Для России проблема электроснабжения городов и промышленных центров имеет особую значимость, поскольку большая часть ее территории находится в суровых климатических зонах, и требования к надежности систем электроснабжения должны быть очень жесткими.
На современном этапе требуется повышение надежности электроснабжения городов в связи с массовой многоэтажной застройкой административных и жилых районов города, возрастающей электрификацией бытовой и коммунальной сфер, ростом разнообразия, единичных мощностей и категории электроприемников.
Анализируя современные тенденции электрификации коммунальнобытовых и производственных процессов в городах, следует отметить, что надежность их электроснабжения должна рассматриваться как комплекс, состоящий из таких единичных свойств, как безотказность, живучесть и безопасность. Очевидно, что безотказность на уровне абсолютно бесперебойного электроснабжения всех районов обеспечить невозможно. Поэтому отдельные кратковременные погашения части электроприемников неизбежны из-за случайных отказов электрооборудования, от них электроприемники должны иметь индивидуальную защиту.
Подстанция 110/10 кВ «Городская-2» является одним из энергоузлов, входящих в системообразующую городскую сеть г.о. Самары энергосистемы Самарской области. Реконструкция ПС 110/10 кВ Городская-2 вызвано необходимостью замены устаревшего электрооборудования и системы автоматического управления.
Целью данного работы является – рационально выбрать оборудование для реконструкции ПС 110/10 кВ «Городская-2».
Для решения поставленной цели необходимо произвести расчет нагрузки приходящуюся на подстанцию, выбрать схему ОРУ 110 кВ и выбрать оборудование ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ.
1 Краткая характеристика объекта проектирования
Подстанция 110/10 кВ «Городская-2» была введена в эксплуатацию в 1979 году, подключена к энергосистеме путём сооружения ВЛ 110 кВ Промышленная-1 и ВЛ 110 кВ Промышленная-2. Она предназначается для питания потребителей части г.о. Самара и промышленной зоны данного района.
Напряжение на ввода силовых трансформаторов подается по двум резервируемым воздушным линиям ВЛ – 110 кВ: «Промышленная -1» и «Промышленная -2». Такая схема позволяет производить поочередный ремонт и реконструкцию выключателей без отключения потребителей первой категории.
Основное оборудование подстанция 110/10 кВ «Городская-2» выпуска семидесятых годов, при этом реконструкция подстанции в течении всей эксплуатации не проводилась.
Разработка системы электроснабжения цеха промышленного предприятия
... подстанций промышленных предприятий должен быть правильным, технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения. ... задания режим работы оборудования односменным с ПВ=0,8, а график загрузки оборудования - равномерным. Принимая ... току выполняют по таблицам ПУЭ. Выбранные сечения проверяют сточки зрения их ...
На подстанции установлены: Два двухобмоточных трансформатора обмоткой 1Т и 2Т – ТДН-16000/110 по стороне 110 кВ трансформатор 1Т запитан от ВЛ – 110 кВ «Промышленная-1», трансформатор 1 2Т – от ВЛ – 110 кВ «Промышленная2».
1.1 Существующая схема. Необходимость реконструкции и
технического перевооружения
Рассмотрим подробнее существующую схему ПС 110/10 кВ «Городская2».
ПС является понизительной и имеет два напряжения 110 и 10 кВ. На стороне 110 кВ предусмотрена схема «Два блока 110 кВ с отделителями в цепях линий и ремонтной перемычкой с двумя разъединителями (рисунок 1.1).
ПС «Городская-2» является подстанцией с односторонним питанием. Согласно стандарту СТО ПАО «ФСК ЕЭС», на ПС 110/10 кВ «Городская-2», электрическую схему соединений необходимо выполнить по схеме 110-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».
Питание 1 секции 10 кВ осуществляется от трансформатора 1Т через вводной выключатель 10 кВ. Параллельная работа трансформаторов Т1 и Т2 при производстве переключений по переводу нагрузки, не допускается, так как данный режим работы обусловлен увеличением токов КЗ в сети 10 кВ.
Регулирование напряжения выполняется при помощи РПН.
Рисунок 1.1 — Существующая схема ПС 110/10кВ «Городская-2»
В цепи воздушных линий ВЛ – 110 кВ установлено электротехническое оборудование, необходимое для осуществления коммутаций, а также отключений при возникновении аварийных ситуаций, а также для отсоединения коммутационных аппаратов ВЛ – 110 кВ от сборных шин.
Силовые выключатели рассчитаны на отключение рабочих токов и токов короткого замыкания. На стороне 10 кВ установлены выключатели: ВМК-10-20/630, которые морально и физически устарели.
На участке схемы ГПП 10 кВ расположены выключатели: ВМК-1020/630, которые морально и физически устарели.
Разъединители применяются при коммутации под напряжением, но без нагрузки, а так же для создания видимого разрыва электрической сети, что обеспечивает безопасность оперативно-ремонтного персонала при ремонтных работах и оперативных переключениях. Для исключения аварий между выключателями и разъединителями, установленными на одной линии электропередачи, применяется система блокировок, упреждающая коммутацию разъединителя при замкнутых контактах выключателя.
По стороне 110 кВ в схеме предусмотрены отделители и разъединители: ОД-110/400 и РНДЗ-2-110/400.
Для защиты от внешних грозовых перенапряжений в сети сторона 110 кВ оснащена разрядниками РВС – 110/73 – 10; для защиты изоляции нейтралей трансформаторов используют РВС – 110/44 – 10; по стороне 10 кВ — РВС – 10/11. По новым нормам и правилам, согласно ПУЭ, при реконструкции подстанций вместо разрядников должны применяться современные ограничители перенапряжения ОПН.
РУ-10 кВ существующей подстанции выполнено схеме: «одна секционированная система сборных шин».
На реконструируемой ГПП в настоящее время функционируют два трансформатора типа ТРДН-25000/110 У1 мощностью 25 МВА, напряжением 110/10 кВ.
Для обеспечения измерения в сети 110кВ и 10 кВ токов и напряжений применяют трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.
Трансформатор постоянного тока
... 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 ... В зависимости от вида преобразования ИПТ делятся на преобразователи тока в ток, тока в напряжение (например, трансреакторы, магнитные трансформаторы тока), тока в неэлектрическую величину (например, в световой поток). При ...
