Электрическая энергия используется во всех областях народного хозяйства и в повседневной жизни. Это упрощается благодаря универсальности и простоте использования. Энергетика занимает важное место среди отраслей народного хозяйства. В наиболее обобщенной форме уровень развития энергетики и электрификации отражает технический и экономический потенциал страны.
Несмотря на снижение производственных и других неблагоприятных факторов, энергетический сектор все еще развивается, возникает необходимость в строительстве новых подстанций, используемых для распределения и передачи электроэнергии.
Передача и распределение электрической энергии должна производиться с высокой надежностью и эффективностью. Это означает, что подстанция должна быть оснащена современным, надежным оборудованием для обеспечения ее стабильной работы, а значит и потребителя, питающегося от них. Отказ подстанции может привести к серьезным последствиям, таким как утрата производства, дефекты качества, также может привести к гибели людей. Таким образом, постоянная и своевременная модернизация оборудования подстанций необходима, что позволит избежать нежелательных последствий, которые могут возникнуть при нарушении электроснабжения.
Целью данной ВКР является реконструкцию подстанции «Тяговая» в связи с тем, что подстанция находится в эксплуатации с 1979 г. Её оборудование полностью изношено и нуждается в замене.
1 Основная характеристика подстанции 110/10 кВ«Тяговая»
Оценка состояния электрической части покажет объем реконструкции подстанции «Тяговая». В данном разделе будет рассматриваться целый ряд вопросов, решение которых позволит определить необходимый объем работ по улучшению технического состояния существующей подстанции.
При реконструкции необходимо проводить анализ следующих основных пунктов: 1) надежность, простота и удобство в эксплуатации схема соединений; 2) состояние оборудования подстанции; 3) возможна ли установка нового оборудования.
1.1Схема электрических соединений ПС 110/10 кВ «Тяговая»
Понизительная подстанция 110/10 кВ «Тяговая» является электроустановка, используемая для преобразования и распределения электрической энергии. Подстанции имеет распределительное устройство, две силовые трансформаторы (ТДН-10000/110/10), установки для управления всем оборудованием. Подстанция питается от двух ВЛ: ВЛ-110 Мозырь 330 – Сользавод №1 и ВЛ-110 Мозырь330 – Сользавод №2 .
На рисунке 1.1 можно увидеть принципиальную схему подстанции 110/10 кВ «Тяговая». «Со стороны ОРУ 110 кВ использована схема мостика с двумя секционными разъединителями в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» [4].
Основное оборудование электрических подстанций
... изоляторы. Дугогасительное устройство Дугогасительное устройство предназначено обеспечивать быстрое гашение электрической дуги, образующейся между контактами выключателя при их размыкании. Разработка ... отключения аппарата с одновременной блокировкой включения (что определяется проектом подстанции). Привод Приводы выключателей обеспечивают управление выключателем - включение, удержание во ...
Имеются также секционные разъединители (QS3, QS4), которые в нормальных условиях разомкнуты.
На стороне НН 10 кВ схема с одной секционированной системой шин. В случае аварии на трансформаторе или отключения линии электропередач, срабатывает АВР и автоматический выключатель включатся между шинами, контакты которого разомкнуты в нормальном режиме Рисунок 1.1 – Упрощённая принципиальная схема электрической подстанции
110/10 кВ «Тяговая»
Основные потребители подстанции являются ОАО «Молочный комбинат», ОАО «МНПЗ», а также несколько потребителей юридических лиц и бюджетных организаций.
ОАО «МНПЗ» и молочный комбинат являются потребителями Iкатегории. Согласно ПУЭ электроснабжение данного потребителя не должно прекращаться не на секунду, перерыв в электроснабжение допускается только на время срабатывание АВР. Для того чтобы обеспечить бесперебойное электроснабжение потребители должны питаться от двух независимых источников питания.
Кроме ОАО «Молочный комбинат» и ОАО «МНПЗ» от подстанции еще питаются жилые дома и бюджетные организации, по надёжность электроснабжения данные потребители относятся к II и III категории. Поэтому потребители также должны питаться от двух независимых источников питания.
2 Расчет электрических нагрузок ПС «Тяговая»
«По суточным графикам нагрузки потребителей электрической энергии на напряжении 10 кВ строим суточный график нагрузки»[2].
Рисунок 2 – Суточный график нагрузки
«На основе суточного графика нагрузки (рисунок 2)мы построим годовой график нагрузки по продолжительности (рисунок 3»[2].
Рисунок 3 – Годовой график нагрузки по продолжительности
«По годовому графику нагрузки по продолжительности (рисунок 3), рассчитаем технико-экономические показатели подстанции» [2].
Энергия, потребляемая за год
Wп РiTi , где « Р i активная мощность i-той ступени графика нагрузки, МВт;
- Тi продолжительность i-той ступени графика нагрузки, ч» [3].
Wп 15 915 13.5 364 12 546 10.5 1281 9 2196 7.5 3458 =
- Среднегодовая нагрузка:
где — число часов в году, ч ( ,
Коэффициент заполнения годового графика нагрузки:
где максимальная нагрузка, подключенная на данном напряжении МВт.
3 Выбор оптимальной мощности трансформаторов на подстанции
110/10 кВ «Тяговая»
Рассчитаем мощность для выбора трансформатора: [6,8,9]
S max ПС К1 2
S ном.Т (3.1)
К пер (n 1)
15 0,8
S ном.Т 8,57 МВА
1,4
Выбираем 2 ближайших больших по мощности трансформатора. Это будут ТДН – 10000/110/10 и ТДН – 16000/110/10. Проведем технико – экономический расчет для выбора трансформаторов.
3.1 Технико – экономический расчет ТДН – 10000/110/10 и ТДН – 16000/110/10
Таблица 3.1 — Паспортные параметры трансформатора по [6] ТДН – 10000/110/10 и ТДН – 16000/110/10
Каталожные данные
Тип S ном.Т , U ном обмоток, Px , Pк , трансформатора МВА кВ uк, % кВт кВт Ix , %
ВН НН ТДН- 10000/110 10 115 10,5 10,5 10 58 0,4 ТДН- 16000/110 16 115 10,5 10,5 13 85 0,4
Электрическая часть станций и подстанций
... на открытом воздухе. Целью данной курсовой работы является рассмотрение основных вопросов проектирования и выбора оборудования электрической подстанции. 3 4 Тип подстанции Проходная 35/10 кв 1 Исходные ... (i) (i) св(i) Данные всех расчетов сводятся в таблицы График полной мощности представлен на рисунке 18 Таблица.14 Расчет зимнего графика полной мощности нагрузки Час 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 ...
