.2 Расчёт тока однофазного замыкания на землю на шинах ЗРУ-1 При определении ОЗЗ используем метод, основанный на определении удельного емкостного тока замыкания на землю. Рис.6.1 Упрощенная схема эл.сети 10кВ «ЗРУ1, РП-17» 6.2.1.Расчёт тока однофазного замыкания на землю на шинах ЗРУ-1, для точки ОЗЗ-1 Точка ОЗЗ-1 соответствует нормальному режиму работы данной сети. ПС-10 «Кемь» секционный выключатель отключён, РП-17 секционный выключатель отключён, ЗРУ-1 секционный выключатель включён, условно выключатели линий включены. ЗРУ-1 получает питание по линии Л-10-02. 68 непоказанные

Ёмкостной ток для кабельных линий точки ОЗЗ-1 (Л-10-02) С КЛ Ном Уд А КЛ 99 Где: кВ - номинальное линейное напряжение сети. Ном рад с круговая частота сети. Гц частота переменного тока сети ( Уд удельная общая емкость кабельных линии до точки ОЗЗ, мкФ/км; КЛ общая протяжённость кабельных линий до точки ОЗЗ, км. Определим удельную общую емкость кабельных линии до точки ОЗЗ-1 (Л-10-02) руководствуясь схемой Рис-6.1. и таблицей П.2.8. А км Уд КЛ Удельный ёмкостной кабельных линий линии100 ОЗЗ-1 (Л-10-02). Определим общую протяжённость кабельных линии до точки ОЗЗ-1 (Л-10-02) м КЛ км Общая протяжённость кабельных линии до точки ОЗЗ-1 (Л-10-02) Тогда: С КЛ Ном Уд А КЛ Ёмкостной ток для кабельных линий точки ОЗЗ-1 (Л-10-02) Ёмкостной ток для воздушных линий точки ОЗЗ-1 (Л-10-02) ВЛ Где: Ном Ном 101 ВЛ кВ - номинальное линейное напряжение сети. коэффициент, зависящий от конструкции воздушной линии, для линий 6-10 кВ принимается равным 2,7. ВЛ общая протяжённость воздушных линий до точки ОЗЗ, км (Л-10-02) Определим общую протяжённость воздушных линии до точки ОЗЗ-1 (Л-10-02) м ВЛ 99 км * СТО ДИВГ -058-2017 Методические указания. «Расчет токов коротких замыканий и замыканий на землю в распределительных сетях». Формула (6.1) (* СТО ДИВГ – шифр для техдокументации ООО «НТЦ «Механотроника» который разрабатывает и серийно выпускает микропроцессорные устройства релейной защиты.) 100 Таблица П.2.8. данного ДП. * СТО ДИВГ -058-2017 Методические указания. «Расчет токов коротких замыканий и замыканий на землю в распределительных сетях». Формула (6.2) 101 69

Общая протяжённость воздушных линии до точки ОЗЗ-1 (Л-10-02). Тогда: ВЛ Ном А ВЛ Ёмкостной ток для воздушных линий точки ОЗЗ-1 (Л-10-02). Ёмкостной и ток ОЗЗ для точки ОЗЗ-1 (Л-10-02) Ёмкостной и ток ОЗЗ для точки ОЗЗ-1 (Л-10-02). 6.2.2. Расчёт тока однофазного замыкания на землю на шинах ЗРУ-1, для точки ОЗЗ-2 Точка ОЗЗ-2 соответствует аварийно-ремонтному режиму работы данной сети. ПС-10 «Кемь» секционный выключатель отключён, РП-17 секционный выключатель включён, ЗРУ-1 секционный выключатель включён, ЗРУ-1 условно непоказанный выключатель линий Л-10-02 включен, условно непоказанные выключатели остальных линий включены. ЗРУ-1 получает питание по линиям Л-10-20 и Л-17-08 через РП-17. Ёмкостной ток для кабельных линий точки ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08) По формуле (6.1) Где: Ном кВ - номинальное линейное напряжение сети. рад с круговая частота сети. Гц частота переменного тока сети ( Уд удельная общая емкость кабельных линии до точки ОЗЗ, мкФ/км; КЛ общая протяжённость кабельных линий до точки ОЗЗ, км. Определим удельную общую емкость кабельных линии до точки ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08) руководствуясь схемой Рис-6.1. и таблицей П.2.8. А км Уд КЛ Удельный ёмкостной кабельных линий линии102 ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08). Определим общую протяжённость кабельных линии до точки (Л-10-20 + Л-17-08). м КЛ км Общая протяжённость кабельных линии до точки ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08). 102 Таблица П.2.8. данного ДП. 70 ОЗЗ-2

Тогда: С КЛ Ном Уд А КЛ Ёмкостной ток для кабельных линий точки ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08). Ёмкостной ток для воздушных линий точки ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08) По формуле (6.2). Где: кВ - номинальное линейное напряжение сети. Ном коэффициент, зависящий от конструкции воздушной линии, для линий 6-10 кВ принимается равным 2,7. ВЛ общая протяжённость воздушных линий до точки ОЗЗ, км Определим общую протяжённость воздушных линии до точки ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08). Общая протяжённость воздушных линии до точки ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08). Тогда: ВЛ Ном А ВЛ Ёмкостной ток для воздушных линий точки ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08). Ёмкостной ток и ток ОЗЗ для точки ОЗЗ-2 (Л-10-20 + Л-17-08) Ёмкостной и ток ОЗЗ для точки ОЗЗ-3 (Л-10-20 + Л-17-08). 6.3 Проверка заземляющего устройства ЗРУ-1 на соответствие ПУЭ Проверим заземляющего устройства ЗРУ-1 на соответствие ПУЭ пункт 1.7.96 Согласно которому: З где: ОЗЗ но не более Ом самый большой расчетный ток замыкания на землю. Тогда: Ом З Требуемое сопротивление заземлителя ЗРУ-1 для РУ-10кВ согласно ПУЭ пункт 1.7.96. 71

6.4 Вывод Исходя из требований: ПУЭ пункт 1.7.96., 1.7.101. и согласно СТО 5694700729.240.02.001-2008103, требуемое сопротивление заземлителя ЗРУ-1, должно быть не более 4 Ом. Данное требование обусловлено, как было сказано выше, наличием на ЗРУ-1, ТСНов с заземлённой нейтралью обмоток НН и РУСН-0,4кВ. Так как уже имеющееся смонтированное заземляющее устройство, проведённым ранее замерам, имеет по сопротивление 3,2 Ом, что соответствует требованиям нормативным документам. Делаем вывод, что модернизация заземляющего устройства не требуется. 103 СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО "ФСК ЕЭС" 72

7 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ЗДАНИЯ ЗРУ-1 Руководствуясь ПУЭ-7 п.4.2.24. «В ОРУ, КРУ, КРУН и неотапливаемых ЗРУ, где температура окружающего воздуха может быть ниже допустимой для оборудования, должен быть предусмотрен подогрев в соответствии с действующими стандартами на оборудование». К установке на ЗРУ был принят, шкаф КРУ «Классика» D-12P (с силовым выключателем ISM15_LD_1), у которого нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха должно быть не ниже минус 25 °С 104. Руководствуясь ПУЭ-7 п.4.2.107. «В ремонтной зоне ЗРУ на время проведения ремонтных работ должна быть обеспечена температура не ниже плюс 5 °С». Согласно СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». температура воздуха наиболее холодной пятидневки для г.Кемь, где находится модернизируемая ЗРУ-1, составляет минус . Руководствуясь вышеуказанными ПУЭ и СП делаем вывод о необходимости установки обогрева для нормальной работы оборудования ЗРУ при наиболее холодной пятидневки и для проведения ремонтных работ. Расчётную температуру воздуха внутри ЗРУ принимаем +5 °С, согласно п.4.2.107. ПУЭ-7. Данные для расчета: о С - температура окружающей среды (наружного воздуха) для нар города Кемь105. вн о С - температура воздуха внутри ЗРУ.106 м с - средняя скорость ветра за январь107. Исходные данные размеров стен, потолка, полов в соответствии с проектом здания. 104 РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ КРУ D-12P http://tavrida.uplab.info/upload/iblock/58c/58c8243ccd87cfeefe788c14cde28943.pdf 105 СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». 106 ПУЭ-7 п.4.2.104 107 СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». 73

7.1 Расчёт тепловых потерь через стены здания Рисунок 7.1 Эскиз перекрытия стены В данном здании стены выполнены из силикатного кирпича 250*120*88 мм, толщина стены 1,5 кирпича 250 + 120 + 10 = 380 мм. Таблица 7.1 Исходные данные для расчёта стен № п/п Название материала Толщина, [δ] м 1 Кирпич силикатный 0,38 Коэффициент теплопроводности108 Вт [λ] м  С 0,7 Определим термическое сопротивление каждого слоя стены δ λ 109 Где: R - термическое сопротивление ограждающей конструкции,м2*˚С/Вт, δ - толщина слоя материала, м, λ - расчетный коэффициент теплопроводности материала слоя, Вт/(м∙˚С) Для стена из силикатного кирпича толщиной 1,5 кирпича. δ = 0,38 (м) толщина слоя материала λ = 0,7 (Вт/(м∙˚С)) расчетный коэффициент теплопроводности материала слоя. 108 109 Приложение таблица П.2.10. СП 23-101-2004 Проектирование тепловой защиты зданий п.9.1.1 74