Таблица 1.1 – Перечень измерительных трансформаторов 10 кВ UНом, кВ Тр-р тока Тр-р напряжения
10 ТЛМ-10/600 НАМИ-10/600
10 ТЛН-10/600
Так как схема РУ-10 кВ выполнена с одной секционированной системаой шин. Для ограничения токов КЗ используется раздельное функционирование секций. В схеме предусмотрен СВ 10 кВ с системой АВР.
Оборудование КРУ-10 кВ морально и физически устарело, в связи с этим в данном дипломном проекте будет рассмотрен вопрос полной замены оборудования ЗРУ – 10 кВ.
Распределение электрической энергии от ГПП осуществляется по КЛ и ВЛ электропередач 10 кВ.
Оперативный ток на ПС 110/10 кВ «Волжская-2» — переменный 220 В.
Наличие АВР на шинах собственных нужд обеспечивает достаточную надёжность питания цепей оперативного тока. Питание СН трансформаторной подстанции и цепей 220 В, осуществляется от двух трансформаторов марки ТМ-250/10/0,23.
Территория понизительной подстанции обнесена сетчатым забором и частично ж/бетонными плитами.
К недостаткам существующей схемы можно отнести следующие моменты:
1. К основным конструкционным недостаткам находящихся в настоящее время в эксплуатации разъединителей следует отнести плохую регулировку контактной системы. Из-за низкого качества, система вспомогательных контактов (КСА) практически не работает. В связи с этим электрическая блокировка на большинстве ПС выведена из работы. Требуются постоянные эксплуатационные расходы на проверку контактных соединений и поддержание контактов в нормальном состоянии.
2. Моторизированные приводы на напряжение 110 кВ отсутствуют.
3. Для обеспечения защиты изоляции от внешних перенапряжений в сетях применяются РВ. После завершения периода нормальной эксплуатации защитные свойства разрядников снижаются, что ухудшает защиту от грозовых перенапряжений в 3 – 4 раза.
4. Существующая схема «Два блока 110 кВ с отделителями в цепях линий и ремонтной перемычкой с двумя разъединителями» не отвечает современным требованиям надежности.
5. Физический износ помимо затрат на проведение плановых ремонтов на объектах реконструкции, является также причиной высокой аварийности и, соответственно, затрат на устранение последствий аварий, вызванных отказами.
По выше перечисленным причинам, возникает необходимость реконструкции и модернизации электрооборудования подстанции с целью повышения надежности электроснабжения и снижения затрат на ремонт и обслуживание оборудования.
1.2 Общие требования при реконструкции электроустановок
Согласно объемам реконструкции планируется произвести следующие:
- Реконструкция ОРУ 110 кВ: замена электротехнического оборудования 110 кВ; замена силовых трансформаторов.
- Реконструкция РУ 10 кВ: замена комплектно распределительного устройства на более нового образца.
Установка вместо разрядников устройств ограничения перенапряжений типа ОПН.
1.3 Технические решения при реконструкции ПС 110/10 кВ
«Городская-2»
Технические решения при реконструкции электрической части и электросилового оборудования ПС 110/10кВ «Городская-2» необходимые для обеспечения повышения надежности схемы подстанции:
- установка высоковольтных выключателей элегазовых на стороне 110 кВ на подходящих ВЛ – 110 кВ;
- замена устаревшего оборудования на современное оборудование.
К существующему ЗРУ — 10 кВ ПС 110 кВ «Городская-2» присоединены ЛЭП, обеспечивающие снабжение электрической энергией особо значимых потребителей.
«Реконструкция электрической части подстанции 110/10 кВ
... МВт. 3 Выбор оптимальной мощности трансформаторов на подстанции 110/10 кВ «Тяговая» Рассчитаем мощность для выбора трансформатора: [6,8,9] S max ... работ по улучшению технического состояния существующей подстанции. При реконструкции необходимо проводить анализ следующих основных пунктов: ... Pк 85 0,05 1680 168 кВт. Расчет приведенные потери мощности трансформатора в режиме х. х.; ТДН- 10000/110/10: ...
При проведении реконструкции ЗРУ — 10 кВ необходимо придерживаться следующих принципов:
- Максимальное сохранение в работе всех присоединений кабельных линий и воздушных линий 10 кВ;
- Обеспечение выдачи всей необходимой мощности, согласно договорным объемам и условиям на технологическое присоединение;
- Не допустимо использование ячеек секционного выключателя СШВ — 10 кВ для временного подключения присоединений;
- Необходимо выбрать оборудование с учетом будущих заявок на тех. присоединение будущих потребителей и выданных тех.условий для потребителей запитанных по стороне НН 10 кВ;
- Оптимальное использование территории существующей подстанции;
При проведении реконструкции ОРУ-110кВ ПС рекомендовать к использованию следующее оборудование:
1. Высоковольтные колонковые элегазовые выключатели на 110 кВ;
2. Разъединители с двигательными приводами на главные и заземляющие ножи;
3. ОПН-110 кВ.
При проведении реконструкции ЗРУ — 10 кВ рекомендовать использование модульного здания с ячейками СЭЩ — 70 укомплектованными вакуумными выключателями. 13
2 Расчет электрических нагрузок ПС 110/10 кВ «Городская-2»
Потребителями электроэнергии ПС 110/10 кВ «Городская-2» являются: жилые микрорайоны части г.о Самары.
Расчет необходимо выполнить на основании «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» РД 34.20.185-94 [2].
Суть данного метода состоит в следующем:
1. Все электроприемники разбиваются на характерные группы с однородным режимом работы и объединяются по месту подключения.
2. Для каждой характерной группы определяют:
а) среднюю активную мощность за наиболее загруженный период суток группы электроприемников одинакового режима работы
pсрi=Кu·∑pномi,
где рномi – номинальная мощность электроприемников,
Кu – групповой коэффициент использования.
б) среднюю реактивную мощность за наиболее загруженный период суток для группы электроприемников одинакового режима работы:
Qсрi=∑pср·tg φ,
где tg φ – соответствует групповому коэффициенту мощности.