Расчёт потерь реактивной мощности трансформатора в режиме х.х.:
ТДН- 10000/110/10:
Iх
Qх SномТ (3.2)
0,4
Qх 10000 40 квар
ТДН- 16000/110/10:
Iх
Qх S ном Т (3.3)
0,4
Qх 16000 64 квар
Расчёт потери реактивной мощности трансформатора в режиме к.з.:
ТДН- 10000/110/10:
u к (%)
Qк S ном.Т (3.4)
10,5
Qк 10000 1050 квар.
ТДН- 16000/110/10:
u к (%)
Qк S ном.Т (3.5)
10,5
Qк 16000 1680 квар.
Коэффициент загрузки:
ТДН- 10000/110/10:
S max
кз (3.6)
S ном.Т
15000
кз 1,5
10000
ТДН- 16000/110/10:
S max
кз (3.7)
S ном.Т
15000
кз 0,93
16000
Расчет потери активной мощности короткого замыкания трансформатора:[25]
ТДН- 10000/110/10:
Pк Pк k un Qk (3.8)
Pк 58 0,05 1050 110,5 кВт. ТДН- 16000/110/10:
Pк Pк k un Qk (3.9)
Pк 85 0,05 1680 168 кВт. Расчет приведенные потери мощности трансформатора в режиме х. х.; ТДН- 10000/110/10:
Px Px k un Qx , (3.10)
Px 10 0,05 40 12 кВт.
ТДН- 16000/110/10:
Px Px k un Qx , (3.11)
Px 13 0,05 64 16,2 кВт.
Расчёт приведённых потерь мощности: ТДН- 10000/110/10:
PТ Px k 2з Pк , (3.12)
PТ 12 1,5 110,5 177,75 кВт.
ТДН- 16000/110/10:
PТ Px k 2з Pк , (3.13)
PТ 16,2 0,93 168 172,44 кВт.
Экономическая нагрузка трансформаторов: ТДН- 10000/110/10:
Px
S Э.ПС S ном.Т n n 1 (3.14)
Pk
S Э.ПС 10000 2 2 1 1512,54 кВА.
110,5
ТДН- 16000/110/10:
Px
S Э.ПС S ном.Т n n 1 (3.15)
Pk
S Э.ПС 16000 2 2 1 6982,97 кВА.
Потери электроэнергии на подстанции определим по формуле:
Wпс WxiW Wxi W
ki k .в.i
k 1 ‘
ni Px’ Ti ( Pк.в k з2.в.i Ti )
i 1 n
Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторе сведены в таблицы 3.2 и 3.3. Таблица 3.2 – ТДН- 10000/110/10 i S Bi , ni Ti , Wxi , k з.в.i Wki ,
МВА Ч кВт∙ч кВт∙ч 1 15000 2 915 21960 1,50 113745 2 13500 2 364 8736 1,35 33987 3 12000 2 546 13104 1,20 43439 4 10500 2 1281 30744 1,05 78029 5 9000 2 2196 52704 0,90 98276 6 7500 2 3458 82992 0,75 107468
W xi 210240 Wki 474944
W ПС 685184
Таблица 3.3– ТДН- 16000/110/10 i S Bi , ni Ti , Wxi , k з.в.i Wki ,
МВА Ч кВт∙ч кВт∙ч 1 15000 2 915 29646 0,93 66476 Продолжение таблицы 3.3 2 13500 2 364 11793 0,84 21574 3 12000 2 546 17690 0,75 25798 4 10500 2 1281 41504 0,65 45462 5 9000 2 2196 71150 0,56 57847 6 7500 2 3458 112039 0,46 61463
W xi 283822 Wki 278620
W ПС 562442
Рассчитаем стоимость 1 кВт ч электроэнергии:
CЭ
Тм
(3.16)
441 руб
СЭ 1,17 1,24
5622,66 кВт ч Определим стоимость годовых потерь в трансформаторах: ТДН-10000/110/10:
ИЭ WПС СЭ (3.17)
ИЭ 685184 1,24 849628,16 руб.
ТДН-16000/110/10:
ИЭ WПС СЭ (3.18)
ИЭ 562442 1,24 697428,08 руб.
Годовые отчисления определим по формуле: ТДН-10000/110/10:
ИО pсум К. (3.19)
Расчёт токов короткого замыкания и выбор трансформаторов тока
... ее в сети. 1. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 1.1 Расчет токов трехфазного короткого замыкания Схема замещения исследуемой сети для расчета токов короткого замыкания (КЗ) представлена на рис. 1.1. токов КЗ Расчет Первоначально определим ток короткого замыкания в точке К 1 . Проверим, является ...
ИО 0,094 19500000 1833000 руб.
ТДН-16000/110/10:
ИО pсум К. (3.20)
ИО 0,094 31200000 2932800 руб.
Рассчитаем годовые эксплуатационные издержки: ТДН-10000/110/10:
И ИО ИЭ (3.21)
И 1833000 849628,16 2682628,16 руб. ТДН-16000/110/10:
И ИО ИЭ (3.22)
И 2932800 697428,08 3630228,08 руб. Экономическая целесообразность выбора трансформатора: ТДН-10000/110/10:
З ПР ЕН К И (3.23)
ЗПР 0,15 19500000 2682628,16 5607628,16 руб. ТДН-16000/110/10:
З ПР ЕН К И (3.24)
ЗПР 0,15 31200000 3630228,08 8310228,08 руб.
По результатам технико – экономического расчета было выявлено, что наиболее выгодным вариантом для установки является трансформатор ТРДН – 10000/110/10.
4 Расчёт токов КЗ на подстанции 110/10 кВ «Тяговая»
Практическое использование электрооборудования подразумевает возникновение в электроустановках любой степени сложности токов короткого замыкания, что объясняется естественным старением изоляции, заводским браком, ошибками персонала, либо другими причинами. Короткое замыкание – любое непредусмотренное нормальными условиями работы замыкание между фазами, либо, в системах с заземленными нейтралами – между одной или несколькими фазами и землей (или нулевым проводом).