Результаты расчёта занесём в таблицу 7.2 Таблица 7.2 Сводная таблица термических сопротивлений слоёв стены № п/п Обозначение Термическое сопротивление R, м 2  С Вт 1 0,54 Кирп Термическое сопротивление стенки. стен Сопротивление теплопередачи 110 Кирп многослойной однородной ограждающей конструкции. 111 Где: где: Вт м О С 112 – коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности ограждающей конструкции. где: 113 - коэффициент теплоотдачи наружной поверхности ограждающей конструкции. Мощность теплопотерь через ограждающие конструкции, стены здания выразим из: 114 Где: - Расчётная температура внутреннего воздуха. 110 СП 23-101-2004 Проектирование тепловой защиты зданий п.9.1.1 СП 23-101-2004 Проектирование тепловой защиты зданий п.9.1.2 112 СП 50.13330.2012 Тепловая защита зданий Таблица 4 113 СП 50.13330.2012 Тепловая защита зданий Таблица 6 114 СП 23-101-2004 Проектирование тепловой защиты зданий п.9.1.3. 111 75

О С – Расчётная температура наружного воздуха (средняя наиболее холодной пятидневки). n = 1 - Коэффициент, учитывающий зависимость положения ограждающей конструкции по отношению к наружному воздуху115. А – площадь стен дома без учёта дверей116. Общая площадь стен: (10м + 6м) * 2 * 4,2 м = 134,4м2 Площадь ворот: 2,3м * 2,3м * 1шт = 5,3 м2. Площадь дверей (запасной выход) 2м * 0,7м = 1,4м2 Площадь стен дома без учёта дверей и окон: А = 134,4 м2 – 5,3 м2 – 1,4 м2 = 127,7м2. Сопротивление теплопередачи Мощность теплопотерь через ограждающие конструкции, стены здания. 7.2 Расчет теплопотерь через крышу здания Рисунок 7.2 Эскиз перекрытия крыши В данном железобетонных здании крыша пустотных плит односкатная, толщиной не 220 утепленная, мм с выполнена полным из термическим сопротивлением. Вт м О С Мощность теплопотерь через ограждающие конструкции, крыши здания. по формуле (7,5). О Где: С - Расчётная температура внутреннего воздуха. О С – Расчётная температура наружного воздуха (средняя наиболее холодной пятидневки). 115 116 СНиП 23-02-2003 Тепловая защита зданий Тепловая защита зданий Таблица 6 Приложение 76

n = 1 - Коэффициент, учитывающий зависимость положения ограждающей конструкции по отношению к наружному воздуху117. А – Общая площадь крыши: 10м * 6м = 60 м2 118. Сопротивление теплопередачи железобетонной плиты Мощность теплопотерь через ограждающие конструкции, крыши здания. 7.3 Расчет теплопотерь через полы здания В данном здании полы выполнены из монолитного бетона толщиной 0,2 м и заглублением в грунт на 0,2м и без утепления. Таблица 7.3 Исходные данные для расчёта теплопотерь через полы119 № п/п Название материала Бетон 1 Коэффициент теплопроводности120 Толщина, [δ] м [λ] 0,2 Вт м  С 1,51 Термическое сопротивление пола здания по формуле (7.1) Таблица 7.4 Сводная таблица термических сопротивлений полов здания. Термическое сопротивление R, № Обозначение п/п 1 м 2  С Вт 0,13 бетон Сопротивление теплопередачи полов здания по (7.3) Где: где: Вт м О С 121 – коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности ограждающей конструкции. где: 122 - коэффициент теплоотдачи наружной поверхности ограждающей конструкции. 117 СНиП 23-02-2003 Тепловая защита зданий Тепловая защита зданий Таблица 6 Приложение 119 СП 50.13330.2012. Тепловая защита зданий. 120 Приложение таблица П.2.10. 121 СП 50.13330.2012 Тепловая защита зданий Таблица 4 122 СП 50.13330.2012 Тепловая защита зданий Таблица 6 118 77

м пол бетон Вт . Мощность теплопотерь через ограждающие конструкции полов здания. по формуле (7.5) Где: (м2 ) пол пол пол Вт Мощность теплопотерь через полы здания. 7.4 Расчет теплопотерь через двери В здании установлены двустворчатая ворота, площадью Авр = 2,30 * 2,30 = 5,3м2 и одностворчатые двери (запасной выход) Авр = 2* 0,7 = 1,4 м2 выполненные из железа с утеплителем из пенополистирола в середине, толщиной 0,07 м, коэффициент теплопроводности пенополистирола λпенпол = 0,037 Вт/(м*ОС) , Термическое сопротивление двери по формуле (7.1): Где: λпенпол = 0,037 Вт/(м*ОС)123 дв = 0,07 (м2) Сопротивление теплопередачи дверей (7.3): Теплопотери через ворота и двери здания по (7.5). Где: Адв = 5,3 м2 + 1,4 м2 = 6,7 (м2) - площадь ворот и дверей. ; 123 . СП-50-13330-2012 Тепловая защита зданий. Таблица 3. 78

Теплопотери через ворота и двери здания. 7.5 Расчет теплопотерь на инфильтрацию (вентиляцию) Составляющая нагрузка на систему отопления связана с нагревом поступающего холодного наружного воздуха, необходимого для вентиляции. Тепловой поток на нагрев приточного наружного воздуха (теплопотери на инфильтрацию): пнв инф пнв 124 Где: Qинф-тепловой поток на нагрев приточного наружного воздуха, Вт, (м3/ч) - расход приточного воздуха. Где: площадь здания (м3/ч) - Тогда: 3м3/ч по нормативным нормам минимальный расход приточного воздуха в помещения на 1 м2 площади помещений125 =1,441 (кг/м3)-средняя массовая плотность нагреваемого воздуха,кг/м3, при text = 28, c = 1,006 (кДж/(кг·°С))-теплоемкость воздуха, равная tint = + 5ОС text = - 28 ОС 3,6-переводной коэффициент кДж в Вт. Вт инф теплопотери на инфильтрацию (вентиляцию). 124 Варфоломеев Ю.М, Кокорин О.Я. Отопление и тепловые сети: учебник/ Варфоломеев Ю.М, Кокорин О.Я.-Москва: Издательский Дом «Инфра- М»,2010.-С 38 125 СП 60.13330.2012 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Приложение К. Таблица К.1. 79

7.6 Теплопотери здания Теплопотери здания определяют мощность отопительной установки: от стены крыш пол двери инф Вт . – требуемая мощность отопительной установки для не утеплённого здания. Рекомендуется произвести утепление здания ЗРУ-1 7.7 Расчёт тепловых потерь через утепленные стены здания Рисунок 7.3 Эскиз утеплёной стены здания ЗРУ-1 В данном здании стены выполнены из силикатного кирпича 250*120*88 мм, толщина стены 1,5 кирпича 250 + 120 = 350 мм. Утепление стены выполнено минеральной ватой «Урса» толщиной 150 мм Таблица 7.5 Исходные данные для расчёта стен № п/п 126 Название материала Толщина, [δ] м Коэффициент теплопроводности126 [λ] Вт м  С 1 Кирпич силикатный 0,38 0,7 2 Утеплитель «Урса» 0,15 0,036 Приложение таблица П.2.10. 80

Определим термическое сопротивление каждого слоя стены по (7.1) δ λ Результаты расчёта занесём в таблицу 7.6 Таблица 7.6 «Сводная таблица термических сопротивлений слоёв стены». № Термическое сопротивление R127, Обозначение п/п м 2  С Вт 1 0,54 Кирп 2 4,17 Утеп Термическое сопротивление стены по (7.2). стен Кирп Утеп термическое сопротивление утепленной стены. Сопротивление теплопередачи стены здания по (7.3). Где: где: О Вт м С – коэффициент теплоотдачи 129 - коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности ограждающей конструкции.128 где: Вт м О С наружной поверхности ограждающей конструкции.130 Вт м О С сопротивление теплопередачи утепленной стены. Мощность теплопотерь через , стены здания. по (7.5) О Где: С - Расчётная температура внутреннего воздуха. О С – Расчётная температура наружного воздуха (средняя наиболее холодной пятидневки). 127 Приложение таблица П.2.10. СП 50.13330.2012 Тепловая защита зданий Таблица 4 129 СП 50.13330.2012 Тепловая защита зданий Таблица 6 130 СП 23-101-2004 Проектирование тепловой защиты зданий п.9.1.2 Таблица 7. 128 81

n = 1 - Коэффициент, учитывающий зависимость положения ограждающей конструкции по отношению к наружному воздуху131. А – площадь стен дома без учёта дверей132. Общая площадь стен: (10м + 6м) * 2 * 4,2 м = 134,4м2 Площадь ворот: 2,3м * 2,3м * 1шт = 5,3 м2. Площадь дверей (запасной выход) 2м * 0,7м = 1,4м2 Площадь стен здания без учёта дверей и ворот: А = 134,4 м2 – 5,3 м2 – 1,4 м2 = 127,7 м2. Вт м О С Сопротивление теплопередачи Стен стены дома Вт мощность теплопотерь через утепленные стены здания 7.8 Расчет теплопотерь через утепленную крышу здания Рисунок 7.4 Эскиз перекрытия утепленной крыши. В данном здании крыша односкатная, утепленная, выполнена из железобетонных пустотных плит толщиной 220 мм с полным термическим сопротивлением. Утепление крыши выполнено утеплителем «Урса» толщиной 100мм. Определим термическое сопротивление слоя утеплителя крыши по (7.1). Где: δ = 100 мм = 0,1м толщина слоя утеплителя. λ = 0,036 Вт/(м∙˚С) - расчетный коэффициент теплопроводности утеплителя «Урса δ λ Вт м О С термическое сопротивление слоя утеплителя 131 132 СНиП 23-02-2003 Тепловая защита зданий Тепловая защита зданий Таблица 6 Приложение 82