3. Находят суммарную среднюю нагрузку по месту подключения электроприемников:
Pср Pсрi
k
Qср Qсрi
k
4. Определяют средневзвешенный коэффициент использования для рассматриваемой группы электроприемников:
Pср
K uср
Pном
5. Определяется эффективное или приведенное число электроприемников в группе nЭ
m
ni PH .Эi
nЭ i 1
ni PH .Эi
где ni – приведенное число электроприемников. Pн.эi –номинальная мощность «приведенного» электроприемника, которая для i-го узла определяется из соотношения Pн.эi= Pнi/ ni. Pнi-суммарная мощность всей группы электроприемников i-го узла.
Если в результате расчета получили, что nэ>n, то nэ=n.
6. По упорядоченным диаграммам определяют коэффициент максимума:
Расчет силового трансформатора (3)
... замыкания; потери короткого замыкания; потери холостого хода; ток холостого хода. Выбор исходных данных для расчетов производим из таблицы 1 методички в соответствии с номером варианта. № вари- анта Тип трансформатора Номинальная мощность ... которого изоляция должна выдерживать неограниченное время. Для надежной работы трансформатора его изоляция должна испытываться в соответствии с ожидаемыми ...
Км=f(Кuсрi, nэ )
7. Определяется расчетная нагрузка:
Pр=Км·Рср∑
Qр=К’м·Qср∑,
где К’м=1.1, если nэ≤ 10; К’м=1, если nэ> 10
2 2
Sр Pp Qp
Расчет электрических нагрузок приходящихся на ПС 110 кВ «Городская-2» по футболу с учетом новых потребителей сведем в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 — Нагрузки жилых и общественных зданий на шинах 10 кВ ТП по микрорайонам и промышленным потребителям
Расчетная
электрическая
нагрузка
жилых домов
микрорайона Qр.л.,
cosφ tgφ Sр, кВА
(квартала), кВар
Pр.мр , кВт,
приведенная
к шинам 0,4
кВ ТП Жилой район 1 0,87 1139,56 0,57 650 1312 Жилой район 2 6379,1 0,62 3955 7506
0,85 Жилой район 3 0,87 3182,11 0,57 1814 3663 Жилой район 4 0,9 2137,38 0,48 1026 2371 Жилой район 5 0,85 1382,03 0,62 857 1626 Жилой район 6 0,9 2208,04 0,48 1060 2449 Жилой район 7 0,9 2208,04 0,48 1060 2449 Пром.зона 2814,25 0,75 2111 3518
0,8 Учреждение здравохранения 0,92 2014,85 0,43 866 2193 Новые потребители согласно ТУ 0,85 6379,1 0,62 3955 7506 Итого по району 23684,39 13843 41,93
3 Выбор силовых трансформаторов
Мощность силовых трансформаторов определяется на основании годовых графиков нагрузки понизительной подстанции с учетом новых потребителей в соответствии заявленными техническими условиями.
Суммарная максимальная нагрузка подстанции:
Smax = 41,93 МВА.
Следовательно, мощность одного трансформатора, МВА:
- Sном.Т =0,7∙Smax ;
- Sном.Т = 0,7∙41,93 = 29,36 МВА.
По вышеприведённым расчётам можно сделать вывод что, в связи с ожидаемым ростом электрических нагрузок понизительной подстанции установленные трансформаторы ТРДН-25000/110/6/6 на ПС 110/6 кВ «Волжская-2» будут работать с перегрузкой.
В связи с планируемым ростом промышленных и бытовых нагрузок, выбираем силовые трансформаторы большей мощности.
По справочникам к установке выбираем силовые трансформаторы следующих марок:
- ТРДН–32000/110/10;
- ТРДН–40000/110/10.
Данные трансформаторы изготавливаются ООО «Тольяттинский Трансформатор» г. Тольятти.
1. Рассмотрим вариант с установкой трансформаторами типа ТРДН– 32000/110/10, паспортные данные которого в таблице 3.1
Таблица 3.1 – Каталожные данные трансформатора ТРДН– 32000/110/6
Каталожные данные
Тип S ном.Т . , Uном обмоток,
ΔРк, ΔРх, трансформатора МВА кВ uк, % Ix, %
кВт кВт
ВН НН
ТРДН –32000/110/10 32 115 10,5 10,5 145 44 0,75
Цена: 7 800 000 руб.
Коэффициенты загрузки обмоток трансформатора высшего и низшего напряжений:
SВ
k з .в ;
- S ном.Т
SВ 41940
k з .в 1,31 ;
- S ном.Т 32000
S Н 1, 2
k з.н1 k з .н 2 ;
- S ном.Т
20970
k з.н1 k з .н 2 0,66 ,
32000
где S В , S Н – расчетные нагрузки обмоток трансформатора высшего, и низшего напряжений. Потери холостого хода в силовом трансформаторе – активная мощность:
- Рх Рх ип Qх ;
Рх = 44 0,05 240 56 кВт,
где потери в режиме короткого замыкания – реактивная мощность:
Релейная защита и автоматика трансформаторов
... защитами смежных участков. Токовая защита трансформаторов выполняется с использованием вторичных максимальных реле тока ... цепях управления электроустановкой. К релейной защите предъявляют следующие требования: селективность ... трансформаторов, предназначенное для уменьшения суммарных потерь электроэнергии в трансформаторах; ... режима; надежность защиты обеспечивается как правильным выбором схемы и ...
I x (%)
Qx S ном.Т ;
0,75
Qx 32000 240 квар .
Потери мощности в режиме короткого замыкания:
- Рк.н1 Рк.н 2 Рк.н1, 2 ип Qк.н1, 2 ;
- Рк.н1 290 0,05 5880 584 кВт ;
- Рк.в Рк.в ип Qк.в ;
Рк.в 0 0,5 420 21 кВт ,
где потери мощности в обмотках ВН, НН1 и НН2:
- Рк.в 0;
- Рк.н1 Рк .
н 2 2 Рк.ВН НН ;
- Рк.н1 Рк.н2 2 145 290 кВт .
Потери мощности (реактивной) в обмотках ВН, НН1 и НН2 в режиме короткого замыкания:
U к.в (%)
Qк.в S ном.Т ;
1,3125
Q к .в 32000 420 квар ;
- U к .н1, 2 (%)
Qк .н1 Qк . н 2 S ном.Т ;
18,375
Qк .н1 Qк . н2 32000 5880 квар , где U к .в , U к.н1 , U к .н2 – напряжения к.з.,(%), обмоток трехфазного
трансформатора с расщепленной обмоткой, которые при заданных в справочнике значениях напряжений к.з. между обмотками u к . ВН НН
определяются из приближенных выражений:
- U к.в 0,125 u к.ВН НН ;
- U к.в 0,125 10,5 1,3125 % ;
- U к.н1 U к . н2 1,75 u к.ВН НН ;
- U к.н1 U к . н2 1,75 10,5 18,375 % .
Затем определим финансовые затраты на годовые потери электрической энергии в трансформаторах:
- Иэ Wпс С э ;
Иэ 1642399 0,97 1593127 ,03 ,
где Wпс – потери электроэнергии в трансформаторах, принимаем равными 1 642 399 кВт ч ; Сэ – стоимость 1 кВт ч электроэнергии, руб/ кВт ч , определяется из выражения:
Сэ ,
Т max
Сэ 0,9 0,97 кВт ч ,
3754 ,96
где –основная ставка двухставочного тарифа за 1 кВт договорной мощности, принимаем равной 270 кВт ; –дополнительная ставка двухставочного тарифа за каждый кВт ч активной энергии, учтенной расчетной счетчиком, принимаем равной 0,9 кВт ч .
Экономическая целесообразность выбора трансформаторов определяется методом приведенных затрат:
- Зпр ЕН К Ио Иэ ;
Зпр 0,15 7800000 733200 1593127 ,03 3496327 ,03 руб,
где К– капитальные затраты на оборудование ПС = 7 800 000 руб; ЕН – нормативный коэффициент дисконтирования, принимаем равным 0,15; И э – стоимость годовых потерь электроэнергии в трансформаторах, определяемых по выражению; И о – годовые отчисления, которые можно определить из выражения:
- Ио рсум К ;
Ио рсум К 0,094 7 800 000 733 200 руб,
где рсум ра рор – суммарный коэффициент отчислений, который состоит из
отчислений на амортизацию – р а , обслуживание и ремонт – рор , принимаем
равным 0,094 для ПС 110 кВ.
2. Рассмотрим вариант подстанции с установкой силовых трансформаторов типа ТРДН–40000/110/6 (таблица 3.2).
Таблица 3.2 – Паспортные данные трансформатора ТРДН–40000/110/6
Каталожные данные
Тип S ном.Т . , Uном обмоток,
ΔРк, ΔРх, Ix, трансформатора МВА кВ uк, %
кВт кВт %
ВН НН
ТРДН –40000/110/10 40 115 10,5 10,5 160 50 0,65
Цена: 11 200 200 руб.
Потери мощности (активной) силового трансформатора:
Тема работы: Измерительные трансформаторы тока
... (400...8000, Гц и выше), например, в схемах электроᴨȇчей; трансформаторы постоянного тока. трансформатор ток По климатическим условиям различают: трансформаторы тока для работы в странах с умеренным климатом - с темᴨȇратурой окружающего ...
- Рх = 50 0,05 260 63 кВт;
0,65
Qx 40000 260 квар .
Потери мощности (активной) при режиме короткого замыкания, обмоток ВН, НН1 и НН2:
- Рк.в 0;
- Рк.н1 Рк.н2 2 160 320 кВт .
Потери мощности (реактивная) обмоток силового трансформатора в режиме короткого замыкания:
1,3125
Q к .в 40000 525 квар ;
18,375
Qк .н1 Qк . н2 40000 7350 квар ;
- U к.в 0,125 10,5 1,3125 % ;
- U к.н1 U к . н2 1,75 10,5 18,375 % ;
- Рк.в 0 0,05 525 26 кВт ;
- Рк.н1 320 0,05 7350 688 кВт .
Определим стоимости годовых потерь электроэнергии в трансформаторах:
Иэ 1884178 0,97 1827652 ,66 руб.
Стоимость 1 кВт ч электроэнергии:
270
Сэ 0,9 0,97 кВт ч .
3754 ,96
Экономическая целесообразность выбора трансформаторов определяется методом приведенных затрат:
- Зпр 0,15 11200000 1052800 1827652 ,66 4560452 ,66 руб ;
- Ио 0,094 11200000 1052800 руб.
Согласно полученным результатам приведённые затраты на установку трансформатора марки ТРДН-40000/110/10 составляет 4 560 452,66 руб, а на трансформатор марки ТРДН-32000/110/10 составляет 3 496 327,03 руб.
При этом силовые трансформаторы ТРДН-40000/10 являются более перспективными в связи с планируемым вводом новых потребителей до 2020 года.
Вследствие этого к установке на понизительной подстанции 110/10 кВ «Городская-2» принимаются два трансформатора марки ТРДН-40000/110/10, имеющие меньшие приведённые затраты. Устанавливаемы силовые трансформаторы будут работать параллельно.
3.1 Выбор напряжения питающей сети
Выбор номинального напряжения питающей сети выберем по экономической плотности тока электрической сети согласно ПУЭ п.1.3.
Sj
Fj [мм2] ,
3 j эк U н
где Sj – полная мощность, протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии (принимаем номинальную мощность одного трансформатора)
Uн – номинальное напряжение сети;
- jэк – экономическая плотность тока.
jэк=1,1 [А/мм2] (см. ПУЭ п.1.3) [15]
SА е 40000
F 5 183 185 мм2
3 jэк U н 3 1,1 110
Сечение линии соответствует рекомендованным сечениям для напряжения 110 кВ (АС-70 – АС-240), поэтому выбираем питающие напряжение 110 кВ.
4 Расчет токов короткого замыкания
На рисунке 4.1 приведена схема замещения ПС 110/10 кВ «Городская2».
Рисунок 4.1 – Схема замещения подстанции 110/10 кВ «Городская-2»
Исходные данные для расчета:
Система: U Н 110 кВ , S Б 1000 МВ А , S КЗ 5000 МВ А .
Линии: х уд1 0,42 Ом / км , l 8 км, 340 м , U Н 110 кВ ,
х уд 0,42 Ом / км , l 8 км, 340 м , U Н 6 кВ .
Трансформатор: S Н 40 МВ А , S Б 1000 МВ А .
Необходимо определить параметры схемы замещения при приближенном приведении в относительных единицах.
Система:
Sб
х б ,с ;
Sк
1000
х б ,с 0,2 .
5000
Трансформатор:
U к.в ,% S б
х б ,Т в ;
100 S ном Т
1,3125 1000
х б ,Т в 0,41 ;
100 40
U к.н1 ,% S б
х б ,Т Н 1 х б ,Т Н 2 ;
100 S ном Т
18,375 1000
х б ,Т Н 1 х б ,Т Н 2 5,74 .
100 40
Измерительные трансформаторы напряжения. Измерительные трансформаторы ...
... токи. Измерительные трансформаторы делятся на трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. Их применение дает возможность пользоваться одними и теми же приборами со стандартными пределами измерения для измерения самых различных напряжений и токов. Измерительный трансформатор тока преобразует измеряемый большой ток ...
Линия:
Sб
х б,л х уд l ;
U ср2
8,34 1000
х б,л 0,4 0,13 ,
2 115 2
где U к .в =1,3125 % , U к.н1 U к .н 2 18,375 % – (для трансформатора S ном 32 МВ А ).
Короткое замыкание в точке К1 на шинах ОРУ-110 кВ ПС 110 кВ «Городская-2»:
- х рез( б ) х б ,с х б,л ;
- х рез(б ) 0,2 0,13 0,33 .
Базисный ток:
Sб
Iб ;
3 Uб
1000
Iб 5,02 кА.
3 115
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
Е б
I п3,о Iб ;
х рез( б )
I п3,о 5,02 15,2 кА.
0,15
Ударный ток короткого замыкания:
- i уд 2 I п,о k уд ;
i уд 2 33,47 1,8 38,3 кА,
где k уд =1,8 –ударный коэффициент.
Короткое замыкание в точке К2:
х рез( б ) х б ,с х б,л х б ,Т в х б ,Т Н 1, 2 х*б 0,2 0,13 0,41 5,74 3,53 10,01 .
Базисный ток:
Sб 1000
Iб 91,75 кА.
3 Uб 3 6,3
Значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
Е б 1
I п3,о Iб 91,75 9,17 кА.
х рез( б ) 10,01
Ударный ток короткого замыкания:
i уд 2 I п,о k уд 2 9,17 1,96 25,33 кА,
где k уд =1,96 – ударный коэффициент.
Данные расчетов токов к.з. сведены в таблицу 4.1 Таблица 4.1 – Данные расчета токов к.з. № п/п Uн, кВ Куд I(3)к, кА iуд, кА
К1 115 1,8 15,2 38,3
К2 10,5 1,96 14,1 25,33
5 Выбор электрооборудования
5.1 Выбор оборудования ОРУ – 110 кВ
Расчетный ток продолжительного режима с учетом 40 % перегрузки:
SТ .ном
I max 1,4 ;
3 U ном
40000
I max 1,4 225,18 А.
3 115
5.1.1 Выбор выключателей
Выключатель является одним из основных коммутационных аппаратов на подстанциях, способный производить операции по отключениям при любых режимах работы системы. Одной из самых сложных коммутацией является отключение токов КЗ.
К выключателям класса ВН предъявляются требования, такие как [14]:
- отключение токов широкого диапазона;
- скорость срабатывания;
- пригодность для АПВ;
- удобство обслуживания изнашиваемых узлов;
- удобство транспортировки.
Выбор выключателей производится [21]:
1) По напряжению электроустановки:
U уст U ном . (5.1)
2) По максимальному рабочему току:
I раб.н I ном , (5.2)
где Uном, Iном – паспортные (каталожные) параметры выключателя;
3) Проверка на отключающую способность выключателя:
I ПО I ОТКЛ (5.3)
4) Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:
iу I m дин , (5.4)
где Ino и iУ — значения периодической составляющей тока к.з. и ударного тока в цепи, кА;
- Iдин, Imдин — значение предельного и сквозного тока к.з., кА.
5) Проверка на термическую стойкость:
В ВK, (5.5)
где ВК – значение импульса квадратичного тока, определяется по формуле:
Вk I T2 tT , (5.6)
где IT – ток термической стойкости, кА;
- tT – допустимое время действия термического тока предельной стойкости, с;
- IT и tT – справочные данные;
- В – расчетный импульс квадратичного тока к.з., определяется по формуле:
В 2
Установка силовых трансформаторов
... на время транспортировки демонтируются и устанавливаются на месте монтажа трансформатора (рис. 1). силовой трансформатор ток намагничивание а) б) Рис. 1. Монтаж систем охлаждения Д (а) и ДЦ (б) ... открытом воздухе Тоткр ограничивают в зависимости от относительной влажности воздуха и напряжения трансформатора (табл. 1). Таблица 1 Напряжение трансформатора Влажность, % Тоткр , ч до 35 кВ до 75 24 ...
I no t откл Ta , (5.7)
где tоткл – время отключения к.з.:
tоткл = tрз+tвык , (5.8)
где tрз – время действия релейной защиты принимается 0,4 с. ;
- tвык — собственное время отключения выключателя,с.
Согласно нормативным документам ПАО «ФСК ЕЭС» и ПАО «Россети» закреплено решение о преимущественном применении при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и замене оборудования подстанций напряжением 330—750 кВ замена на элегазовые выключатели, а на подстанциях напряжением 6, 10, 20, 35 кВ — вакуумных выключателей. В классе напряжения 110—220 кВ из – за отсутствия какихлибо альтернативных вариантов предлагается применять элегазовые выключатели. Основные достоинства данных выключателей:
- Полная заводская готовность, быстрый монтаж и наладка под руководством шеф-персонала завода;
- Естественный уровень утечек элегаза — не более 0,5% в год;
- Комплектация пружинным приводом с увеличенным количеством сигнальных контактов, длительно пропускающих токи широкого диапазона (от 5 до 25 А);
- автоматическим управлением 2-мя ступенями обогрева шкафа и контролем их исправности;
- Высокий механический и коммутационный ресурс, обеспечивающие при нормальных условиях эксплуатации не менее, чем 25летний срок службы до первого ремонта;
- Высокие пожаро- и взрывобезопасность;
- Минимальное техническое обслуживание и межремонтный период;
— Для ОРУ 110 кВ подстанции «Городская-2» 110/10 кВ выбираем элегазовый выключатель серии ВГТ-110кВ от производителя ОАО «Электротяжмаш», так данные выключатели хорошо себя зарекомендовали в течение эксплуатации на многих электроэнергетических предприятиях.
Паспортные данные выключателя, а также расчетные параметры электрической сети представлены в таблице 5.1
Таблица 5.1 — Технические данные выключателя ВГТ-110-31,5/400У1 Методика Расчет Паспорт
ВГТ -110-31,5/1000 У1
1 2 3
U ном Uc Uc 110 кВ U ном 110 кВ
I ном I max I max I раб.утяж 225 ,18 А I ном 1000 А
I откл.ном Iп Iп 15,2 кА I откл.ном 31,5 кА
iа.ном ia ia 9,673 кА i а.ном 16,4 кА
I дин I п0 I п0 15,2 кА I дин 31,5 кА
iдин i уд i уд 38,3 кА i дин 102 кА I тер tтер Bk Bk 20,79 кА2∙с I 2тер t тер 31,5 2 3 2976 ,7 кА2∙с
Рассмотрим выбор высоковольтного выключателя на ОРУ 110 кВ для присоединения воздушной ЛЭП Промышленная-1. Максимальный рабочий ток в линии равен:
S
I раб.макс , (5.9)
3U н
40000
I раб.м акс 225.18 А
3 115
Намечаем выключатель типа ВГТ-110кВ [7]: Рисунок 5.1 – Внешний вид выключателя марки ВГТ-110-31,5/400У1
Из произведенных расчетов в сведенных в таблицу 5.1 на основании п. 5.1 сделан вывод о возможности установки элегазового колонкового выключателя марки ВГТ-110-31,5/400У1. Таким образом, выключатель удовлетворяет условиям.
Для ОРУ 110 кВ подстанции «Городская-2» 110/10 кВ выбираем элегазовый выключатель серии ВГТ-110кВ от производителя ОАО «Электротяжмаш», так данные выключатели хорошо себя зарекомендовали в течение эксплуатации на многих электроэнергетических предприятиях.
5.1.2 Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производится [14] по тем же параметрам, что и для выключателя.
Результаты выбора разъединителей сведены в таблицу 5.2
Таблица 5.2 – Выбор высоковольтного разъединителя
РПД-110/1000 УХЛ 1 Условие выбора Расчётные данные Каталожные данные 1. U уст Uн Uн 115 кВ Uн 115 кВ
I раб.макс Iн Iраб.макс=227 А Iн 1000 А
iу i пр.с i уд 38,3 кА i пр.с 80 кА
4. B к I 2т t т Bk 20,79 кА2∙с I 2т t т 3969 кА2с
Разъединители не проверяют на коммутационную способность при КЗ, поскольку они не предназначены для работы в таком режиме, при этом они так же не могут отключать элемент электрической сети при номинальных тока, так как они служат для создания видимого разрыва электрической цепи и оперативного переключения.
Выбираем к установке разъединитель марки РПД-110/1000 УХЛ 1 (ОАО «УЭТМ», г. Екатеринбург).
На рисунке 5.2 представлен разъединитель марки РГП-110/1000 УХЛ 1.
Параметры разъединителя и расчетные данные сведены в таблицу 5.3
Таблица 5.3 – Выбор разъединителей
Условия выбора Методика Паспорт
U ном Uc Uc 110 кВ U ном 110 кВ
I ном I max I max 225,18 А I ном 1000 А
iдин i уд i уд 38,3 кА i дин 80 кА
3969 кА ·с
20,97 кА ·с
2 2
I тер tтер Bk Bk I тер tтер 31,52 4
Сравнивая данные (таблица 5.4), видим, что разъединитель РГП 110/1000 УХЛ 1 выбран правильно, так как основные технические параметры разъединителя удовлетворяют всем условиям проверки.
Рисунок 5.2 — Разъединитель марки РПД-110/1000 УХЛ 1
5.1.3 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, применяемых в токовых цепях РЗ и А [16].
На территории ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ «Городская-2» согласно ряду положений трансформаторы тока должны устанавливаться как перед высоковольтными выключателями, так и встраиваться в ввода силовых трансформаторов. Таблица 5.4 – Нагрузка ТТ на вторичной обмотке Прибор Тип Нагрузка по фазам, В·А
А В С Амперметр АМ-А301 0,5 0,5 0,5 Ваттметр Ц-301/1 0,5 0,5 0,5 Счетчик СЭТ-4ТМ 3,6 3,6 3,6 Итого: 4,6 4,6 4,1
Сопротивление приборов находится по формуле:
4,6 rприб 0,184 Ом. Для ТГФМ – 110Б-1-У1 в классе 0,5 Z 2ном 1,2 Ом. Допускаемое сопротивление проводника:
rпров 1,2 0,184 0,1 0,916 Ом.
Тогда:
3 l расч q ;
rпров
(0,0283 3 60) q 3,21 мм.
0,916
Кабель контрольный с алюминиевыми жилами — 4мм2.
0,0283 3 60 rпров 0,74 Ом.
36
Вторичная нагрузка ТТ:
r2 0,184 0,74 0,1 1,024 Ом.
Согласно расчетам, выбираем трансформатор тока (ТТ) типа ТГФМ – 110Б-1-У1 (ЗАО Энергомаш, г. Екатеринбург-Уралэлектротяжмаш).
Таблица 5.4 – Расчёт трансформатора тока 110 кВ
Расчёт Паспорт ТГФМ-110Б-1-У1
U уст 110 кВ U ном 110 кВ
I max 225,18 А I ном 50 600 А
i уд 38,3 кА I дин 126 кА
2 2
Вк 20,79 кА *с Вк 2028 кА *с
r2 1,024 Ом r2 1,2 Ом
На рисунке 5.3 представлен трансформатор тока ТГФМ-110Б-1-У1.
Рисунок 5.3 — Трансформатор тока ТГФМ-110Б-1-У1
Также для установки принимается трансформатор тока типа ТВТ – 300/5 встраиваемый в высоковольтные ввода трансформатора со стороны 110 кВ производства ООО ТД «Автоматика» г. Смоленск.
5.1.4 Выбор измерительного трансформатора напряжения
Измерительные ТН предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения.