[10,15,20,]
К последствиям подобных замыканий можно отнести: резкое возрастание токов в токоведущих частях, как следствие, провал напряжения в схеме, а в некоторых случаях – возникновение электрической дуги, что приводит к порче оборудования и возникновению пожара. Протекание токов большой силы приводит к перегреву токоведущих частей, а в некоторых случаях, и к их механической деформации. Следствием вышеизложенного являются перерывы в электроснабжении, нарушение технологических режимов. [16,19]
Предотвращение коротких замыканий в сетях электроснабжения является одной из приоритетных задач проектирования системы
4.1 Расчет трехфазных токов КЗ
Данный расчет выполняется в целях выборы и проверки электрических аппаратов и проводников, а также выполнения проектирования устройств заземления и прочего оборудования.
Составим расчетную схему ПС и обозначим расчетные точки КЗ (рисунок 4.1 – 4.2)
Рисунок 4.1– Расчетная схема
Рисунок 4.2 – Схема замещения
Исходные данные:
Система: U 115 кВ, S кз 1800 МВА
Воздушная линия электропередач: U н 115 кВ, X уд 0,4 Ом/км,
l 2,8 км.
Трансформатор: S ном.Т 10000 МВА.
Определение параметров при: S б 100 МВА. Определим базисный ток для каждой стороны напряжения:
Sб
I 1б , (4.1)
3 U ВН
1000
I 1б 5,02 кА,
3 115
1000
I 1б 54,98 кА,
3 10,5 Рассчитаем сопротивления всех элементов схемы замещения. Система:
Iб
XC (4.2)
Sk
1000
XC 0,55 о.е.
1800 Обмотки трансформатора:
uк % Sб
X ТВ (4.3)
100 S н
0,5 10,5 1000
X ТВ 5,25 о.е,
100 10
10,5 1000
X ТН 10,50 о.е.
100 10 Воздушная линия:
Sб
XЛ x0 l , (4.4)
U 2н
1000
XЛ 0,4 2,8 0,084 о.е.
1152 Расчет 3-х фазных КЗ: Для точки К1: Расчет результирующего сопротивления до точки К1:
X 1 Xc Xл, (4.5)
X 1 0,55 0,084 0,63 о.е.
Расчет и проектирование отпаечной тяговой подстанции постоянного тока
... тяговая подстанция получает питание по двум радиальным линиям электропередачи 110 или 220 кВ от другой подстанции. В данном курсовом проекте необходимо рассчитать отпаечную тяговую подстанцию постоянного тока. Для питания тяговых потребителей на данной подстанции ...
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К1:
Eб
I по( 3) Iб , (4.6)
X 1
I по( 3) 5,02 7,96 кА.
0,63
Расчет ударного тока КЗ: к уд 1,8
(4.7)
i уд 2 I ( 3) по к уд ,
i уд 2 7,96 1,8 20,26 кА.
Для точки К2:
Расчет результирующего сопротивления до точки К2:
X 1 Xc Xл X ТВ X ТН , (4.8)
X 1 0,55 0,084 5,25 10,50 16,38 о.е.
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К2:
Eб
I по( 3) Iб , (4.9)
X 1
I по( 3) 54,98 3,35 кА.
16,38
Расчет ударного тока КЗ: к уд 1,92
(4.10)
i уд 2 I ( 3) по к уд ,
i уд 2 3,35 1,92 9,09 кА. 4.2 Расчет несимметричных токов КЗ
Для точки К1: Расчет сопротивлений прямой и обратной последовательности:
X 1 X 2 XC XЛ, (4.11)
X 1 0,55 0,084 0,63 о.е.
Расчет сопротивления нулевой последовательности:
X 1 X 2 XC X Л 4,7 (4.12)
X 1 0,55 0,084 4,7 2,96 о.е.
Расчет однофазного КЗ:
Еб
I по(1) m (1) Iб , (4.13)
X 1 X (1)
(1) 1
I по 3 5,02 3,56 о.е.
0,63 0,63 2,96
Расчет двухфазного КЗ:
(2) Еб
I по m ( 2) Iб (4.14)
X 1 X ( 2)
(2)
I по 3 5,02 6,90 о.е.
0,63 0,63
Расчет двухфазного КЗ на землю:
Еб
I по(1.1) m (1,1) Iб (4.15)
X 1
X (1.1)
(1.1) 0,63 2,96 1 I по 3 1 5,02 10,37 о.е.
(0,63 2,96 ) 2 0,63 0,63 2,96
(0,63 2,96 ) 2
Расчет ударных токов:
i уд( n ) 2 I ( n ) по к уд , (4.16) i уд(1) 2 3,56 1,8 9,06 кА,
i уд( 2 ) 2 6,9 1,8 17,56 кА,
i уд(1.1) 2 10,37 1,8 26,39 кА.
5 Выбор оборудования для ПС 110/10 кВ «Тяговая»
Все элементы электрической системы могут быть в трех основных режим работы: в режиме номинальной нагрузки (при непрерывной работе), перегрузок (40%) и в режиме КЗ. в зависимости от характера установки. [1]
При номинальном режиме эксплуатации надежная работа оборудования зависит от правильного выбора их номинальный ток и напряжения. В ненормальных условиях, когда величина полной нагрузки превышает допустимое (номинальное) значение надежной работы оборудование ограничено по долготы и затраченному времени оборудование в этом состоянии зависит исключительно от значений тока и напряжение. Так что для каждого элемента электрической системы диапазон значений тока и напряжения, который гарантированно работает без разрушения его целостности. [5,7]
5.1 Выбор высоковольтного выключателя
Высоковольтные выключатели – это электрические аппараты служащие для изменения состояния высоковольтного элемента сети (это может быть линия, секция шин и т. д.) «включено-выключено» с целью оперативного управления системой энергоснабжения, а также для защиты и отключения высоковольтного оборудования или участка сети в аварийных ситуациях. [5,7]
Высоковольтный выключатель состоит из: системы контактов, дугогасительного устройства, токоведущих частей, изоляции, приводного механизма и корпуса.
Конструкция выключателя позволяет отключать токи КЗ в несколько десятков тысяч ампер, токи нагрузки, а также сравнительно небольшие индуктивные и емкостные токи.