Таблица 7.7 Сводная таблица термических сопротивлений слоёв крыши здания. № Термическое сопротивление R133, Обозначение п/п м 2  С Вт 1 0,17 2 2,8 Термическое сопротивление крыши по (7.2) О м Крыши плиты Утеп С Вт термическое сопротивление крыши. Мощность теплопотерь через ограждающие конструкции, крыши здания по (7,5). Где: - Расчётная температура внутреннего воздуха. – Расчётная температура наружного воздуха (средняя наиболее холодной пятидневки). n = 1 - Коэффициент, учитывающий зависимость положения ограждающей конструкции по отношению к наружному воздуху134. А – Общая площадь крыши: 10м * 6м = 60 м2 135. Вт м О С Сопротивление теплопередачи 7.9 Расчет теплопотерь через полы здания В данном здании полы выполнены из монолитного бетона толщиной 0,2 м с заглублением в грунт на 0,2м. Утепление есть только под свободной площадью полов, под ячейками утепление нет. 133 Приложение таблица П.2.10. СНиП 23-02-2003 Тепловая защита зданий Тепловая защита зданий Таблица 6 135 Приложение 134 83

Рисунок 7.5 Эскиз утеплённого пола здания ЗРУ. Рассчитаем теплопотери через утепленные полы здания. Утепление свободной площади выполнено следующим образом: поверх монолитного бетона толщиной 200мм уложены плиты пенополистерола плотностью 150 кг/м3 толщиной 75мм, залитого бетоном толщиной 75 мм армированного арматурой. Таблица 7.8 Исходные данные для расчёта теплопотерь через утепленные полы ЗРУ № п/п Толщина, Название материала 1 Бетон 2 3 Коэффициент теплопроводности [λ] [δ] м Вт м  С 0,2 1,51 Пенополистерол 0,075 0,05 Железобетон 0,075 1,69 Термическое сопротивление пола здания по (7.1) результаты расчёта занесём в таблицу 7.9 Таблица 7.9 Сводная таблица термических сопротивлений утеплёных полов здания. № п/п Термическое сопротивление R, Обозначение м 2  С Вт 1 0,13 2 1,5 3 0,044 Термическое сопротивление утепленных полов здания по (7.2) 84

бетон пенопол желбет Термическое сопротивление утепленных полов здания. Мощность теплопотерь через утепленные полы здания по формуле (7.5). Где: уте пол пол м где: пол неуте пол (м2 ) общая площадь пола здания ЗРУ. м неуте пол яч м общая площадь, занятая ячейками. тогда: уте пол пол м неуте пол площадь утеплённого пола. пол пол Вт утеп пол мощность теплопотерь через утепленные полы здания. Расчет теплопотерь через не утеплёные полы здания (занятые ячейками). Под ячеиками полы выполнены из монолитного бетона толщиной 0,2 м и заглублением в грунт на 0,2м и без утепления. Таблица 7.10 Исходные данные для расчёта теплопотерь через полы136 № п/п Название материала Толщина, [δ] м Бетон 1 Коэффициент теплопроводности [λ] 0,2 Вт м  С 1,51 Термическое сопротивление пола здания по (7.1) 7.11 Сводная таблица термических сопротивлений полов здания. Термическое сопротивление R, № Обозначение п/п 1 0,13 бетон Где: 136 м 2  С Вт неут пол (м2 ) СП 50.13330.2012. Тепловая защита зданий. 85

пол неут пол Вт Мощность теплопотерь через не утеплёные полы здания. 7.10 Расчет теплопотерь через двери В здании установлены двустворчатая ворота, площадью Авр = 2,30 * 2,30 = 5,3м2 и одностворчатые двери (запасной выход) Авр = 2* 0,7 = 1,4 м2 выполненные из железа с утеплителем из пенополистирола в середине, толщиной 0,07 м, коэффициент теплопроводности пенополистирола λпенпол = 0,037 Вт/(м*ОС) , Термическое сопротивление двери (7.1): Где: λпенпол = 0,037 Вт/(м*ОС)137 δ дв = 0,07 (м2) δ λ м О С Вт Сопротивление теплопередачи дверей (7.3): м дв О С Вт Теплопотери через ворота и двери здания по (7.5). Где: Адв = 5,3 м2 + 1,4 м2 = 6,7 (м2) - площадь ворот и дверей. О С; двери О С. две Вт Теплопотери через ворота и двери здания. 7.11 Расчет теплопотерь на инфильтрацию (вентиляцию) Составляющая нагрузка на систему отопления связана с нагревом поступающего холодного наружного воздуха, необходимого для вентиляции. 137 СП-50-13330-2012 Тепловая защита зданий. Таблица 3. 86

Тепловой поток на нагрев приточного наружного воздуха (теплопотери на инфильтрацию): пнв инф пнв 138 Где: Qинф-тепловой поток на нагрев приточного наружного воздуха, Вт, пнв дом Где: об дом Тогда: (м3/ч) - расход приточного воздуха. дом м ман площадь здания (м3/ч) - пнв 3м3/ч - по нормативным нормам минимальный расход приточного воздуха в помещения на 1 м2 площади помещений139 =1,441 (кг/м3)-средняя массовая плотность нагреваемого воздуха,кг/м3, при text = 28, c = 1,006 (кДж/(кг·°С)) - теплоемкость воздуха, равная tint = + 5ОС text = - 28 ОС 3,6-переводной коэффициент кДж в Вт. Вт инф 7.12 Теплопотери здания после утепления Теплопотери здания определяют мощность отопительной установки: от стены крыш ут пол Вт . – неут пол двери инф требуемая мощность отопительной установки для утеплённого здания ЗРУ-1. Для обогрева ЗРУ-1 принимаем к установке электроконвекторы мощностью 1000 Вт каждый, в количестве 6 шт. 138 Варфоломеев Ю.М, Кокорин О.Я. Отопление и тепловые сети: учебник/ Варфоломеев Ю.М, Кокорин О.Я.-Москва: Издательский Дом «Инфра- М»,2010.-С 38 139 СП 60.13330.2012 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Приложение К. Таблица К.1. 87

8 РАСЧЕТ ОСВЕЩЕНИЯ ПОМЕЩЕНИЯ ЗРУ-1 ПО МЕТОДУ КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СВЕТОВОГО ПОТОКА 8.1 Исходные данные помещений Характеристика помещения. Размеры: длина а = 10 м, ширина b = 6 м, высота подвеса светильника h =4 м. Отделка помещения: Потолок без отделки, бетон серого цвета. Стенынеоштукатуренные, силикатный кирпич цвет светло-серый. Пол- неокрашенный бетон с обработкой против пыли цвет тёмно серый. Основным осветительным приборами помещения, являются светодиодные светильники серии ДСП 4001 100Вт 4000К IP65 алюминий IEK, приспособленные для высоких пролетов предназначены для общего освещения производственных помещений. Светильники являются энергоэффективной заменой устаревших с традиционными источниками света ДРЛ, ДНаТ, МГЛ, имеют длительный срок службы, не требуют замены ламп и дополнительных эксплуатационных расходов. Высокая светоотдача светильника, 100 лм/Вт. Корпус из литого алюминия обеспечивает быстрое отведение тепла от диодов, что продлевает их срок службы. Высокий индекс цветопередачи Ra>80: естественные цвета освещаемых объектов. Компактный размер. Подвесной способ монтажа: простая установка светильника. Суммарной электртрической мощности, Pлам = n шт*100Вт и световым потоком светильника 100Вт Флам = 10000140лм. Коэффициент запаса: MF = 0,71141 . Коэффициенты отражения: потолка — 30, стен — 30, пола — 10 Енорм = 200 лк - для производственных помещений с характеристикой зрительной работы малой точности наименьший или эквивалентный размер объекта различения, (1-5мм). Пребывание людей, в помещении периодическое, при общем наблюдение за инженерными коммуникациями142. 140 Приложение 2 Технические характеристики светильника ДСП 4001 100Вт 4000К. СП 52.13330.2016 Таблица 4.3 142 СП 52.13330.2016 Таблица 4.1 141 88

8.2 Индекс помещения 143 Где: длина помещения ЗРУ-1 ширина помещения ЗРУ-1 м высота помещения ЗРУ-1 Определяем коэффициент использования, исходя из значений коэффициентов отражения и индекса помещения по таблице П.2.11. ВКР. Коэффициент использования: 8.3 . Определяем требуемое количество светильников Определяем требуемое количество светильников исходя из мощности выбранных ламп, и требуемых норм Енорм = 200 лк144 нор сп КПД Флам 145 Где: Eнорм = 200 лк - нормируемая освещенность; S = 60м2 - площадь помещения; Uсп = 0,36 - коэффициент использования (определяется по таблице П.2.11. в зависимости от соотношения коэффициентов отражения ( ) потолка, пола, стен и индексов помещения (i)); КПД = 100% - оптический КПД светового прибора146; Флам = 10000 лм - световой поток источника света; n =1 шт - кол-во источников света в световом приборе; MF = 0,71 - коэффициент эксплуатации. нор сп КПД шт Флам Требуемое количество светильников для освещения ЗРУ. 143 https://www.iek.ru/products/standard_solutions/download/svetovye-pribory-iek---tablicy-koehfficientovispolzovaniya.pdf 144 СП 52.13330.2016 Таблица 4.1 145 https://www.iek.ru/products/standard_solutions/download/svetovye-pribory-iek---tablicy-koehfficientovispolzovaniya.pdf 146 Таблица П.2.11. ВКР 89

Принимаем для установки 6 светильников, по 3шт. в ряд, над проходами, между ячеек и стеной ЗРУ. Суммарная мощность всех ламп, установленных в помещении составит Руст=6х100= 600 Вт, Фуст=10шт*630 лм=6300лм. Рассчитаем освещенность помещения с помощью выбранного количества светильников. Е Таблица 8.1. «Результаты расчета освещения помещения ЗРУ-1». Наименование S Eнорм Епом N Флам Фуст Pлампы Руст помещения м2 лк лк шт лм лм Вт Вт ЗРУ-1 60 200 213 6 10000 60000 100 600 8.4 Уличное освещение территории ЗРУ Для уличного освещения территории ЗРУ примем к установке: Светильники светодиодные консольные, ДКУ 1002-100Д 5000К IP65 серые IEK147, в количестве двух штук. Потребляемой электрической мощностью 100 Вт и мощностью светового потока 10000 Лм каждый. Для внутреннего освещения ячеек принимаем светодиодные лампы мощностью 7 Вт. По количеству ячеек на ЗРУ-1 требуется 10 шт. 147 https://www.iek.ru/products/catalog/svetotekhnika/ulichnoe_i_arkhitekturnoe_osveshchenie/svetilniki_svetod iodnye_konsolnye_dku/dku_1002_d/svetilnik_svetodiodnyy_konsolnyy_dku_1002_100d_5000k_ip65_seryy_iek 90