Нагрузка подключённых приборов по формуле:
S2 ( S приб cos приб )2 ( S приб sin приб )2 P 2 приб Q 2 приб .
Таблица 5.6 – Вторичная нагрузка ТН 110кВ
Мощность, Потребляемая мощность Наименование потребляемая
cosφ
прибора одной катушкой, Вт В·А В·А
В·А
1 2 3 4 5 6 Вольтметр Э-762 9 1 9 9 9 Ваттметр Ц-301/1 10 1 10 10 10
Счетчик
1,5 0,53 0,8 0,8 1,5 СЭТ4-ТМ Итого по ТН: — — 19,8 19,8 19,8
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения S2 19,8 В·А.
Для ОРУ 110 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-11083 (ОАО ХК «Электрозавод»).
На рисунке 5.4 представлен трансформатор тока НКФ-110-83.
Рисунок 5.4 — Трансформатор напряжения НКФ-110-83
5.2 Выбор оборудования на стороне 10 кВ
Распределительное устройство 10 кВ выполнено в виде комплектного распределительного устройства, с выкатными тележками и масляными выключателями марки ВМП. КРУ – 10 кВ размещен на территории закрытого распределительного устройства.
Согласно п.1.2 и п.1.3 данной квалификационной работы, при реконструкции КРУ – 10 кВ старое оборудование необходимо заменить полностью на новое КРУ-10 кВ с вакуумными выключателями.
Одним из лидеров среди отечественных производителей высоковольтного электротехнического оборудования является ОАО «Электрощит» г. Самара. Исходя из широкого применения различного встраиваемого оборудования, безопасности, высокого срока службы и надежности, а так же удобства и простоты монтажа выбираем СЭЩ-70.
Для комплектования КРУ — 10 кВ выберем малогабаритные ячейки СЭЩ-70, изготовляемые самарским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ10 кВ.
В составе КРУ сери СЭЩ-70 входят вакуумные выключатели типа ВВУ-СЭЩ-10 кВ с пружинным приводом, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники, заземляющие ножи, сборные и соединительные шины, опорные и переходные изоляторы [10].
Токи с учетом 40 % перегрузки:
SТ.ном 40000
Imax 1,4 1,4 2055 А .
3 Uном 2 3 10,5 2
5.2.1 Выбор выключателей на 10 кВ
Выключатель выбирается по таким же параметрам, что и выключатель на высокой стороне. Все каталожные и расчетные величины сведены в таблице 5.7.
Таблица 5.7 – Вакуумный выключатель 10 кВ
Расчет Паспорт
Uном 10 кВ Uсет.ном 10кВ
I max 2055 А I ном 2500 А
I п3,о 14 ,1 кА I откл.ном. 31,5 кА
ia., 5,5кА ia., ном 20,04 кА
I дин 14,1кА I п ,о 31,5 кА
1,85 кА с Вк НОМ 2976 кА 2 с
Вк
Рисунок 5.5 – КРУ типа КРУ-СЭЩ-70
5.2.2 Выбор трансформатора тока 10 кВ
Выбираем и проверяем трансформатор тока: ТОЛ – СЭЩ – 10 ЗАО «Самарский электрощит» г. Самара. Все каталожные и расчетные величины сведены в таблице 5.8. Трансформатор тока ТОЛ – СЭЩ – 10 кВ обеспечивает передачу сигнала измерительной информации измерительным приборам.
Таблица 5.8 – Расчетные и каталожные данные трансформатора тока ТОЛ – 10 кВ
Расчёт Паспорт: ТОЛ-СЭЩ 10 кВ
Uуст 10 кВ Uном 10 кВ
I max 2055 А I ном 2500 А
i уд 25,33 кА I дин 100 кА
Bk 1,85 кА ·с Вк
4800 кА *с
Данные контрольно-измерительных приборов представлены в таблице 5.9.
Таблица 5,9 – Данные контрольно-измерительных приборов №
Прибор Тип S прибора [B A] п/п 1 Амперметр ЭА-0702 0.5 2 Счетчик активной энергии СЭТ-4ТМ 3,6 3 Счетчик реактивной энергии СЭТ-4ТМ 3,6 4 Варметр Н-395 2 5 Ваттметр Ц-301/1 0,5
Итого 10,2
Расчет вторичной нагрузки трансформатора тока:
10,2
rприб 0,45 Ом.
Для ТОЛ-СЭЩ 10 кВ в классе 0,5 Z 2ном 1,2 Ом.
Допустимое сопротивление провода:
- rпров Z 2 ном rприб rк ;
- rпров 1,2 0,45 0,1 0,65 Ом.
Тогда:
3 l расч
q ;
rпров
(0,0283 3 60)
q 4,51 мм.
0,65
0,0283 3 60
rпров 0,59 Ом.
Таким образом, вторичная нагрузка составляет:
r2 0,45 0,59 0,1 1,14 Ом.
5.2.3 Выбор трансформатора напряжения
Из предлогаемого перечення трансформаторов напряжения (ТН) к установке принимается трансформатор напряжения НАМИ – 10 кВ ЗАО «Самарский Электрощит».
Контроль на стороне 10 кВ осуществляется с помощью следующих контрольно-измерительных приборов: вольтметр, вольтметр фазный, фазометр, частотомер. Данные контрольно-измерительных приборов представлены в таблице 5.10.
Таблица 5.10 – Контрольно-измерительные приборы во вторичной цепи ТН
Общая
Типы Потребляема Число cos Число
sin потребляема
приборо я мощность катуше приборо Прибор я мощность
в одной к в
Q,
катушки, ВА Р, Вт
вар Вольтметр Э – 351 2,0 1 1 0 1 2 —Ваттметр Ц-301/1 2,0 1 1 0 1 2 — Счетчик
СЭТактивной 2 2 0,38 0,925 1 1,52 3,7
4ТМ энергии Счетчик
СЭТреактивно 2 2 0,38 0,925 1 1,52 3,7
4ТМ й энергии
Итого 7,04 7,4
S2 ( S приб cos ) 2 ( S приб sin ) 2 2
Pприб 2
Qприб 7,04 2 7,4 2 9,91 В А. .
Выбранный трансформатор напряжения НАМИ – СЭЩ – 10 кВ имеет номинальную мощность в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков, 75 В А . Таким образом:
S2 S ном ,
11,7 75 .
Из произведенных расчетов сделан вывод о возможности установки трансформатора напряжения марки НАМИ – СЭЩ – 10 кВ, так как технические параметры трансформатора напряжения удовлетворяют всем условиям проверки.
5.3 Выбор ограничителей перенапряжения
К основным параметрам ограничителя относятся:
- наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение;
- номинальное напряжение, номинальный разрядный ток, класс пропускной способности;
- уровни остающихся напряжений при коммутационных и грозовых импульсах;
- величина тока срабатывания противовзрывного устройства;
- длина пути утечки внешней изоляции.
Места установки и расстояния от ограничителей до защищаемого оборудования должны соответствовать требованиям «Правил устройства электроустановок», раздел 4 седьмое издание [1].
Выбираем ограничители перенапряжения.
Для напряжения 10 кВ выбираем ОПН-10/11-10
Для напряжения 110 кВ выбираем ОПН-110/73-10.
Таким образом выбранные обеспечивают необходимые требования к защиты системы электроснабжения от перенапряжений.
6 Выбор релейной защиты и автоматики подстанции ПС 110/10 кВ
«Городская-2»
6.1 Микропроцессорное устройство «Сириус»
Микропроцессорное устройство «Сириус» изготавливается компанией ООО НПО «ЭКРА» (г. Чебоксарыа), и выполняет функции максимальной токовой защиты.
Функции данного устройства таковы:
- 3-ступенчатая МТЗ с независимой выдержкой времени;
- 2-ступенчатая дифф. защита.
Данное техническое средство РС83-ДТ2 может снабжаться электроэнергией как от источника постоянного, так и от источника переменного оперативного тока.
Все имеющиеся данные в устройстве передаются диспетчеру и могут обрабатываться по месту или дистанционно.
6.2 Расчёт уставок защиты трансформатора с применением
устройства «Сириус 2Т»
Параметры терминала «Сириус 2Т» для защиты силового трансформатора,
со схемой Y/∆:
- на ВН – звезда;
- на НН – треугольник.
Электрическая нагрузка (максимальная) силового трансформатора – Sнагр.max = 41,93 МВ∙А.
Значения токов КЗ (максимальный/минимальный режим) на стороне 110 кВ (точка К1) и шинах 10 кВ (точка К2) представлены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Значения токов КЗ Величина напряжения Режим ЭЭС Ток КЗ
Максимальный ВН
I K(31)MAX 4827 А Сторона 110 кВ
Минимальный ВН
I K(31)MIN 2357 А
Максимальный I K(32) MAX
HН
24840 А
Сторона 10 кВ
Минимальный I K(32) MIN
HН
21323 А
Значения токов короткого замыкания в К2, приведенные к стороне ВН определяются по выражению:
I K(32) НН
I K(32) ВН ,
kТ
( 3) HH где I K 2 — ток 3х-фазного КЗ на стороне 10 кВ; kT — коэффициент трансформации СТ.
Ток короткого замыкания в максимальном режиме электроэнергетической системы:
24840
I(3)ВН
K 2MAX 1361А.
115 / 10,5
Ток КЗ в минимальном режиме электроэнергетической системы:
21323
I(3)ВН
K 2MIN 1168А.
115 / 10,5
6.3 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора
Дифференциальная защита реализовывается на основе терминала типа «Сириус 2Т». Методика выбора уставок представлено ниже: — На стороне ВН – 110 кВ, коэффициент выравнивания:
I НОМ.ТТ .ВН K B1 ,
3 I НОМ.ТР.ВН K B1 1,078 , К В1 1,08.
3 160 ,8
На стороне НН – коэффициент выравнивания:
I НОМ.ТТ . НН K B2 ,
I НОМ.ТР. НН
3000 K B2 1,022 , К В 2 1,02.
2936 ,05
Уставки по току находятся:
ДТ 5 1,0 I УСТ . ВН 4,63 A.
1,08 ДТ I УСТ . ВН 4,6 A.
ДТ 5 1,0 I УСТ . НН 4,91 A.
1,02 ДТ I УСТ . НН 4,9 A.
Ток срабатывания:
ДТ ДТ I УСТ . ВН K ТТ . ВН I СЗ . ВН ,
K СХ .ВН
ДТ 4,6 300 / 5 I СЗ . ВН 159 ,54 А.
48
Коэффициент чувствительности:
( 2)
I КЗ . min
kЧ ,
I СР.ТО
( 2) 3 ( 3)
I КЗ I КЗ ;
3
( 2)
I КЗ 1168 1010 А ;
1010
k× 6,33 2.
159 ,64
Уставка по вторичному току срабатывания:
ДО
5 I
ДО СР
I УСТ . ВН ;
K В1
ДО 5 6,0 ДО
I УСТ . ВН 27 ,78 А. I УСТ . ВН 28 А.
1,08
ДО
5 I
ДО СР
I УСТ . НН ;
K В2
ДО 5 6,0 ДО
I УСТ . НН 29,41 А. I УСТ . НН 30 А.
1,02
Ступень отсечки дифференциальной:
ДО 28 300 / 5
I СЗ . ВН 971,09 A.
По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме в точке K1 найдем ток двухфазного КЗ:
3
I К( 21)min 2357 2041 A ;
2041
kЧ 2,11 1,5 .
971,09
Первая ступень отсечки терминала «Сириус 2Т» удовлетворяет требованиям.
Заключение
В данной квалификационной работе был рассмотрен вопрос выбора реконструкции понизительной подстанции «Городская-2»-110/10 кВ. Выполнены расчеты электрических нагрузок и токов КЗ. По ним были рассчитаны и выбраны оборудование устанавливаемое в распределительных устройствах ОРУ-110, ЗРУ-10 кВ понизительной подстанции «Городская-2».
В результате выбранное оборудование позволяет обеспечить надежное электроснабжение района г. Самара. Отвечает всем требованиям предъявляемым к электрооборудования электрических сетей, а модернизация трансформаторного парка и установка двух трансформаторов ТРДН40000/110/10 позволит обеспечить подключение вновь возводимых промышленных предприятий качественной электрической энергией с перспективой развития района до 20 лет.
Цели и задачи данной квалификационной работы выполнены.
Список использованных источников
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/rekonstruktsiya-podstantsii-2/