Основная проблема, возникающая при коммутации больших токов – это возникновение электрической дуги. Эта проблема решается применение различных диэлектрических сред между контактами выключателя.
Трансформатор постоянного тока
... Поэтому она имеет потенциал, близкий к потенциалу земли. Трансформаторы тока по назначению разделяются на трансформаторы тока для измерений и трансформаторы тока для защиты. В некоторых случаях эти функции совмещаются в одном ... на ИП переменного и ИП постоянного тока. В работе будут рассматриваться ИПТ переменного тока для установок и сетей с номинальной частотой тока 50 Гц. По назначению ИПТ ...
По этому признаку различают основные типы высоковольтных выключателей делятся на:
- масляные;
- воздушные;
- вакуумные;
- элегазовые. Названия выключателей отражают состав сред гашения дуги.
«Масляные выключатели довольно дешевы и просты в эксплуатации, но основной их недостаток — они пожаро – и взрывоопасны, к тому же довольно габаритные.
В воздушном выключателе гашение дуги происходит посредством мощного потока воздуха из резервуара высокого давления. Воздушные выключатели сложнее и дороже, чем масляные, для их работы требуется наличие компрессорной станции для получения чистого сухого воздуха под высоким давление.
В вакуумном выключателе дуга гаснет в разреженном пространстве дугогасительной камеры. Вакуум характеризуется чрезвычайно высокой электрической прочностью и быстро восстанавливается после электрического пробоя. Такие выключатели отличается высокой надежностью, простотой конструкции и уменьшенными затратами на обслуживание.» [5]
Гасящей средой в элегазовом выключателе является гексофторид серы SF6 (элегаз).
Эти выключатели отличаются повышенной коммутационной способностью и небольшими габаритами, основной недостаток – высокая стоимость.
На стороне 110кВ
По [11,9] выбираем LTB 145D1/B У1 Таблица 5.1– Расчетные и каталожные данные выключателя Условия для выбора Расчетные данные Каталожные
данные:
LTB 145D1/B
1 2 3
U нои U сет.ном U ном 110 кВ U сет.ном 110 кВ
S ном.т 10000 I ном 2000 А I ном.дл 1,4 I ном I ном.дл 1,4 73,48 А
3 U ном 3 110
I кз I откл I кз 10,37 кА I откл 31,5 кА
Ta
ia , 2 I кз e
ia , ia ,ном 0 , 032
ia ,ном 22,74 кА
2 10,37 e 11,23 кА
0 ,12
iуд iпрс iуд 26,39 кА iпрс 80 кА
Bk Bк.ном Bk I кз2 t откл.ном Ta Bк.ном 21,83 кА с
10,37 2 0,022 0,12 15,27 кА с
Выбранный выключатель подходит по всем параметрам.
На стороне 10кВ
По [9,11] выбираем BB/TEL-10-31,5/2000 У2 Таблица 5.2– Расчетные и каталожные данные выключателя Условия для выбора Расчетные данные Каталожные
данные:
BB/TEL-10-31,5
1 2 3
U нои U сет.ном U ном 10 кВ U сет.ном 10 кВ
S ном.т 10000 I ном 2000 А I ном.дл 1,4 I ном I ном.дл 1,4 808,32 А
3 U ном 3 10
I кз I откл I кз 7,96 кА I откл 31,5 кА
Ta
ia , ia ,ном ia , 2 I кз e ia ,ном 22,74 кА
0 , 032
2 3,35 e 3,62 кА
0 ,12
iуд iпрс iуд 9,09 кА iпрс 80 кА Продолжение таблицы 5.2
Bk Bк.ном Bk I кз2 t откл.ном Ta B к.ном 480 кА с
3,35 2 0,022 0,12 1,59 кА с
Выбранный выключатель подходит по всем параметрам.
5.2 Выбор разъединителя
Выбираем трехполюсный разъединитель типа SFD 123/1600. [9]
Термическая стойкость:
Bk I кз2 t откл.ном Ta (5.1)
Bk 10,37 2 0,022 0,12 15,27 кА с Таблица 5.3 – Расчетные и каталожные данные разъединителя Условия для выбора Расчетные данные Каталожные
данные:
SFD 123/1600
1 2 3
U нои U сет.ном U ном 126 кВ U сет.ном 110 кВ
S ном.т 10000 I ном 1600 А I ном.дл 1,4 I ном I ном.дл 1,4 73,48 А
Электрооптические методы измерения высоких напряжений и больших токов
... Безикович А.Я., Шапиро Е.З. Измерение электрической мощности. Спектор С.А. Измерение больших постоянных токов. Спектор С.А. Электрические измерения физических величин. Шваб А. Измерения на высоком напряжении. Оглавление Электрооптические методы измерений высоких напряжений и больших то ...
3 U ном 3 110
iуд iпрс iуд 26,39 кА iпрс 40 кА
Bk Bк.ном Bk I кз2 t откл.ном Ta B к.ном 1200 кА с
10,37 2 0,022 0,12 15,27 кА с
Выбранный разъединитель подходит по всем параметрам.
5.3 Выбор трансформаторов тока
На стороне 110 кВ
Расчетный ток продолжительного режима:
S Т .ном
I max (5.2)
3 U ном
10000
I max 1,4 73,48 А
3 110
Выбираем трансформатор тока типа ТВ-110-200/5У1 [5]
Все данные сводим в таблицу 5.4. Таблица 5.4 – Расчетные и каталожные данные Условия для выбора Расчетные данные Каталожные
данные:
ТВ-110-200/5
1 2 3
U нои U сет.ном U ном 110 кВ U ном 110 кВ
S ном.т 10000 I ном 200 А I ном.дл 1,4 I ном I ном.дл 1,4 73,48 А
3 U ном 3 110
iуд iпрс iуд 26,39 кА iпрс 145 кА
Bk Bк.ном Bk I кз2 t откл.ном Ta B к.ном 101,69 кА с
10,37 2 0,022 0,12 15,27 кА с
Таблица 5.5 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Нагрузка В∙А, фазы
Прибор Тип
А В С Амперметр ЩМ-120 0,1 — Ваттметр ЩМ-120 0,1 — 0,1 Счетчики активной и CЭТ 0,5 — 0,5 реактивной 4ТМ.03.01
энергии
Итого 0,7 — 0,6
Общее сопротивление приборов фаз:
S приб
Z приб , (5.3)
I 22
0,7
Z приб 0,03 Ом.