9 9.1 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Распределяемая электроэнергия, через ЗРУ-1 в год Для расчета распределяемой электроэнергии будем принимать мощность, распределяемую ЗРУ-1, в нормальном режиме работы. 9.1.1 Распределяемая электроэнергия в зимний период За зимний период принимаем, период, где среднесуточная температура воздуха не превышает + 8 °С. Согласно СП 131.13330.2012, Таблица 3.1, для г. Кемь этот период составляет 255 дней. Зим Где: (где: Зим Зим Зим МВт ч кВт Зим кВ А полная распределяемая мощность в зимний период, из Зим таблицы 2.1 ВКР) коэффициент мощности.) . кол-во дней, в зимний период. Распределяемая электроэнергия в зимний период. Распределяемая электроэнергия в летний период 9.1.2 Где: (где: Лет кВт Лет кВ А полная распределяемая мощность в летний период, из Лет таблицы 2.1 ВКР). коэффициент мощности. . кол-во дней, в летний период. 91

Распределяемая электроэнергия в летний период. 9.1.3 Распределяемая электроэнергия, через ЗРУ-1 в год годовое распределение электроэнергии через ЗРУ-1. 9.2 Капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1 Капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1, входят: стоимость полной замены электрооборудования, ремонт здания ЗРУ-1 (утепление, замена систем освещения, отопление), стоимость демонтажных и монтажных работ. 9.2.1 Материальные капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1 Расчёт материальных капиталовложений в модернизацию ЗРУ-1, выполним в виде таблицы. 92

Таблица 9.1 «Материальные капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1». № п/п 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. Наименование. Кол-во. Кабели кабель АСБ-3*150 30 м кабель АСБ-3*95 35 м кабелем АСБ-3*50 35 м кабель АСБ-3*35 30 м Ячейки КРУ Шкаф КРУ 6 шт (Так-как в свободном доступе, нет цен на выбранное нами оборудование, ориентировочная цена, взята на аналогичное оборудование фирмы «Арум»). Выключатель вакуумный ISM15_LD_1 5 шт Измерительный трансформатор тока. 5 ком ТОЛ-10 0,5S/10P-***/5 Шкаф КРУ. 2 шт (Для размещения измерительного трансформатора напряжения и трансформатора собственных нужд) Измерительный трансформатор 2шт напряжения. НАЛИ-СЭЩ-10-1-0,2/0,5/3Р15 У2 Трансформатор собственных нужд. 2 шт. ТЛС-16 Блок микропроцессорной релейной 5 шт. защиты «БМРЗ-100», плюс блок управления выключателем «Блок управления BU/TEL-220-05A» 148 Стоимость за ед. Стоимость общая. 1106 руб/м148 871руб/м149 656 руб/м150 591 руб/м151 33180руб. 30485руб. 22960руб. 17730руб. =157000 руб. (Из них корпус 90243 руб.)152 942000руб. =104400 руб.153 3шт.*11400руб.154 =34200 руб. 90243 руб155 522000руб. 171000руб. 55326 руб156. 110652руб. 229200руб157 458400руб. 35700руб158+8780р уб159 = 44480 руб. 222400руб. 180486руб. Парйс-лист «Кабель РФ» https://petrozavodsk.cable.ru/cable/kabel-3-zhily_150-mm_v_group-asb.php Парйс-лист «Кабель РФ» https://petrozavodsk.cable.ru/cable/marka-asb_3x95_10.php 150 Парйс-лист «Кабель РФ» https://petrozavodsk.cable.ru/cable/marka-asb_3x50_10.php 151 Парйс-лист «Кабель РФ» 152 Парйс-лист «Арум» https://arum.su/price/ 153 Парйс-лист «Energo24.ru» http://energo24.ru/vakuumnye-vyklyuchateli/ 154 Парйс-лист «ПФК электрокомплекс» https://el-komplex.ru/tol-10-i.html 155 Парйс-лист «Арум» https://arum.su/price/ 156 Прайс-лист «ЭДК Энергия динамика качество» http://edk35.ru/catalog/transformator-nali-sjeshh-10-1-3/ 157 Прайс-лист «ЭДК Энергия динамика качество» http://edk35.ru/catalog/transformator-tls-16/ 158 Прайс-лист «Energo24.ru» http://energo24.ru/bloki-upravleniya/mehatronika/bmrz-100/ 159 Прайс-лист «Energo24.ru» http://energo24.ru/vakuumnye-vyklyuchateli/vakuumnye-vyklyuchateli/tavridaelektrik/bu-tel-220-05a/ 149 93

Таблица 9.1 продолжение «Материальные капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1». № п/п 12. 13. 14. 15. 16 17 18 19 20 Наименование. Шкаф оперативного тока (ШОТ) Счётчик эл. энергии Ограничитель перенапряжения Кол-во. Ячейки КРУ 1шт. 4шт. Стоимость за ед. 400000 руб160 14331руб161 3*940 руб162=2820 4 ком. руб. Стоимость электрооборудования: Ремонт здания ЗРУ-1 Утеплитель «Урса» (стены+крыша) (Ursa Terra 50х610х1250 мм 7,63 м2) 73пач 569 руб163 слой 150 мм. Профнастил. (стены+крыша) 93лис 250 руб164 Утеплитель (пол) пенополистирол экструдированный 73 лис 233 руб165 сверхпрочный BAUFOAM 75х585х1185 мм Бетонная стяжка (цемент М-500) 25 375 руб166 меш Сетка арматурная 100х100 мм d5,5 мм 34 шт 692руб167 2х1,5 м Блоки бетонные, 2200*250*150 мм 6шт 207руб для установки ячеек (цемент М-500) Стоимость стройматериалов: 160 Стоимость общая. 400000руб. 57342руб. 11280руб. 3179897руб. 41537руб. 23250руб. 17009руб. 9375руб. 23528руб 1242руб 115941руб. https://e-tmm.tiu.ru/g2542942-shkafy-operativnogo-toka 161 Прайс-лист «ООО "Энерго-52» http://electroschetchik.ru/psch-4tm.05mk/psch-4tm.05mk.00.php 162 Прайс-лист «АВК-Энерго» https://avkenergo.ru/catalog/opn/?yclid=2738763116757416654 163 https://petrozavodsk.petrovich.ru/catalog/1285/167887/?utm_campaign=835292&utm_medium=cpc&utm_so urce=YaMarket_PZV&utm_term=835292&ymclid=15900054404713808274100010 164 https://petrozavodsk.petrovich.ru/search/a7ace64f-1754-11ea-80c700155dfc0c4f/?q=%D0%BF%D1%80%D0%BE%D1%84%D0%BB%D0%B8%D1%81%D1%82 165 https://petrozavodsk.petrovich.ru/search/e9e4aa48-e397-11e6-95f700259036a192/?q=%D0%BF%D0%B5%D0%BD%D0%BE%D0%BF%D0%BE%D0%BB%D0%B8%D1%81%D1%82%D0% B8%D1%80%D0%BE%D0%BB 166 https://petrozavodsk.petrovich.ru/catalog/12111/149143/ 167 https://petrozavodsk.petrovich.ru/catalog/245800736/637173/ 1 94

Таблица 9.1 продолжение «Материальные капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1». № п/п Наименование. Кол-во. Стоимость за ед. Стоимость общая. Освещение и обогрев: 21. 22. 23. Конвектор электрический КМ 6шт. 1529руб168 1000 Вт Светильник: ДСП 4001 100Вт 4000К IP65 6шт. 3178руб 169 алюминий IEK (помещение) Светильник: ДКУ 1002-100Д 5000К IP65 2шт. 3419 руб170 серый IEK (уличное освещение) Стоимость системы освещения и обогрева: Итого: 9174руб. 19067руб. 6838руб. 35079руб. 3330917руб Количество утеплителя для стен и крыши ЗРУ-1. Утеплитель «Урса» реализуется в пачках, с толщиной листов 50мм позволяющими перекрыть площадь 7,63 м2. Для утепления стен, ЗРУ-1 127,7 м2, толщиной 150мм (в три слоя по 50мм) (п.7.7) требуется: 127,7 м2*3слоя/7,63м2 = 50,2 = 51-пачка, утеплителя. Для утепления крыши ЗРУ-1 92 м2 (с учётом склона и свесов), толщиной 100мм (в два слоя по 50мм) (п.7.8) требуется: 92 м2*2слоя/7,63м2 = 24,1 = 25-пачек, утеплителя. Количество профнастила для стен и крыши ЗРУ-1. Профнастила реализуется листами площадью 2,4 м2 . Для стен ЗРУ-1, 127,7 м2, требуется: 127,7 м2/2,4 м2 = 53 = 54-листа, профнастила. Для крыши ЗРУ-1, 92 м2 (с учётом склона и свесов), требуется: 92 м2/2,4 м2 = 38,3 = 39-листов, профнастила. Количество утеплителя для пола ЗРУ-1. Утеплитель пенополистирол экструдированный сверхпрочный, BAUFOAM 75мм х 585мм х1185мм, реализуется листами площадью 0,69 м2. Для утепленного пола ЗРУ-1, 49,9 м2 (п.7.9) требуется: 49,9 м2/0,69 м2 = 72,3 = 73-листа, утеплителя. 168 https://petrozavodsk.petrovich.ru/catalog/10167/156044/ 169 Прайс-лист «ООО "Энерго-52» http://electroschetchik.ru/psch-4tm.05mk/psch-4tm.05mk.00.php 170 https://pek24.ru/catalog/svetilniki/svetilnik_dlya_osveshcheniya_ulits_i_ploshchadey/ 2 95

Количество материалов для заливки утеплённого пола ЗРУ-1. Для заливки пола будем использовать бетон из расчёта 1 к 4 (три части песчаногравийной смеси одна часть цемента), армированного арматурной сеткой в два слоя. Толщина слоя заливки 75мм, площадь 49,9 м2. Для заливки пола требуется: бетона. Для приготовления 3,75 м3 бетона, из расчёта 1 к 4, потребуется 3,75 м3/3 = 0,93 м3 – цемента. Цемент реализуется мешками по 50 кг. Для практических расчетов принимается средняя плотность цемента 1300 кг/м3. Соответственно 50 кг цемента занимает: около 0,038м3. Отсюда 0,93 м3/0,038м3=24,5=25 мешков. Сетка арматурная 100х100 мм d5,5 мм 2м х1,5м, площадью 3м2 реализуется по штучно. Для пола требуется: арматурной сетки. Ячейки устанавливаются на блоки из бетона собственного изготовления, из расчёта 1 к 4 (три части песчано-гравийной смеси одна часть цемента). Для изготовления одного блока, 2200*500*150 мм, требуется: 1,1м*0,25м*0,15м = 0,083м3- бетона. Для приготовления 0,041м3 бетона потребуется 0,083м3/4=0,021м3-цемента, с учётом, что один мешок 50 кг около 0,038м3, 375руб, то для изготовления одного блока потребуется цемента на стоимость 207 руб. 9.3 9.3.1 Капиталовложения в модернизацию ЗРУ-1, для оплаты производства работ Производство электромонтажных работ Согласно действующей сметно-нормативной базе и фактически заданным условиям определяем нормы времени на перечень необходимых работ для демонтажа старого оборудования ЗРУ-1 и монтажа нового оборудования. 96

Таблица 9.2 Расчёт трудозатрат на реконструкцию ЗРУ-1 Наименование работ Наименование Количество оборудования Подготовка кабель каналов в помещении ЗРУ-1 Норма времени, чел/час 4 2 Прокладка кабеля в траншее (до существующих опор ВЛ) АСБ-3*150 15 0,4 Прокладка кабеля в траншее (до существующих опор ВЛ) АСБ-3*95 20 0,4 Прокладка кабеля в траншее (до существующих опор ВЛ) АСБ-3*50 20 0,4 Прокладка кабеля в траншее (до существующих опор ВЛ) АСБ-3*35 15 0,4 Демонтаж старого оборудования. Ячейки КСО-10 8 2 Блок бетонный (2200*250*150 мм) 6 1,33 Укладка бетонных блоков для установки ячеек. 97 Разряд 6(маст.) 4(эл.монт) 4(эл.монт) 3(эл.монт) 3(эл.монт) 6(маст.) 4(эл.монт) 4(эл.монт) 3(эл.монт) 3(эл.монт) 4(экс.) 6(маст.) 4(эл.монт) 4(эл.монт) 3(эл.монт) 3(эл.монт) 4(экс.) 6(маст.) 4(эл.монт) 4(эл.монт) 3(эл.монт) 3(эл.монт) 4(экс.) 6(маст.) 4(эл.монт) 4(эл.монт) 3(эл.монт) 3(эл.монт) 4(экс.) 6(маст.) 4(кран.) 4(эл-монт) 4(эл-монт) 3(вод.груз) 3(эл-монт) 3(эл-монт) 6(маст.) 4(эл-монт) 4(эл-монт) 3(эл-монт) 3(эл-монт) Общие трудозатраты, чел/час 8 6 8 8 6 16 8

Таблица 9.2 продолжение Расчёт трудозатрат на реконструкцию ЗРУ-1 Наименование работ Монтаж шкафов КРУ (ячеек КРУ) Прокладка кабелей в кабель каналы и подключение их к выключателям и монтаж на опору ВЛ, без подключения. Протяжка контактных соединений в шкафах КРУ (ячейках КРУ) Высоковольтные испытания кабелей Высоковольтные испытания оборудования КРУ Настройка уставок на БМРЗ Наладка устройств РЗиА (БМРЗ – 5 шт и ШОТ – 1 шт) Наименование Количество оборудования КРУ «Классика» D-12P АСБ-3*150 АСБ-3*95 АСБ-3*50 АСБ-3*35 10 Норма времени, чел/час 1,6 4 2 КРУ «Классика» D-12P 10 0,8 АСБ-3*150 АСБ-3*95 АСБ-3*50 АСБ-3*35 4 1 1 БМРЗ и ШОТ 8 6 1,3 Подключение кабелей на опоре ВЛ Опора ВЛ и кабель 4 1 Ввод в работу нового оборудования ЗРУ-1 Оборудование ЗРУ-1 1 4 98 Разряд 6(маст.) 4(эл-монт) 4(эл-монт) 3(эл-монт) 3(эл-монт) 4(кран.) 3(вод.груз.) 6(маст.) 44(эл-монт) 4(эл-монт) 3(эл-монт) 3(эл-монт) 4(маш.под.) 6(маст.) 4(эл-монт) 4(эл-монт) 3(эл-монт) 3(эл-монт) 6(маст.) 4(эл-монт) 4(эл-монт) 6(маст.) 4(эл-монт) 4(эл-монт) 6(эл-монт РЗиА.) 4(эл-монт РЗиА) 6(маст.) 4(эл-монт 3(эл-монт 4(маш.под.) 6(эл-монт РЗиА.) 6(маст.) 4(эл-монт РЗиА) 4(эл-монт) 4(эл-монт) Общие трудозатраты, чел/час 16 8 8 4 8 8 4 4

Таблица 9.2 продолжение Расчёт трудозатрат на реконструкцию ЗРУ-1 Наименование работ Монтаж системы освещения. Монтаж системы обогрева Наименование Количество оборудования Системы освещения Норма времени, чел/час 1 Системы обогрева 1 Разряд Общие трудозатраты, чел/час 16 6(маст.) 4(эл-монт) 4(эл-монт) 3(эл-монт) 16 8 6(маст.) 4(эл-монт) 4(эл-монт) 3(эл-монт) 8 Расчёт оклада работников, согласно тарифа, по штатному расписанию и времени на производства работ, по реконструкции ЗРУ-1. Таблица 9.3 Расчет тарифного фонда заработной платы, на реконструкцию ЗРУ-1. № Профессия 1 2 3 4 5 6 7 8 Мастер Электромонтер (РЗиА) Электромонтер (РЗиА) Электромонтер Электромонтер Электромонтер Электромонтер Водитель грузовой машины Машинист автокрана Машинист автоподъёмника Машинист экскаватора. 9 10 11 Разряд ТС руб/час 73 73 60 60 60 55 55 55 Трудозатраты час 136 12 12 136 128 132 104 16 Тарифный фонд руб 9928 876 720 8160 7680 7260 5720 880 6 6 4 4 4 3 3 3 4 4 60 60 16 12 960 720 4 60 28 Итого: 99 1680 38632

Расчёт заработной платы, согласно оклада, при производстве работ по реконструкции ЗРУ-1. Таблица 9.4 Расчет заработной платы, на реконструкцию ЗРУ-1. № П/П Профессия Тарифный зарабаток Премия 50% РК 40% СН 80% ФЗП 1 Мастер 9928 14892,00 20848,8 26805,6 62546,40 2 Электромонтер (РЗиА) 876 1314,00 1839,6 2365,2 5518,80 3 Электромонтер (РЗиА) 720 1080,00 1512 1944 4536,00 4 Электромонтер 8160 12240,00 17136 22032 51408,00 5 Электромонтер 7680 11520,00 16128 20736 48384,00 6 Электромонтер 7260 10890,00 15246 19602 45738,00 7 Электромонтер 5720 8580,00 12012 15444 36036,00 8 Водитель грузовой машины 880 1320,00 1848 2376 5544,00 9 Машинист автокрана 960 1440,00 2016 2592 6048,00 10 Машинист автоподъёмника 720 1080,00 1512 1944 4536,00 11 Машинист экскаватора 1680 2520,00 3528 4536 10584,00 280879,20 9.3.2 Производство строительных работ по утеплению здания ЗРУ-1 Производство строительных работ, по утеплению здания ЗРУ-1, будет проводиться силами подрядной организации. Стоимость проводимых работ зависит от объёма работ и цены за единицу объёма. Для определения ориентировочной цены работ будем использовать интернет ресурсы. 100

Таблица 9.5 Расчёт трудозатрат на реконструкцию ЗРУ-1(строительная часть) Наименование работ Монтаж обрешётки из металлических профилей Монтаж стенового утеплителя на спец. крепежи Монтаж металлического сайдинга (проф листа) Утепление пола пенопластом (пенополистиролом) Устройство армирования под стяжку Бетонные (цементнопесчаная стяжка) толщиной до 100 мм от 20 м кв. Монтаж обрешётки из металлических профилей Монтаж утеплителя от 50 мм. Монтаж металлического сайдинга (проф листа) 171 172 Наименование Количество материяла Стены Металлических 127,7 м2 профил. Цена за ед.объёма Стоймость работы171 170 руб. м2 21709 руб. Утеплитель 127,7 м2 200 руб. м2 25540 руб. Металлический сайдинг (проф лист) 127,7 м2 270 руб. м2 34479 руб. 155 руб. м2 7735 руб. Пол 49,9 м2 (172 Арматурная сетка, 2 слоя. 49,9 м2 25 руб. м2 2495 руб. Цементнопесчаная смесь 49,9 м2 200 руб. м2 9980 руб. Крыша (по стоимости стен). Металлических 92 м2 170 руб. м2 профил. 15640 руб. Утеплитель (100 мм) Металлический сайдинг (проф лист) 92 м2 92 м2 РФГ (ремонт и строительство) https://www.rfgstroy.ru/price/ СТК МИГ https://stkmig.ru/uteplenie-sten-i-polov/ 101 70 руб. м2 *2 270 руб. м2 12880 руб. Итого: 155298 руб. 24840 руб.