Сопротивление проводов:
Zпр Z 2ном Z приб Z к (5.4)
Zпр 1,2 0,03 0,1 1,07 Ом
Сечение проводов:
lp
s (5.5)
Z пров
0,018 120
s 2,02 мм 2
1,07
Принимаем стандартное сечение 2,5 мм2 для медного провода.
На стороне 10 кВ
Расчетный ток продолжительного режима:
SТ .ном
I max , (5.6)
3 U ном
10000
I max 1,4 808,29 А
3 10
Выбираем трансформатор тока типа ТПОЛ-10
Все данные сводим в таблицу 5.4. Таблица 5.4 – Расчетные и каталожные данные
Условия для выбора Расчетные данные Каталожные
данные:
ТПОЛ-10
1 2 3
U нои U сет.ном U ном 10 кВ U ном 10 кВ
S ном.т 10000 I ном 2000 А I ном.дл 1,4 I ном I ном.дл 1,4 808,29 А
3 U ном 3 10
iуд iпрс iуд 9,09 кА iпрс 100 кА Продолжение таблицы 5.4
Bk Bк.ном Bk I кз2 t откл.ном Ta B к.ном 400 кА с
3,35 2 0,022 0,12 1,59 кА с
Таблица 5.8 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Нагрузка В∙А, фазы Прибор Тип
А В С Амперметр ЩК-120 0,1 — Ваттметр ЩК-120 0,1 — 0,1 Варметр ЩК-120 0,1 — 0,1 Счетчики активной и CЭТ 0,5 — 0,5 реактивной 4ТМ.03.01 энергии Итого 0,8 — 0,7
Общее сопротивление приборов фаз:
S приб
Z приб , (5.7)
I 22
0,8
Z приб 0,03 Ом.
Сопротивление проводов:
Zпр Z 2ном Z приб Z к (5.8)
Zпр 1,2 0,03 0,1 1,07 Ом
Сечение проводов:
lp
s (5.9)
Z пров
0,018 70
s 1,18 мм 2
1,07
Принимаем стандартное сечение 2,5 мм2 для медного провода.
5.4 Выбор трансформаторов напряжения
На стороне 110 кВ [5]
Принимаем к установке трансформатор напряжения типа ЗНОГ-110-III У1. Проверим данный ТН по нагрузке вторичной обмотки и сведем в таблицу 5.10 Таблица 5.10 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Измерительные трансформаторы напряжения. Измерительные трансформаторы ...
... напряжений и токов. Измерительный трансформатор тока преобразует измеряемый большой ток в малый, а измерительный трансформатор напряжения – измеряемое высокое напряжение в низкое. Классификация измерительных трансформаторов По назначению измерительные трансформаторы подразделяются на измерительные трансформаторы для измерений и измерительные трансформаторы для защиты. ...
Потребляемая
Приборы Тип прибора Число приборов
мощность, ВА
Ваттметр ЩМ-120 6 0,6
Счетчики активной и
CЭТ-4ТМ.03.01 6 0,6 реактивной
энергии
Итого 1,2
Данный трансформатор в классе точности 0,2 имеет номинальную мощность 200 ВА. Таким образом, данный ТН подходит по всем параметрам.
На стороне 10 кВ
Принимаем к установке трансформатор напряжения типа НАМИ-10. [5] Максимальное число устанавливаемых приборов равно 11. Проверим данное количество по нагрузке вторичной обмотки и сведем в таблицу 5.11. Таблица 5.11 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Число Потребляемая
Приборы Тип прибора
приборов мощность, ВА
Счетчики активной и
CЭТ-4ТМ.03.01 8 0,8
реактивной энергии
Итого 0,8
Данный трансформатор в классе точности 0,2 имеет номинальную мощность 75 ВА. Таким образом, данный ТН подходит по всем параметрам.
5.5 Выбор гибких шин
Произведем расчет на стороне 110 кВ. [8]
Расчетный ток продолжительного режима:
SТ .ном
I max , (5.10)
3 U ном
10000
I max 73,48 А.
3 110
Сечение выбираем по экономической плотности тока jэ = 1А/мм2:
I ном
s , (5.10)
jэк
73,48
s 73,48 мм 2 .
Выбираем провод АС 95/16с Iдоп = 330 А.
Проверяем провода по длительно допустимому току:
I max 73,48 А I дл.доп 330 А
«При напряжении 35 кВ и выше необходима проверка по условиям коронирования.
Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля:» [8]
0,299
Е0 30,3 m 1 , (5.12)
r0
где: «m = 0,82 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности; r0 – радиус провода, см.» [8]
0,299
Е0 30,3 0,82 1 31,46 кВ / см.
1,26
Напряженность электрического поля около провода:
0,354 U ном
Е ,
Dср (5.13)
r0 lg
r0 где: «Dср = среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см» [3].
Dср 1,26 D (5.14)
где: «D – расстояние между соседними фазами, см» [8].
Dср 1,26 250 315 см,
0,354 115
Е 14,17 кВ / см.
1,26 lg
1,26
«При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% увеличивается. Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Е 0. Таким образом, должно выполняться условие:» [8]
1,07 Е 0,9 Е0 , (5.15)
15,72 кВ / см 28,31 кВ / см.
Следовательно, провод АС 95/16не коронирует и удовлетворяет всем условиям.
Рассчитаем ошиновку на стороне 10кВ.
Расчетный ток продолжительного режима: [9]
SТ .ном
I max , (5.16)
3 U ном
10000
I max 808 ,29 А.
3 10
Выбираем ошиновку 3хАС – 240/39 с Iдоп = 1830 А
Проверим провод на термическую устойчивость при к. з. Так как в ошиновке три провода на фазу, расчетный ток к. з. на один провод составит: [24]
Релейная защита и автоматика трансформаторов
... с характеристиками защит отходящих присоединений со стороны низшего напряжения трансформатора. Рис. 1. Защита трансформатора малой мощности с помощью предохранителей. Для упрощения и удешевления подстанций систем электроснабжения, ... процесса. Иногда для сведения до минимума ущерба от возникших повреждений релейная защита должна обеспечивать полное отключение в течение сотых долей секунды. По ...
I кз
I кз1 , (5.17)
11020
I кз1 3673,33 А.