9.4 Годовое техническое обслуживание ЗРУ-1 Для надёжной работы электрооборудования и устройств РЗиА, на ЗРУ-1, ежегодно проводятся техническое обслуживание оборудования и устройств, в течение 8 часов. Расчет тарифного фонда заработной платы, на годовое обслуживание ЗРУ-1. Таблица 9.6 Расчет тарифного фонда заработной платы, на техобслуживание ЗРУ-1 № Профессия п/п 1 Мастер 2 Электромонтер (РЗиА) 3 Электромонтер (РЗиА) 4 Электромонтер 5 Электромонтер 6 Электромонтер Разряд ТС руб/час 6 6 73 73 4 60 4 4 3 60 60 55 Трудозатраты час 8 Тарифный фонд руб 584 584 8 480 8 8 8 8 Итого: 480 480 440 2568 Расчёт заработной платы, согласно оклада, при производстве работ по реконструкции ЗРУ-1. Таблица 9.7 Расчет заработной платы, на реконструкцию ЗРУ-1. № п/п Профессия 1 Мастер Электромонтер 2 (РЗиА) Электромонтер 3 (РЗиА) 4 Электромонтер 5 Электромонтер 6 Электромонтер Тарифный зарабаток руб. 584 Премия 50% руб. РК 40% руб. СН 80% руб. ФЗП руб. 876,00 1226,4 1576,8 3679,20 584 876,00 1226,4 1576,8 3679,20 480 720,00 1008 1296 3024,00 480 720,00 1008 1296 3024,00 480 720,00 1008 1296 3024,00 440 660,00 924 1188 2772,00 Итого: 19202,40 102

9.5 Расчет приведенных затрат на реконструкцию ЗРУ-1 Сумма затрат по предлагаемому проекту определяется по формуле: Где: ИП – Полные издержки на осуществление проекта тыс. руб. ИЭО = 3179897руб.= 3179,897 тыс. руб.– стоимость электрооборудования ЗРУ-1 ИСЧ = 115941руб.= 115,941 тыс. руб.– стоимость строительных материалов для утепления здания ЗРУ. ИОО = 35079руб.= 35,079 тыс. руб.– стоимость оборудования освещения и обогрева. ИЭМ = 280879,20 руб.= 280,879 тыс. руб. – издержки на заработную плату электромонтажников с учетом отчислений на социальные нужды тыс. руб. ИСР = 155298 руб.= 155,298 тыс. руб. – расходы на строительные работы, подрядной организации. тыс руб приведенные затраты на реконструкцию ЗРУ-1. 9.6 Расчёт времени окупаемости затрат на реконструкцию ЗРУ-1 ЗРУ-1 предназначено для распределения электрической электроэнергии конечному потребителю. Стоимость одного кВт*ч составляет 3,68 руб 173. Электроэнергия, распределяемая ЗРУ-1, вырабатывается мощностями генерирующих компаний, распределяется федеральными и межрегиональными сетевыми компаниями. Рис 9.1 Усредненная структура тарифа на электроэнергию174. 173 ТНСэнерго https://karelia.tns-e.ru/population/tariffs/tariff-table/ 103

Как видно из диаграммы на рис. 9.1, доля АО «ПСК» (местные электрические сети), из общего тарифа на электроэнергию, составляет примерно 11%. 9.6.1 Расчёт стоимости электроэнергии распределяемой АО «ПСК», через ЗРУ-1 Где: количество электроэнергии распределяемой ЗРУ-1 за год. Недоотпуск электроэнергии, по причине плановых ремонтных работ на электрооборудовании ЗРУ-1 (плановые ремонтные работы проводятся преимущественно в летний период). стоимость электроэнергии за 1 мВт*ч. стоимость электроэнергии распределяемой, АО «ПСК», через ЗРУ-1. 9.6.2 Расчёт доли АО «ПСК» в общей стоимости распределяемой электроэнергии через ЗРУ-1 за год доля АО «ПСК» в общей стоимости распределяемой электроэнергии через ЗРУ-1за год. 9.6. Расчёт времени окупаемости затрат на реконструкцию ЗРУ-1. Где: тыс руб приведённые затраты на модернизацию ЗРУ-1 доля АО «ПСК» в общей стоимости распределяемой электроэнергии через ЗРУ-1 за год. 174 http://geproject.sdep.ru/services/mini-tets-na-baze-gazoporshnevykh-elektrostantsiy 104

ТОку ИП ЗГод мес ПСК примерное время окупаемости денежных средств потраченных на реконструкцию ЗРУ-1. 105

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данной выпускной квалификационный работе был произведён расчет мощности электроэнергии распределяемой устройством «ЗРУ-1», в настоящее время. За основу расчёта были взяты данные полученные из результатов замеров летних и зимних нагрузок на трансформаторных подстанциях данного энергетического района, города Кемь. Нагрузки рассматривались как в нормальном, так и в аварийно-ремонтном режимах. На основании проведённых расчётов было установлено, что для ЗРУ-1 самыми тяжёлым режимом является, ремонтно-аварийный режим зимнего максимума, где: ЗРУ кВ А Зим РА мощность через ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в ремонтно-аварийном режиме. ЗРУ Зим РА А ток нагрузки ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в ремонтно-аварийном режиме. А самым тяжёлым нормальным режимом является, нормальный режим зимнего максимума, где: ЗРУ кВ А Зим Н мощность через ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в нормальном режиме. ЗРУ Зим Н А ток нагрузки ЗРУ-1 в зимний максимум нагрузок, в нормальном режиме. По рассчитанным, нынешним токам нагрузки, в самом тяжёлом нормальном режиме работы, были предварительно выбраны, кабели для вводов, ЗРУ-1. Произведена проверка по экономической плотности тока, существующих кабелей и провода воздушных линий в самом тяжёлом, нормальном режиме работы. Для ввода Л-10-02, в Яч.-2 ЗРУ-1, по экономической плотности тока, предварительно был выбран кабель марки АСБ-3*50. Проводники: уже построенной кабельно-воздушной линии Л-10-02, выполненной кабелями марки ААБ-3*150, АСБ-3*150 и проводом АС-70 (алюминий/сталь, 70/11 мм2), удовлетворяют экономическому сечению проводников. Для ввода Л-1-5, в Яч.-3 ЗРУ-1 по экономической плотности тока, предварительно был выбран кабель марки АСБ-3*16. Сечение проводов, уже построенной, воздушной линии Л-1-5, выполненной проводом АС-50 (алюминий/сталь, 50/8 мм2), удовлетворяют экономическому сечению. Для ввода Л-1-7, в Яч. ЗРУ-1 по экономической плотности тока, предварительно был выбран кабель марки АСБ-3*16. 106

Сечение проводов, уже построенной, воздушной линии Л-1-7, выполненной проводом АС-50 (алюминий/сталь, 50/8 мм2), удовлетворяют экономическому сечению. Для ввода Л-10-08, в ЗРУ-1, по экономической плотности тока, предварительно был выбран кабель марки АСБ-3*50. Проводники: уже построенной кабельно-воздушной линии Л-10-08, выполненной кабелями марки ААБл-3*150 и проводом АС-70 (алюминий/сталь, 70/11 мм2), удовлетворяют экономическому сечению проводников. После проверки, по предельно допустимому току в ремонтно-аварийном режиме, предварительно выбранных кабелей и существующих проводов ВЛ и кабелей, для Л-1008 был выбран кабель большего сечения (АСБ-3*35). Остальные КЛ и ВЛ удовлетворяют экономическому сечению проводников, по состоянию нагрузки на сегодняшний день. Учитывая дальнейшее развитие данного энергетического района, выбирать кабели для вводов ЗРУ-1, по существующим нагрузкам нецелесообразно. Поэтому в данной работе окончательный выбор марки кабеля, для вновь сооружаемых вводов ЗРУ-1, производился по мощности и количеству ТП, с учётом коэффициента одновременности. По экономической плотности тока в нормальном режиме и дальнейшей проверке по длительно допустимому току в ремонтно-аварийном режиме. По этим параметрам были проверены и уже существующие воздушные и кабельные линии. На основании проведённых расчётов были сделаны следующие выводы: Кабельно-воздушная линия Л-10-02 состоящая из: КЛ выполненных кабелем ААБ3*150, АСБ-3*150 проходит по экономической плотности тока и участков ВЛ выполненных проводом АС-70, не проходит по экономической плотности тока на участке ВЛ выполненной проводом АС-70. Проверку по предельно допустимому току проводники Л-10-02 выдержали. Кабельно-воздушная линия Л-17-08 состоит из: участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*150; участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*95; участка ВЛ выполненного проводом АС-70; проходит по экономической плотности тока. Проверку по предельно допустимому току проводники Л-10-08 выдержали. Кабельно-воздушная линия Л-1-05 состоит из: участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*35, участка ВЛ выполненного проводом АС-50 проходит по экономической плотности тока. Проверку по предельно допустимому току проводники Л-1-05 выдержали. 107

Кабельно-воздушная линия Л-1-07 состоит из: участка КЛ выполненного кабелем АСБ-3*50, участка ВЛ выполненного проводом АС-50, проходит по экономической плотности тока. Проверку по предельно допустимому току проводники Л-1-07 выдержали. На основании выше изложенного следует вывод, что линия Л-10-02 на участке выполненном проводом АС-70 нуждается в реконструкции. На основании расчётов токов трёхфазного КЗ, на концах кабельных вводов, произведена проверка выбранных кабелей по условию термической стойкости току КЗ. Для повышения надёжности электроснабжения и повышения гибкости схемы, данного энергетического района «ЗРУ-1 РП-17», при реконструкции ЗРУ-1 спроектирована с двумя секциями шин и секционным выключателем. Расположение I и II секции параллельное. Ячейки расположены задними стенками друг другу. Такая компоновка распределительного устройства облегчит его дальнейшую модернизацию. На основании расчётов токов трёхфазного КЗ на шинах ЗРУ-1, были приняты к установке ячейки (шкаф) КРУ «Классика» D-12P серийно выпускаемые ООО «ЭТЗ «Вектор» (г. Воткинск) по ТУ 3414-001-81247165-2009 (с силовым выключателем ISM15_LD_1). В КРУ «Классика» серий D-12P(PT) выключатели, устанавливаются на кассетных выдвижных элементах (КВЭ). На основании проведённых расчётов токов КЗ нагрузки ТТ и ориентируясь на техническую информацию по КРУ-12-РТ ООО «ЭТЗ «Вектор», принимаем к установке измерительные трансформаторы тока серии ТОЛ-10 0,5S/10P-*/5 У2, устанавливающее данное оборудование в шкафы КРУ своего производства. Выбирая трансформаторы напряжения, будем ориентироваться на техническую информацию по КРУ-12-РТ, ООО «ЭТЗ «Вектор» устанавливающее данное оборудование в шкафы КРУ своего производства175. После проведения расчетов нагрузок для измерительного трансформатора напряжения. Принимаем к установке два трансформатора напряжения типа НАЛИ-СЭЩ10-_-0,2/0,5/3Р. из расчёта по одному на каждую секцию сборных шин. В качестве основных средств защиты электрооборудования от коммутационных и грозовых перенапряжений, вместо ранее используемых вентильных разрядников, при 175 Техническая информация КРУ-12-РТ ООО «ЭТЗ «Вектор»» Раздел 5 Основное встраиваемое оборудование https://www.tavrida.com/upload/iblock/192/192bcea7e74b4310cdba459bec427231.pdf 108

проектировании, эксплуатации, техническом перевооружении и реконструкции электроустановок, рекомендуется применять ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН), соответствующих классов напряжения. Выбирая ограничители перенапряжения, будем ориентироваться на техническую информацию по КРУ-12-РТ, ООО «ЭТЗ «Вектор», устанавливающее данное оборудование в шкафы КРУ своего производства. К установке принимаем ОПН марки «ОПН-РТ/TEL -10/11,5 УХЛ2». Для электроснабжения основного и вспомогательного оборудования ЗРУ, на основании проведённых расчётов, мощности собственных нужд ЗРУ-1 и руководствуясь технической информацией по КРУ-12-РТ, ООО «ЭТЗ «Вектор», принимаем к установке к установке два трансформатора собственных нужд марки ТЛС-16 (Трансформатор сухой с литой изоляцией мощностью 16 кВА). Для выбора ТСН и повышения энергоэффективности здания ЗРУ-1 был проведён его тепловой расчёт. По результатам расчётов был сделан вывод, что для снижения тепловых потерь здания ЗРУ-1, нуждается в утеплении. Требуемая мощность отопительной установки для не утеплённого здания составляет 21757 Вт. Требуемая мощность отопительной установки для утеплённого здания составляет - 5508 Вт. Снижение тепловых потерь снижает, потребление электроснабжения и требуемую мощность ТСНов, и повышает энергоэффективность здания. Расчёт освещения помещения ЗРУ-1 произведен по методу коэффициента использования светового потока. На основании расчёта, для освещения помещения ЗРУ-1, принимаем 6 светодиодных светильников, серии ДСП 4001 100Вт 4000К IP65 IEK, по 3шт. в ряд, над проходами, между ячеек и стеной ЗРУ. Суммарная мощность всех ламп, установленных в помещении, составит Руст=6х100= 600 Вт, Фуст=10шт*630 лм=6300лм. Рассчитанная освещенность помещения с помощью выбранного количества светильников составляет 213 лк. 109

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. ПУЭ-7 2. РД 153-34.0-20.527-98 3. СНиП 23-02-2003 «Тепловая защита зданий Тепловая защита зданий» 4. СП 23-101-2004 «Проектирование тепловой защиты зданий» 5. СП 50.13330.2012 «Тепловая защита зданий» 6. СП 52.13330.2016 «Естественное и искусственное освещение». 7. СП 60.13330.2012 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха». 8. СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». 9. Варфоломеев Ю.М, Кокорин О.Я. Отопление и тепловые сети: учебник/ Варфоломеев Ю.М, Кокорин О.Я.-Москва: Издательский Дом «Инфра- М», 2010 год. 10. Л. Д. Рожкова В. С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций. Москва Энергоатомиздат 1987год. 11. Руководство по эксплуатации «ДИВГ.648228.014 РЭ» «БЛОК МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ БМРЗ» 12. Руководство по эксплуатации ВВ/TEL-10. 13. Руководство по эксплуатации ПСЧ-4TM.05МК 14. СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО "ФСК ЕЭС" 15. СТО ДИВГ*-058-2017 Методические указания. «Расчет токов коротких замыканий и замыканий на землю в распределительных сетях. (* СТО ДИВГ – шифр для техдокументации ООО «НТЦ «Механотроника» который разрабатывает и серийно выпускает микропроцессорные устройства релейной защиты.) 16. Техническая информация КРУ-12-РТ ООО «ЭТЗ «Вектор» 17. Технические характеристики светильника ДСП 4001 100Вт 4000К 18. https://www.iek.ru/products/catalog/svetotekhnika/ulichnoe_i_arkhitekturnoe_osveshche nie/svetilniki_svetodiodnye_konsolnye_dku/dku_1002_d/svetilnik_svetodiodnyy_konso lnyy_dku_1002_100d_5000k_ip65_seryy_iek 19. https://www.iek.ru/products/standard_solutions/download/svetovye-pribory-iek--tablicy-koehfficientov-ispolzovaniya.pdf 20. http://www.energobastion.ru/f/tip_solution/bb_tel_02/shema_1.pdf 21. http://audit-energy.ru/d/1396545/d/psch-4tm05mk.pdf 110

ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение 1 Рис П1 «Схема электросети 10 кВ «ПС-10 ЗРУ-1 РП-17» до модернизации» 111

Рис П1 «Схема электросети 10 кВ «ПС-10 ЗРУ-1 РП-17» после модернизации» модернизации» 112

Рис П.1 «Поопорная схема воздушно-кабельной линии Л-10-02». 113

Рис П.1 «Поопорная схема воздушно-кабельных линий Л-1-5 и Л-1-7» 114

Рис П.1 «Поопорная схема воздушно-кабельных линий Л-17-08». 115

Рис П1 «Поопорная схема воздушно-кабельной линии Л-10-20 116

Рис П1. «Поперечный разрез ЗРУ-1 по ячейкам выключателей линий». 117

Рис П1. «Поперечный разрез ЗРУ-1 по ячейке секционного выключателя и разъединителя». 118

Приложение 2 Таблица П 2.1. Экономическая плотность тока176. Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки в год Проводники более 1000 до 3000 более 3000 до 5000 более 5000 Неизолированные провода и шины: медные 2,5 2,1 1,8 алюминиевые 1,3 1,1 1,0 Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинил-хлоридной изоляцией с жилами: медными 3,0 2,5 2,0 алюминиевыми 1,6 1,4 1,2 Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: медными 3,5 3,1 2,7 алюминиевыми 1,9 1,7 1,6 Таблица П2.2 Среднее число часов использования максимальной нагрузки для различных категорий потребителей и отраслей промышленности.177 Потребители Т, ч По категориям потребителей Внутреннее освещение городов 1 500-2 500 Наружное освещение городов 2 000-3 600 Промышленные предприятия, работающие: 1) в одну смену 2 000-3 000 2) в две смены 3 000-4 500 3) в три смены 4 500-7 000 По отраслям промышленности Металлургическая 6500 Химическая 6200 Горнорудная 5000 Машиностроительная 4000 Бумажная 5500 Пищевая 5000 Полиграфическая 3000 Текстильная 4500 Обувная 3000 Деревообрабатывающая 2500 Холодильная 4000 176 177 ПУЭ п.1.3.27 Таблица 1.3.36. https://www.websor.ru/vjbor_po_ekonom_plotnosti.html 119

Таблица П2.3 Коэффициенты одновременности для суммирования электрических нагрузок в сетях 6 - 20 кВ178 Количество ТП 2 3 5 10 25 и более 20 Коэффициент одновременности (KO) 0,9 0,85 0,8 0,75 0,70 0,65 Таблица П2.4 Расчётные характеристики кабелей с бумажной изоляцией 179. СечеАктивное ние сопротивление жилы, при +20 °С, Ом/км мм2 Медь Алюминий 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 1,84 1,15 0,74 0,52 0,37 0,26 0,194 0,153 0,122 0,099 0,077 0,061 0,046 3,1 1,94 1,24 0,89 0,62 0,443 0,326 0,258 0,206 0,167 0,129 0,103 0,077 Индуктивное сопротивление прямой последовательности проводимость bуд кабеля напряжением, кВ 6 10 20 1уд и емкостная 35 bуд104, Смкм Х1уд, bуд104, Смкм Х1уд, bуд104, Смкм Х1уд, bуд104, Смкм Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км 1уд, 0,11 0,102 0,091 0,087 0,083 0,08 0,078 0,076 0,074 0,073 0,071 — — 62,8 72,2 88 97,2 114 127 134 146 162 169 185 — — — 0,113 0,099 0,095 0,09 0,086 0,083 0,081 0,079 0,077 0,075 — — — — 72,2 85 91 97,5 110 116 138 141 144 — — — — 0,135 0,129 0,119 0,116 0,110 0,107 0,104 0,101 — 0,095 0,092 — — 53,5 60 66 75,5 81,5 100 110 119 — — — — — — — — 0,137 0,126 0,120 0,116 0,113 — 0,097 — — — — — — 56,5 63 75,5 81,5 88 — — — Таблица П2.5 Расчетные параметры проводов марок АС, АСКП, АСКС, АСК180 Номинальн Сечение ое сечение, алюмини мм2 й/ сталь, мм2 (10/1,8) (16/2,7) (25/4,2) (35/6,2) 40/6,7 (50/8,0) 63/10,5 (70/11) (70/72) 10,6/1,77 16/2,69 24,9/4,15 36,9/6,15 40/6,7 48,2/8,04 63/10,5 68/11,3 68,4/72,2 Расчетные параметры проводов марок АС, АСКП, АСКС, АСК Диаметр, мм Электрич Масса 1 км провода, кг еское Смазки для сопротив проводов ление 1 марок Разрывно км прово е усилие, стального стального провода алюминиево да без Н, не провода сердечник сердечника постоянн й части смазк менее а АСК АСК ому току и С П при 20 °С, Ом, не более 4,5 1,5 2,7064 4089 28,9 13,8 42,7 1,0 1,0 5,6 1,9 1,7818 6220 44,0 20,9 64,9 1,0 1,0 6,9 2,3 1,1521 9296 67,9 32,4 100,3 1,5 1,5 8,4 2,8 0,7774 13524 100,0 48,0 148,0 2,5 2,5 8,74 2,91 0,7172 14400 161,3 9,6 3,2 0,5951 17112 132,0 63,0 195,0 3,0 3,0 10,97 3,66 0,4553 21630 254,0 11,4 3,8 0,4218 24130 188,0 88,0 276,0 4,5 4,5 15,4 11,0 0,4194 96826 188,0 567 755,0 38,0 38,0 178 Смазки / пленки для провод а марки АСК -/0,56 -/0,56 -/0,56 -/0,84 -/0,84 1/1,12 19/3 РД 34.20.178. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ РД 153-34.0-20.527-98 Таблица П.8 180 ПРОВОДА НЕИЗОЛИРОВАННЫЕ ДЛЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ Технические условия ГОСТ 839-80 179 120