I кз1 (5.18)
S min tср. з ,
C
где: С = 91 – термический коэффициент при нормальных условиях; tср.з = 0,5 с – время срабатывания защиты
3673,33
S min 0,5 28,54 мм 2 (5.19)
Выбранный провод удовлетворяет всем условиям.
6 Релейная защита
«Основное назначение релейной защиты – отключение поврежденного элемента электрической сети при коротких замыканиях и других ненормальных режимах для предотвращения значительных повреждений оборудования или предупреждение персонала о необходимости отключения оборудования или принятия мер по предупреждению повреждений, связанных с ненормальными режимами. В зависимости от характера ненормальных режимов и опасности их для оборудования релейная защита может действовать на сигнал или отключение.» [20].
Силовые масляные трансформаторы – самые дорогостоящие элементы оборудования распределительных подстанций. Трансформаторы рассчитаны на продолжительный срок службы, но при условии, что они будут работать в нормальном режиме, и не будут подвергаться недопустимым токовым перегрузкам, перенапряжениям и другим нежелательным режимам работы.
Для предотвращения повреждения трансформатора, продления его срока службы и обеспечения его работы в нормальном режиме нужны различные устройства защиты и автоматики.
Газовая защита является одной из основных защит трансформатора. Данная защита предназначена для отключения трансформатора 110 кВ от сети в случае возникновения внутренних повреждений в баке силового трансформатора.
Данное защитное устройство устанавливается в маслопроводе, который соединяется бак трансформатора с его расширителем. Основной конструктивный элемент газового реле — поплавок и две пары контактов, которые соединяются при опускании поплавка. При нормальном режиме работы газовое реле заполнено трансформаторным маслом, и поплавок находится в верхнем положении, при этом обе пары контактов разомкнуты. В случае возникновения межвитковых коротких замыканий обмоток трансформатора, либо в случае так называемого горения стали (нарушения изоляции листов стали магнитопровода) в баке появляются газы, образующиеся при разложении электротехнических материалов под воздействием электрической дуги.
Образующийся газ попадает в газовое реле и вытесняет из него масло. При этом поплавок опускается и замыкает контакты. В зависимости от количества скапливаемого газа могут замыкаться контакты, действующие на сигнал либо на полное отключение трансформатора от сети.
Срабатывание газового реле может быть также по причине значительного снижения уровня масла в баке силового трансформатора, что свидетельствует о полном отсутствии масла в расширителе. То есть данное устройство также выступает в роли защиты от чрезмерного снижения уровня масла в трансформаторе. [10]
Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ) Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ) является основной защитой трансформатора и служит для защиты от коротких замыканий обмоток трансформатора и токопроводов, находящихся в зоне действия данной защиты.
Принцип действия данной защиты основан на сравнении токов нагрузки каждой из обмоток трансформатора. В нормальном режиме на выходе реле дифференциальной защиты отсутствует ток небаланса. В случае возникновения двух или трехфазного короткого замыкания возникает ток небаланса – дифференциальный ток и реле действует на полное отключение трансформатора от сети.
Зона действия данной защиты — трансформаторы тока каждой из сторон напряжения силового трансформатора. Например, в трехобмоточном трансформаторе 110/35/10 кВ зона действия защиты помимо самого трансформатора включается в себя ошиновку (кабель), которая идет от вводов трансформатора до трансформаторов тока 110 кВ, 35 кВ и 10 кВ. [10,23]
Токовая ступенчатая защита трансформаторов
Для большей надежности помимо основных защит для силового трансформатора предусматривается резервная защита – ступенчатая токовая защита каждой из обмоток. Для каждой из обмоток трансформатора предусматривается отдельная максимально токовая защита (МТЗ) на несколько ступеней. Для каждой ступени защиты устанавливается свояуставка срабатывания по току и времени срабатывания. Если трансформатор питает нагрузки потребителей с большими пусковыми токами, то для предотвращения ложных срабатываний максимальная токовая защита имеет так называемую вольтметровую блокировку – блокировку защиты по напряжению. Для селективности работы защит трансформатора каждая из ступеней защиты имеет разное время срабатывания, при этом наименьшее время срабатывания имеют вышерассмотренные основные защиты трансформатора. Таким образом, в случае повреждения трансформатора или возникновения короткого замыкания в зоне действия защит сразу срабатывают основные защиты, а в случае их отказа или выведенного состояния защиту трансформатора осуществляют резервные токовые защиты. Также МТЗ силового трансформатора резервируют защиты отходящих присоединений, питающихся от данного трансформатора, срабатывая в случае их отказа. МТЗ осуществляет защиту от двух- и трехфазных коротких замыканий. Для защиты от однофазных замыканий на землю обмотка высокого напряжения 110 кВ имеет токовую защиту нулевой последовательности (ТЗНП).
Обмотка среднего напряжения силового трансформатора 35 кВ и низкого напряжения 6-10 кВ питает сети с изолированной нейтралью, в которых однофазные замыкания на землю фиксируют трансформаторы напряжения. Большинство сетей 6-35 кВ с изолированной нейтралью работают в режиме, при котором однофазное замыкание на землю не считает аварийным и соответственно не отключается автоматически действием защиты от замыкания на землю. Обслуживающему персоналу поступает сигнал о наличии однофазного замыкания на землю, и он приступает к поиску и отключению от сети поврежденного участка, так как продолжительное время работы в таком режиме недопустимо.
Исключение составляют случаи, когда отключение однофазных замыканий в сетях необходимо по требованиям безопасности. В таком случае защита от замыканий на землю может работать на полное отключение трансформатора либо обесточивание одной из его обмоток.
Защита трансформатора от перенапряжений
Для защиты трансформатора от перенапряжения на ошиновке с каждой стороны трансформатора устанавливают разрядники или ограничители напряжения (ОПН).
Если трансформатор работает в режиме разземленнойнейтрали по стороне высокого напряжения 110 кВ, то нейтраль соединяется с заземлением через разрядник или ОПН для того, чтобы защитить обмотку от повреждения в случае превышения напряжения выше допустимых значений при авариях в питающей сети. [20]
Дополнительные защиты трансформатора
Для защиты силового трансформатора предусматривают ряд дополнительных защит, позволяющих исключить развитие незначительных дефектов, отклонений от нормального режима работы в более масштабную аварийную ситуацию.
Защита от перегрузки – действует на сигнал с целью своевременного снижения нагрузки на трансформаторе.
Реле контроля температуры сигнализирует о повышении температуры верхних слоев масла выше установленных (допустимых) значений. Данная защита автоматически включает дополнительные системы охлаждения трансформатора, если таковые имеются. Например, включаются вентиляторы обдува, насосы принудительной циркуляции масла в охладителях. Если температура масла поднимается еще выше, то реле действует на отключение трансформатора от сети.
Защита минимального напряжения осуществляет отключение выключателя вторичной обмотки трансформатора в случае падения напряжения до недопустимых величин.
Автоматика силовых трансформаторов 110 кВ
Если на подстанции работает два трансформатора, то при падении напряжения до недопустимых величин, либо при обесточивании трансформатора защита минимального напряжения воздействует на устройство автоматического включения резерва (АВР).
Данное устройство осуществляет включение секционных или шиносоединительных выключателей, обеспечивая питание потребителей от резервного источника питания – силового трансформатора. [10,21]
На вводных выключателях среднего и низкого напряжения трансформатора может быть реализовано автоматическое повторное включение выключателя (АПВ), одноразово восстанавливающее питание трансформатора в случае его отключения действием той или иной защиты.
Если силовой трансформатор конструктивно имеет устройство регулировки напряжения под нагрузкой (РПН), то для него может быть установлено устройство автоматической регулировки напряжения (АРН).
Данное устройство осуществляет контроль напряжения на обмотках трансформатора и обеспечивает автоматическое переключение устройства РПН для обеспечения требуемого уровня напряжения на обмотках.
Рассчитаем дифференциальную токовую защиту силового трансформатора. [15] Таблица 6.1 – Расчет ДЗТ Наименование Обозначение и Числовое значение для стороны величины метод
115 кВ 10,5 кВ
определения Первичный ток S ном 10000 10000
I ном 50,20 549,85 на сторонах 3 U ном .ср 3 115 3 10,5 защищаемого трансформатора, А Продолжение таблицы 6.1 Коэффициент KI 200/5 2000/5 трансформации ТТ Схема K cx соединения ТТ, 3 1 коэф. схемы. Вторичный ток I ном K cx 50,20 3 549,85 1
I ном.втор 2,17 1,37 в плечах KI 200 / 5 2000 / 5 защиты, А Принятые I ном.ВН , I ном.НН 2,17 1,37 значения Размах РПН, % Размах РПН 100 (126 96,5)
2 111,25
За реально возможный диапазон регулирования напряжения согласно [15] принят диапазон от 96,5 кВ до 126 кВ. В таком случае середина диапазона равна:
96,5 (126 96,5)
111,25 кВ
Рассчитаем токовую отсечку (ДЗТ – 1).
Относительное значение тока равно:
I кз
I кз.вн. макс* (6.1)
I ном
1037
I кз .в н. м акс* 20,65 А
50,20
Уставка токовой отсечки равна:
I диф
1,2 0,7 20,56 17,34
I ном
Принимаем уставку токовой отсечки равную 18.
Рассчитаем дифференциальную защиту (ДЗТ – 2).
I д1
Принимаем базовую уставку ступени равной 0,3. Принимаем
I ном f добав 0,04.
Дифференциальный ток:
I диф Котс К пер Кодн U рпн f добав (6.2)
где: К отс 1,3 ; К пер 2,0 ; К одн 1,0 ; 0,1
I диф 1,3 2 1 0,1 0,13 0,04 0,481
Коэффициент снижения тормозного тока:
I торм
К сн.т 1 0,5 К пер К одн U рпн f добав (6.3)
I скв
К сн.т 1 0,5 0,37 0,815
Коэффициент торможения:
100 I диф 100 К отс К пер К одн U рпн f добав
К торм (6.4)
I торм К сн.т
100 0,481
К торм 59
0,815
Первая точка излома тормозной характеристики:
I д1
I т1 I ном (6.5)
I ном К торм
I т1 0,3 100
0,51
I ном 59
Вторая точка излома тормозной характеристики:
I т2
I ном
Уставка блокировки от второй гармоники:
I дг 2
0,15
I дг1
7 Оперативный ток на подстанции «Тяговая»
«Система оперативного постоянного тока – это оборудование, состоящее из источников питания, как правило, аккумуляторных батарей, коммутационного, систем управления приводами выключателей, релейной защиты и т. д.» [1].
В качестве аккумуляторных батарей используются 2 батареи, состоящие из 104 элементов, типа 12 GroE 300 classic. Данный тип батареи в сравнении с аналогами, способен работать с различными отечественными и импортными зарядно – подзарядными агрегатами, имеет более длительный срок службы в режиме постоянного подзаряда – 25 – 30 лет, надежное обеспечение резко переменной аварийной нагрузки. Для батареи в здании ОПУ предусматривается отдельное помещение, с системой приточно – вытяжной вентиляции и отоплением. Все элементы аккумуляторной батареи располагаются в 2 ряда на стеллажах, поставляемых в комплект с аккумуляторной батареей.
8 Собственные нужды подстанции «Тяговая»
Для электроснабжения подстанции устанавливаются трансформаторы собственных нужд. Выбор ТСН приведен в таблице 8.1. [11] Таблица 8.1 – Мощность электроприемников
Общая потребляемая мощность РС.Н., Наименование потребителей кВт, при установленной мощности
трансформаторов ПС 10 МВА
Подогрев выключателей 3,6 Подогрев приводов разъединителей 4,8
Подогрев шкафов КРУН 15
Подогрев релейного шкафа 10 Освещение, отопление, вентиляция
5,5
КРУН
Освещение ОРУ 110 кВ 5
Маслохозяйство 120
Итого 163,9
Данный расчет произведен для одной секции шин. Суммарная нагрузка составляет 663,18 кВт.
Мощность трансформатора:
S номТСН 0,7 Рс.н. (8.1)
S ном ТСН 0,7 163,9 114,73
Для подстанции принимаем к установке два трансформатора собственных нужд, типа ТМГ-160/10/0,4-У1
9 Расчет заземления подстанции «Тяговая»
Все электроустановки, а в частности, их части, не находящиеся под напряжением должны заземляться. Для формирования заземления используется сложный заземлитель, который состоит из вертикальных заземлителей, а также продольных и поперечных относительно подстанции заземляющих полос, электрически объединяемых в единый контур. [1,22]
Для τ = 0,04 с, находим Uпр.доп = 500 В
Сложные заземлители рассчитаются по формуле:
М
КП 0, 45
l в Lг (9.1)
а S
где: «М = 0,5 параметр, зависящий от 1
, т. к.грунт принят однородным, то 1
1,
- длина вертикального заземлителя;
- длина горизонтальных заземлителей;
- а = 5 м – расстояние между вертикальными заземлителями;
- S = 240м2 – площадь заземляющего устройства.» [6].
0,5 0,88
КП 0 , 45
0,17
5 128
5 12 20
«Коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растекания тока от ступней Rс:
Rч
(9.2)
Rч Rс
где: Rч 1000 Ом , Rс 1,5 в .с , в .с удельное сопротивление верхнего слоя грунта, в данном случае это чернозем, поэтому ρв.с = 84Ом∙м.» [6].
1000
0,88
1000 1,5 84
Напряжение на заземлителе Uз , В найдено по формуле :
U пр.доп
Uз (9.3)
КП
Uз 2941 В
0,17
В пределах допустимого (ниже 10 кВ)
Сопротивление заземляющего устройства:
Uз
R з.доп (9.4)
Iз
2941
Rз.доп 0,48 Ом
6170
Модель конструкция заземлителя представляет собой квадрат со стороной:
S 12 20 15,5 м
Количество ячеек :
Lг
m 1 (9.5)
2 S
m 1 3,1
2 15,5
Следовательно m = 3.
Общее расстояние полос в предполагаемом заземлителе:
L’г 2 S (m 1) (9.6)
L’ г 2 15,5 4 124 м
Длина сторон ячейки:
S
b (9.7)
m
15,5
b 5,2 м
«Вертикальные электроды наилучшим образом используются при расположении их в основном по периметру заземлителя.
Число вертикальных заземлителей, расположенных по периметру контура, при условии а/lв = 1:» [6].
S 4
nв (9.8)
1 lв
15,5 4
nв 12,4
Необходимое количество nв = 12 Длина вертикальных заземлителей:
Lв lв nв (9.9)
Lв 5 12 60 м
Относительная глубина погружения вертикальных электродов:
lв t 5 0,7
0,368 0,1
S 15,5
lв t
A 0,385 0,25 (9.10)
S
A 0,385 0,25 0,368 0,293
Общее сопротивление сложного заземлителя:
э э
Rз А (9.11)
S Lг Lв
84 84
Rз 0,293 2,03 Ом
15,5 124 60
Полученное значение меньше Rз.доп = 0,48 Ом, как и должно быть. Напряжение прикосновения:
U пр К П I з Rз (9.12)
U пр 0,17 6170 2,03 2129 В
Что больше допустимого значения 500 В. Чтобы понизить напряжение прикосновения необходимо сделать насыпать гравий слоем 20 мм.
Удельное сопротивление гравия э 3000 Ом м
1000
0,18
1000 1,5 3000
0,5 0,18
КП 0 , 45
0,05
5 128
5 12 20
Напряжение на заземлителе:
U пр.доп
Uз (9.13)
КП
Uз 10000 В
0,5
что в пределах допустимого (ниже 10 кВ)
Сопротивление заземляющего устройства:
Uз
R з.доп (9.14)
Iз
10000
Rз.доп 1,62 Ом
6170
Полученное значение меньше Rз.доп = 1,62 Ом, как и должно быть.
Напряжение прикосновения:
U пр К П I з Rз (9.15)
U пр 0,05 6170 1,62 491 В
Данное значение уже меньше 500 В. Это доказывает, что подсыпка сильно влияет на напряжение прикосновения.
10 Молниезащита подстанции «Тяговая»
Молниеотвод представляет собой металлический стержень, установленный на конструкции и предназначенный для защиты от удара молнии. Если появляется молния, она будет предпочтительно ударять по стержню и проходить на землю через провод, вместо того, чтобы проходить через конструкцию, где она может вызвать огонь или поражение электрическим током. [17]
Молниеотвод требует подключения к земле для выполнения своей защитной функции. Основной атрибут, свойственный всем громоотводам, состоит в том, что они сделаны из проводящих материалов, таких как медь и алюминий. Медь и ее сплавы являются наиболее распространенными материалами, применяемыми при молниезащите.
Проведем расчет молниезащиты для электрооборудования, находящиеся на территории подстанции. Для этого по [17] выбираем метод двойного стержневого молниеотвода. Надежность защиты 0,99. Высота молниеотвода 20 м. Расстоянии между молниеотводами L = 25 м.
LС 2,5 h (10.1)
LC 2,5 25 62,5 м
L Lc тогда hC h0
Высота конуса:
h0 0,8 h (10.1)
h0 0,8 25 21,3 м
Радиус конуса:
r0 1,2 h (10.2)
r0 1,2 25 30 м
Радиус защиты на высоте защищаемого сооружения: hx= 6 м
r0 (h0 hx )
rx (10.3)
h0
30 (21,3 6)
rx 21,5 м
21,3
Заключение
В данной бакалаврской работе реконструирована понизительная подстанция 110/10 кВ «Тяговая». Произведены расчёты электрических нагрузок. Рассмотрены различные варианты силовых трансформаторов, в результате чего по совокупности технико-экономических показателей был выбран трехфазный двухбмоточный трансформатор ТДН-10000/110/10. В следующем разделе рассчитаны токи симметричного и несимметричного короткого замыкания. В соответствии с полученными данными рассчитано и выбрано оборудование подстанции:
- На стороне 110 кВ: выключатель элегазовый LTB 145D1/B У1, разъединитель SFD 123/1600, трансформатор тока ТВ-110-200/5, трансформатор напряжения ЗНОГ-110-III У1.
- На стороне 10 кВ: выключатель вакуумный BB/TEL-10-31,5, трансформатор тока ТПОЛ-10, трансформатор напряжения НАМИ-10.
После выбор оборудования рассчитана дифференциальная релейная защита, выбран постоянный оперативный ток, определены собственные нужды подстанции, для обеспечения которых выбран трансформатор ТМГ-160/10/0,4 кВ. Также рассчитано заземление и молниезащиты подстанции.
Список используемых источников
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/raschet-transformatora/