Расчетные параметры проводов марок АС, АСКП, АСКС, АСК Диаметр, мм Электрич Масса 1 км провода, кг еское Смазки для сопротив проводов ление 1 марок Номинальн Сечение Разрывно км прово ое сечение, алюмини е усилие, стального стального провода алюминиево да без мм2 й/ сталь, провода Н, не сердечник сердечника постоянн й части смазк мм2 менее а АСК АСК ому току и С П при 20 °С, Ом, не более (95/16) 95,4/15,9 13,5 4,5 0,3007 33369 261,0 124 385,0 6,0 6,0 (95/141) 91,2/141 19,8 15,4 0,3146 180775 251,0 1106 1357,0 69,0 63,0 100/16,7 100/16,7 13,82 4,61 0,2868 34333 403,2 (120/19) 118/18,8 15,2 5,6 0,2440 41521 324,0 147,0 471,0 11,0 35,0 (120/27) 114/26,6 15,4 6,6 0,2531 49465 320,0 208,0 528,0 14,0 37,0 Смазки / пленки для провод а марки АСК -/1,4 25/4 9/2 12/2 Таблица П2.6 Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ и ударного коэффициента.181 181 Л. Д. Рожкова В. С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций. Москва Энергоатомиздат 1987год. Таблица 3.8. §3.3, стр.150. 121

Рисунок П2.7. Кривые для определения температуры нагрева проводников из различных материалов при коротких замыканиях.182 Материалы проводников: 1-ММ; 2-МТ; 3-АМ; 4-АТ; 5-АДО, ACT; 6-АДЗ1Т1; 7-АДЗ1Т;8-Ст. 182 РД 153-34.0-20.527-98. Рисунок 8.8. 122

Таблица П.2.7 Технические характеристики трансформатора тока ТОЛ-10*. Наименование параметра Значение Номинальное напряжение, кВ 10 или 11 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12 Номинальная частота переменного тока, Гц 50-60 Номинальный вторичный ток, А 1;5 Номинальный первичный ток, А 10, 20, 30, 40, 50, 100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000 Число вторичных обмоток 2 или 3 Класс точности: вторичной обмотки для измерений 0,5; 0,5S, 0,2; 0,2S вторичной обмотки для защиты 10Р Номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте мощности cosφ = 0,8, ВА вторичной обмотки для измерений до 30 вторичной обмотки для защиты 15 Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты, не менее 10 Односекундный ток термической стойкости, кА, при номинальном первичном токе, А: 50 4,9 100 9,7 150 12,5 200 17,5 300-2000 31,5 2500 61 3000 61 Ток электродинамической стойкости, кА, при номинальном первичном токе, А: 50 17,5 100-200 52 300-2000 100 2500 152,5 3000 152,5 Испытательное напряжение, кВ: одноминутное промышленной частоты 42 грозового импульса полного 75 *Расшифровка маркировки: Т — трансформатор тока; П — проходной (отсутствие буквы П указывает на то, что трансформатор опорный); О — одновитковый; JI — с литой смоляной изоляцией; 123

Таблица П.2.8 Основные параметры трансформаторов трехфазной группы Значение параметра Наименование параметра 1 1 Класс напряжения по ГОСТ 1516.3-96, кВ 2 Наибольшее рабочее напряжение, кВ НАЛИ-СЭЩ-6-1 (4, 6, 11, 14, 16) НАЛИ-СЭЩ-101 (4, 6, 11, 14, 16) 3хНОЛ-СЭЩ-62 + ТНП-СЭЩ-3 2 3хНОЛ-СЭЩ10-2 + ТНП-СЭЩ-6 3 6 10 7,2 12 3 Номинальное линейное напряжение на 6000 вводах первичной обмотки, В 6300 10000 10500 11000 6600 6900 4 Номинальное линейное напряжение на вводах основных вторичных обмоток, В 5 Напряжение на вводах цепей, предназначенных для контроля изоляции: 100 3 - при симметричном номинальном первичном фазном напряжении, В, не более, - при приложенном симметричном линейном напряжении, и последующем замыкании одной из фаз на землю, В 6 Номинальная мощность обмоток цепей контроля изоляции*, В·А 7 Классы точности основных вторичных обмоток 8 Класс точности дополнительных вторичных обмоток 9 Номинальная трехфазная мощность 90 – 110 30 0,2; 0,5; 1,0; 3,0 3, 3Р, 6Р основных вторичных обмоток при измерении линейных напряжений и симметричной нагрузке*, В·А в классе точности: 0,2 5, 10, 15, 25, 30, 45, 50, 60, 75 0,5 5, 10, 15, 25, 30, 45, 50, 60, 75, 1,0 90, 100, 150, 200, 225 150, 225, 300, 450 3,0 450, 600, 900 10 Предельная трехфазная мощность обмоток, В·А - первичной 1000 вторичной основной с одной основной обмоткой 900 450 100 или 200 100 с двумя вторичными обмотками вторичной дополнительной вторичной ТНП-СЭЩ 11 Схема и группа соединения обмоток: - Ун/Ун/п-0 Ун/Ун/Ун/п-0-0 измерительных трансформаторов с одной основной обмоткой 1/1-0 с двумя основными обмотками трансформатора ТНП-СЭЩ 12 Номинальное напряжение первичной обмотки ТНП-СЭЩ, В 3000/√3 124 6000/√3

13 Номинальное напряжение вторичной обмотки ТНП-СЭЩ, В 100/√3 14 Номинальная частота, Гц 50 или 60** 15 Масса группы, кг, не более 110 (115***) 125

Таблица П.2.9 Значение емкостного тока кабельной линии с бумажной изоляцией183. Таблица П.2.10 Теплопроводность материалов 183 https://raschet.info/raschet-ustavok-sinhronnogo-dvigatelja-moshhnostju-800-kvt/ 126

Таблица П.2.11 Коофициент использование светового потока для светильника ДСП 4001 КПД 100%184. ρ i 0,4 0,6 0,8 1 1,2 5 1,5 2 2,5 3 4 5 80 80 80 50 30 30 0,32 0,13 0,54 0,28 0,70 0,41 0,81 0,50 0,87 0,60 70 50 20 0,12 0,26 0,40 0,49 0,56 50 50 10 0,12 0,25 0,37 0,46 0,52 50 30 10 0,08 0,18 0,30 0,38 0,43 30 0 30 0 10 0 0,08 0,04 0,18 0,11 0,29 0,22 0,36 0,29 0,44 0,34 0,94 0,67 0,98 0,74 1,04 0,84 1,09 0,89 1,11 0,92 1,15 0,99 0,63 0,69 0,75 0,81 0,83 0,89 0,58 0,63 0,70 0,73 0,77 0,82 0,51 0,56 0,64 0,68 0,72 0,77 0,51 0,54 0,61 0,66 0,70 0,76 0,42 0,46 0,55 0,58 0,62 0,68 Технические характеристики светильника ДСП 4001 100Вт 4000К185 Тип лампы: Светодиод. источник света (LED) Мощность лампы: 100 Вт Световой поток: 10000 лм Цветовая температура: 4000 К Материал корпуса: Алюминий Класс защиты: I Степень защиты - IP: IP65 Температура эксплуатации: -20...+40 °C Высота или глубина: 75.0 мм Диаметр: 276 мм Номин напряжение: 230 В Тип монтажа: Подвесной Материал отражателя: Стекло Средн номин срок службы: 50000 ч Частота: 50 Гц Коэф пульсации светового потока: 5 процентов Индекс цветопередачи - Ra: 80-89 (класс 1B) Угол раскрытия светового потока: 110 град 184 https://www.iek.ru/products/standard_solutions/download/svetovye-pribory-iek---tablicy-koehfficientovispolzovaniya.pdf 185 https://www.iek.ru/products/catalog/svetotekhnika/promyshlennoe_osveshchenie/svetilniki_dlya_vysokikh_prolet ov/svetilniki_dsp_4001_4006/svetilnik_svetodiodnyy_dsp_4001_100vt_4000k_ip65_alyuminiy_iek 127

128

129

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

Рецензия от Денис Петрушин

Защита ВКР была оценена на оценку "отлично" в Петрозаводском государственном университете.

больше 3 лет назад

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв