Месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

метки: Быстринское, Месторождение, Выбор, Выключатель, Трансформатор, Напряжение, Вакуумный, Мощность

Электрическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Широкое распространение электрической энергии обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования и возможностью передачи на большие расстояния.

Нефтегазодобывающая промышленность, в свою очередь, это важнейшая отрасль народного хозяйства. Ее доля в мировом энергетическом балансе огромна и является определяющей в формировании бюджета нашей страны. В связи с этим особое внимание уделяется электроснабжению предприятий задействованных в данной промышленности.

Электроснабжающие организации должны обеспечить бесперебойную и качественную подачу электрической энергии на нефтегазодобывающие предприятия. Поэтому система распределения электроэнергии должна обладать высокими техническими и экономическими показателями и базироваться на новейших достижениях. На всех этапах реализации электроэнергии необходимо использовать конкурентоспособное электротехническое оборудование, надежные экономичные аппараты. А это невозможно без совершенствования и реконструкции действующих систем электроснабжения и внедрения современных эффективных методов и устройств в эти системы.

Каждая электроснабжающая организация ведет непрерывную работу по улучшению качества и подачи электроэнергии, ведь это является ее первоочередной задачей. Развитие электроэнергетического производства не должно ни при каких обстоятельствах сдерживать развитие других отраслей общественного производства. Это значит, что темпы развития энергетики должны быть опережающими.

Учитывая все вышеизложенное, целью данного дипломного проекта является реконструкция подстанции 35/6 кВ Быстринского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

1. Характеристика ОАО «Сургутнефтегаз»

Открытое акционерное общество «Сургутнефтегаз» — одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.

Территория по среднему течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса производственного объединения «Сургутнефтегаз» было основано одноименное акционерное общество. В настоящее время более чем 50 подразделений ОАО «Сургутнефтегаз» выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа. Согласно независимой оценке, проведенной по международным стандартам, извлекаемые запасы нефти и газа ОАО «Сургутнефтегаз» составляют около 2,5 миллиардов тонн нефтяного эквивалента. Пополнение сырьевой базы происходит за счет приобретения новых перспективных участков и проведения геологоразведочных работ на месторождениях.

Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

... методы интенсификации добычи нефти играют основную роль по обеспечению запланированных объемов добычи нефти. Мишкинское нефтяное месторождение, эксплуатируемое ОАО «Удмуртнефть», также находится на поздней стадии разработки. Для интенсификации добычи нефти и снижению ...

Доля «Сургутнефтегаза» в российской нефтедобыче за последние несколько лет возросла с 11% до 13%. При этом «Сургутнефтегаз» первым из российских компаний преодолел отраслевой спад конца 80-х — начала 90-х годов и начал наращивать объемы добычи нефти. Рост производства в ОАО «Сургутнефтегаз» обеспечен, прежде всего, значительными капиталовложениями. Активная инвестиционная политика компании позволяет поддерживать самые высокие в России объемы поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также ввода в строй новых скважин, занимать лидирующие позиции в области применения передовых методов повышения нефтеотдачи пластов.

Благодаря новейшим, в том числе уникальным собственным технологиям, компания имеет возможность постоянно повышать эффективность эксплуатации действующих месторождений, а также вводить в эксплуатацию недоступные при обычных технологиях запасы углеводородов. Например, в ОАО «Сургутнефтегаз» разработана технологическая схема разработки сложнопостроенных залежей системой горизонтальных скважин, и начиная с 1996 года, ежегодно строится около 90 горизонтальных скважин, дебит которых в 4-5 раз превышает дебит пробуренных по обычной методике.

Специалисты компании активно применяют методы повышения нефтеотдачи пластов. На предприятии применяется около 30 таких технологий. Например, успешность гидроразрыва пластов составляет 99% — это один из лучших показателей в отрасли, при этом в год производится более двухсот подобных операций.

«Сургутнефтегаз» добывает более 10 миллиардов кубометров газа в год, что составляет около трети газа, производимого российскими нефтяными компаниями. Причем, компания не просто добывает газ в качестве сырья, но и подготавливает его до товарной продукции, соответствующей требованиям государственных стандартов. Уровень использования попутного нефтяного газа — самый высокий в отрасли, и этот показатель год от года растет за счет введения новых мощностей по утилизации газа.

В перспективе, компания имеет возможность нарастить добычу газа до 22 млрд. куб. м в год. Газ, добываемый на месторождениях «Сургутнефтегаза», по содержанию метана (94-96%) незначительно отличается от природного газа, где содержание метана составляет 98%. Такие характеристики добываемого газа, в перспективе, позволяют поставлять его в магистральные газопроводы, а также увеличить поставки газа на электростанции, в том числе и на собственные, создаваемые для обслуживания отдаленных нефтепромыслов.

Важнейшей сферой деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», наряду с добычей нефти и газа и переработкой нефти, является реализация нефтепродуктов. Сбытовой сектор «Сургутнефтегаза» располагает более чем 300 авто- и газозаправочными станциями, 32 нефтебазами и 24 нефтескладами. Автозаправочные станции расположены на крупных международных трассах, оснащены многопродуктовыми топливораздаточными колонками и международными стандартами сервиса.

Северо-Запад России — это регион традиционно высокоразвитой крупной промышленности и сельского хозяйства, а также крупный транспортный узел, что обеспечивает устойчивый и растущий спрос на нефтепродукты.

Скважинная добыча нефти и газа. Добыча нефти и газа

... производства бензина, керосина, масел и для химической промышленности. Добыча нефти и газа. Как бурят скважины Очень интересна история добычи и переработки нефти. Как и многие другие источники органических ... препятствующие утечке нефти и газа из природных резервуаров. Наиболее благоприятные условия для образования месторождений нефти и газа возникают в тех случаях, когда пласт песчаника изогнут ...

«Сургутнефтегаз» ведет работу по развитию сбытового сектора по четырем основным направлениям, это — реконструкция действующей сети автозаправочных станций и нефтебаз в соответствии с мировыми стандартами; расширение сбытовой сети; совершенствование имеющихся и разработка новых схем оптовой продажи и экспорта нефтепродуктов; совершенствование ассортимента реализуемой продукции. В среднесрочной перспективе ОАО «Сургутнефтегаз» планирует построить и реконструировать около 200 автозаправочных станций.

Технологическая политика «Сургутнефтегаза» направлена на увеличение производственных мощностей, обновление фондов, снижение затрат на добычу и переработку нефти. Специалисты компании проводят тщательную работу по изучению и конкурсному отбору лучших предложений рынка техники и технологий, учитывая технический уровень, качество, цену, совместимость с имеющимися технологиями и экологическую безопасность. Кроме того, «Сургутнефтегаз» располагает серьезной собственной научно-исследовательской и проектной базой. Подразделение компании «СургутНИПИнефть» специализируется на проведении анализа выработки запасов; уточнении перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа; составлении проектов разработки месторождений. Институт осуществляет проектно-изыскательские работы по обустройству месторождений; решает проблемы в области геологии и разработки, бурения скважин, добычи нефти и газа; по повышению нефтеотдачи пластов. Ведутся исследования влияния отходов бурения на окружающую среду и разработка способов их сбора и обезвреживания.

На счету специалистов института ряд разработок, не имеющих аналогов в мире. Например, система адаптирующего заводнения, позволившая вовлечь в промышленную разработку забалансовые водо-нефтегазовые залежи с толщиной нефтяной оторочки до 10 метров системой вертикально-наклонных скважин и до 5 метров — с применением горизонтальных добывающих скважин.

Для обеспечения устойчивого развития и безопасности окружающей среды «Сургутнефтегаз» делает ставку на внедрение природо- и ресурсосберегающих малоотходных технологий, позволяющих осуществлять процессы добычи, переработки нефти и сбыта нефтепродуктов по международным стандартам экологической безопасности.

2. Технологическая часть

2.1 Географическая характеристика района месторождения

Быстринское месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 70 км от г. Сургута. Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

Все действующие нефтепромыслы на месторождении соединяют бетонные дороги, а к кустам и скважинам проложены дороги-лежневки.

Транспортировка крупногабаритных грузов от г. Сургута осуществляется по железной дороге Сургут-Тюмень. Для доставки срочных грузов используют авиатранспорт.

Энергоснабжение месторождения осуществляется Сургутской ГРЭС. При разработке нефтяных залежей для целей поддержки пластового давления (ППД) широко используются воды сеноманского возраста.

2.2 Климатические условия

По климатическому районированию территории для строительства район Быстринского месторождения относится к I климатическому району, подрайону Д.

Рельеф местности пересеченный. Перепад в абсолютных отметках от 143,00 до 111,00 м.

Из современных физико-геологических процессов следует отметить процесс заболачивания поверхности надпойменных террас и процессы, связанные с деятельностью подземных вод: суффозионные оползни и плывуны.

Климат характеризуется суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким, но теплым летом, короткими переходными сезонами — весной и осенью, поздними весенними и осенними ранними заморозками, коротким безморозным периодом, резким колебанием температур в течение года, месяца и даже суток. Среднегодовая температура воздуха составляет -2,9°С. Средняя температура холодного периода года -28°С Средняя максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца +22,3 °С. Абсолютная минимальная температура воздуха -49° С и максимальная температура воздуха -35° С. Количество осадков за ноябрь — март 177 мм. Количество осадков за апрель — октябрь 442мм.

2.3 Краткая характеристика технологического процесса

В нефтедобыче используются следующие способы: фонтанный, безкомпрессорный газлифт, насосный (электропогружные центробежные насосы, штанговые глубинные насосы).

При фонтанном способе добычи нефть на поверхность поднимается самопроизвольно под воздействием внутрипластового давления.

Сущность безкомпрессорного газлифта состоит в том, что природный газ, находящийся в газовых скважинах под давлением в 150-200 атмосфер, направляется в нефтяные скважины и, стремительно вырываясь на поверхность, увлекает за собой нефть.

Насосный способ добычи нефти состоит в том, что в скважину погружают глубинные насосы и при помощи их извлекают нефть на поверхность из нефтеносных пластов.

Добывающие скважины Быстринского месторождения оборудованы насосными установками типа ЭЦН и ШГН. Скважины на кустовой площадке располагаются группами, с расстоянием между скважинами по 5 м.

устья нефтяных, нагнетательных, контрольных скважин;

• площадка под ремонтный агрегат;
• площадки под инвентарные мостики при ремонте скважин;
• якоря для крепления ремонтного агрегата;
• фундамент под станки-качалки;
• замерные установки;
• блок распределения воды;
• технологические трубопроводы;
• емкость для сбора дренажных и промливневых стоков;
• блоки для ввода ингибиторов;
• емкость хранения ингибиторов.

К технологическим трубопроводам на площадке куста относятся:

• выкидные линии;
• нефтегазопромысловые трубопроводы;
• высоконапорные водоводы;
• трубопроводы ввода реагента;
• трубопроводы дренажа от установленного оборудования.

Нагнетательные скважины, расположенные группами на кустовой площадке, технологической схемой разработки сразу же после бурения переводятся под закачку без отработки на нефть. Для замера дебитов жидкости и попутного газа добывающих скважин используются автоматические газозамерные установки (АГЗУ).

Добывающие скважины подключают к АГЗУ с помощью выкидных линий. Устранение загазованности в технологическом помещении установки обеспечивается вентиляцией. Нефтесборный коллектор предназначен для подачи добываемой на кусте жидкости (нефти) на дожимную насосную станцию (ДНС) и последующей передачи газа на газоперерабатывающий комплекс (ГПК).

На выходном коллекторе ДНС предусмотрены отводы с отключающей арматурой для подсоединения устройства отбора свободного газа (УОСГ) и устройства взятия проб.

С ДНС нефть с остаточным содержанием воды не более 10-15 % направляется в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) для окончательного разгазирования и обезвоживания (подготовки до товарной кондиции), а затем сдается в систему магистральных нефтепроводов через коммерческий узел учета.

В установке используются центробежные насосы типа ЦНС- 180×1422, имеющие производительность 180 м ³ /час. Давление на устье нагнетательных скважин должно быть равно 15,0 МПа, при развиваемом давлении 16,0 МПа.

Кустовая насосная станция предназначена для закачки рабочего агента в пласт с целью ППД. В качестве рабочего агента используется подтоварная вода, поступаемая с УПСВ дожимной насосной станции (ДНС).

В качестве рабочего агента для ППД используется разгазированная вода. К воде, используемой для закачки в пласт системы ППД, предъявляются следующие основные требования:

• вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами, так как при этом может происходить выпадение осадка, что приводит к закупориванию поровых каналов, а также к поломкам подземного насосного оборудования и устьевых замерных установок;

• количество механических примесей в воде должно быть не больше 40 мг/л, повышенное содержание механических примесей приводит к засорению призабойной зоны добывающих скважин и снижению приемистости нагнетательных скважин, что заметно увеличивает энергозатраты на ППД;
• содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/л, так как повышенные концентрации приводят к формированию биоценоза специфической микрофлоры (сульфатвосстанавливающие бактерии), продуктами жизнедеятельности которых является сероводород;

— наличие сероводорода в добываемой жидкости ведет к резкому увеличению водородной коррозии стального нефтепромыслового оборудования, а это в свою очередь создает предрасположенность к аварийным разливам нефти и попутных вод (содержание нефтепродуктов не более 40 мг/л).

Контроль за качеством воды закачиваемой в пласт осуществляется лабораторией.

В качестве объекта реконструкции выбирается понизительная подстанция 35/6 кВ №99. Подстанция комплектная, блочного исполнения мощностью 2 х 10,0 MB А. Схема соединения на стороне 35 кВ — тупиковая. Распределительное устройство на стороне 6 кВ комплектуется из ячеек типа КРУН. Все элементы оборудования ОРУ 35 кВ, трансформаторы, ЗРУ 6 кВ выполнены в блочном виде заводского исполнения на салазках.

Подстанция №99 снабжает электроэнергией технологическое оборудование ДНС-1, КНС-1В, НПВ. Данные объекты относятся к потребителям первой категории, нагрузка которых имеет двигательный характер.

Таблица 2.1 — Потребители 0,4 кВ

№ п/п	Наименование цехов	Мощность нагрузки, КВт
1.	ДНС-1	200
2.	КНС-1В	130

Таблица 2.2 — Потребители 6 кВ

№ п/п	Наименование цехов	Мощность нагрузки, КВт
1.	ДНС-1	1000
2.	КНС-1В	2500
3.	НПВ	3250

3. Элнетроснабжение

3.1 Описание существующей схемы электроснабжения

Подстанция 35/6 кВ является одной из подстанций обеспечивающей электроснабжение технологических объектов Быстринского месторождения, фактически она является понизительной подстанцией. Вследствие этого основной функцией подстанции является преобразование электроэнергии напряжением 35 кВ в напряжение 6 кВ для дальнейшей передачи её потребителям.

Электроэнергия передаётся на подстанцию №99 35/6 кВ по одной двухцепной линии электропередач (ЛЭП) (посредствам отпайки от линии) -«КНС — 8 — 1» и «КНС — 8 — 2».

По ЛЭП 35 кВ, от подстанции 110/35/6 кВ «Быстринская» через разъединители QS1 и QS5 типа: РНДЗ-35 на подстанцию 35/6 кВ №99, на масляные выключатели 35 кВ Q1 и Q3 типа: С-35М. Выключатели предназначены во время переключений для вывода в ремонт ЛЭП, секции шин и т.д. После масляных выключателей расположены шинные разъединители QS2 и QS6 типа: РНДЗ-35.

На первой и второй секции шин 35 кВ установлены трансформаторы напряжения TV1 и TV2 типа: ЗНОМ-35 для подключения измерительных приборов первой и второй секции шин, группа соединения обмоток трансформатора звезда -звезда -разомкнутый треугольник, подключенные через разъединители QS7 и QS9 типа: РНДЗ-35.

Через секционные разъединители 35 кВ QS3 и QS4 типа: РНДЗ напряжение подводится на секционный масляный выключатель 35 кВ Q2 типа: С-35М, предназначенный для подачи напряжения на один из трансформаторов при аварийном отключении одной из ЛЭП 35 кВ подстанции 110/35/6 кВ «Быстринская» (работа схемы АВР), а также для секционирования при ремонтных работах на ЛЭП или выключателях 35 кВ. Также через разъединители QS8 и QS10 подается напряжение на масляные выключатели 35 кВ Q4 и Q5 типа: С-35М, предназначенные для включения и отключения, как в нормальных, так и в аварийных режимах трансформаторов 1Т и 2Т типа ТДНС-10000/35, а также во время переключений для вывода в ремонт ЛЭП, секции шин, трансформатора. Для ограничения перенапряжения до и после трансформаторов установлены вентильные разрядники FV1, FV2, FV3, FV4 типа: РВС-35 и РВО-6.

После понижения напряжения 35 кВ до 6 кВ по шинопроводам напряжение от трансформатора 1Т и 2Т подается в распределительное устройство 6 кВ на вводные масляные выключатели первой и второй секции шин.

Ввод на первую секцию шин подходит через масляный выключатель Q6 и на вторую секцию шин через масляный выключателей Q14 типа: ВКЭ-10. От трансформаторов собственных нужд подключен обогрев РУ-6 кВ (обогреватели: типа ПЭТ-4), освещение РУ-6 кВ — светильники НСП-100 — 8 штук, цепи сигнализации, оперативные цепи, телемеханика.

В ячейках распределительного устройства 6 кВ установлены масляные выключатели типа: ВКЭ-10. Между первой и второй секцией шин установлен секционный масляный выключатель.

На первой и второй секции шин 6 кВ установлены трансформаторы напряжения TV3 и TV4 типа: НТМИ-6 для подключения измерительных приборов первой и второй секции шин, группа соединения обмоток трансформатора звезда — звезда — разомкнутый треугольник, подключенные через предохранители FU2 и FU3 типа: ПКН-10.

В ячейках ЗРУ установлены трансформаторы тока типа: ТЛМ-10, предназначенные для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в установках переменного тока.

3.2 Предложения по улучшению работы предприятия

В существующем ОРУ-35 кВ установлены тележки с масляными выключателями типа: С-35М. В ЗРУ-6 кВ установлены тележки с маломасляными выключателями типа: ВКЭ-10. Данные выключатели обладают недостатками, которые влияют на весь технологический процесс добычи нефти. Поэтому в связи со старением оборудования, в данном проекте предлагается произвести замену масляных выключателей на вакуумные изготовленные на предприятии «Таврида Электрик» серии BB/TEL-10.

Также с целью лучшего ограничения коммутационных перенапряжений, целесообразно заменить разрядники на ограничители перенапряжения (ОПН).

3.3 Причины замены маломасляных выключателей

Обеспечение надежной работы электростанций, подстанций и систем электроснабжения промышленных предприятий в значительной степени определяется безотказной работой выключателей высокого напряжения. Выключатели — основные коммутационные аппараты в электрических установках и служат для включения и отключения токовых цепей. Уникальной особенностью выключателей является то, что они должны надежно выполнять свои функции, находясь как во включенном, так и в отключенном состоянии, а также одновременно быть постоянно готовыми к мгновенному выполнению коммутационных операций в любых режимах работы, включая аварийные ситуации. Распределение технологических нарушений маслонаполненного оборудования, приведенное на рисунке 3.1, также убедительно показывает, что наибольшее количество отказов имеют высоковольтные масляные (малообъемные и баковые) выключатели.

Рисунок 3.1 — Распределение технологических нарушений маслонаполненного оборудования

Среднее время восстановления одного отказа сетей 6 (10) кВ составляет более 3 часов. Если затраты на восстановление принять за единицу, то ущерб, включая недоотпуск электрической энергии, может достигать 2 единиц. Кроме того, для электрооборудования, отработавшего более 30 лет, затраты на ремонт превышают средние показатели по отрасли в 3 раза. У наиболее изношенного электрооборудования затраты на техническое обслуживание и ремонт за срок службы в 2,5-3,5 раза превосходят затраты, необходимые для установки нового электрооборудования. Поэтому особую актуальность приобретает необходимость обеспечения надежности сетей 6-35 кВ, в том числе на основе замены изношенных и морально устаревших выключателей.

Наряду с физическим износом оборудования происходит его моральное старение. Средний технический уровень установленного станционного и подстанционного коммутационного оборудования соответствует оборудованию, которое эксплуатировалось в ведущих странах мира 30 лет назад. Вместе с тем тенденции развития высоковольтных выключателей 6-35 кВ, приведенные на рисунке 3.2, показывают устойчивый рост применения в мире вакуумных выключателей.

Рисунок 3.2 — Развитие высоковольтных выключателей 6-35 кВ

Развитие вакуумных выключателей связано с тем, что вакуум является идеальной изоляционной средой. Электрическая прочность изоляционного межконтактного промежутка в вакууме значительно выше, а длина дуги значительно меньше, чем в масляных, элегазовых и воздушных выключателях. Это позволяет существенно снизить габариты дугогасительной камеры вакуумного выключателя.

Стратегически правильным вариантом решения проблемы обеспечения надежности коммутационных аппаратов напряжением 6-35 кВ является полномасштабное комплексное техническое перевооружение, основанное на современных технологиях, внедрении высоконадежных вакуумных выключателей нового поколения, эффективного формирования для этого источников финансирования и использования инвестиционных средств. При этом выключатели должны применяться мало обслуживаемые, и по возможности, не требующие проведения любых плановых ремонтов на протяжении всего срока эксплуатации. Современные вакуумные выключатели позволяют обеспечивать надежную и безопасную коммутацию цепей в системах электроснабжения потребителей.

Конструктивные преимущества вакуумных выключателей по сравнению с традиционными коммутационными аппаратами способствуют повышению эффективности функционирования энергообъектов, снижению затрат на эксплуатацию распределительных сетей, электростанций и подстанций.

Эксплуатационные преимущества вакуумных выключателей обеспечивают:

• надежную работу без ремонта до сработки установленного ресурса по механической и коммутационной износостойкости;
• обоснованное упрощение и облегчение конструкций и схем энергообъектов при обязательном повышении их элементной надежности;
• минимум продолжительности отключения потребителей;
• низкий уровень коммутационных перенапряжений;
• оптимизацию резервных запасов электрооборудования по условиям надежности и риска возникновения отказа;
• электрическую и экологическую безопасность функционирования энергообъектов; минимум обслуживания и переход к новой стратегии ремонтов по техническому состоянию.

3.4 Причины замены вентильных разрядников

Внезапные повышения напряжения до значений, опасных для изоляции электроустановки, называются перенапряжениями. По своему происхождению перенапряжения бывают двух видов: внешние (атмосферные) и внутренние (коммутационные).

Атмосферные перенапряжения возникают при прямых ударах молнии в электроустановку или наводятся (индуцируются) в линиях при ударах молний вблизи от них. Внутренние перенапряжения возникают при резких изменениях режима работы электроустановки, например, при отключении ненагруженных линий, отключении тока холостого хода трансформаторов, замыкании фазы в сети с изолированной нейтралью на землю, резонансных, феррорезонансных явлений и др.

В настоящее время широкое распространение получают ограничители перенапряжений (ОПН), представляющие собой нелинейные активные сопротивления без специальных искровых промежутков. Выпуск вентильных разрядников в нашей стране прекращен в 90-е годы из-за высокой трудоемкости производства и настройки искровых промежутков. При том существенно расширена номенклатура выпускаемых ОПН. Достоинствами ОПН, по сравнению с вентильными разрядниками, являются взрывобезопасность, более высокая надежность, снижение уровня перенапряжений, воздействующих на защищаемое оборудование, и возможность контроля старения сопротивлений по току в рабочем режиме. Существенным недостатком ОПН и вентильных разрядников является невозможность обеспечения с их помощью защиты от квазистационарных перенапряжений (резонансные и феррорезонансные перенапряжения, смещение нейтрали при перемещающейся электрической дуге).

Не следует забывать, что при длительных перенапряжениях происходит интенсивное старение ОПН, и они могут отказать, т.е. повредиться.

3.5 Расчет мощности электрических нагрузок

Режим потребления электроэнергии определяется характером нагрузки, временем суток и года и может быть представлен графиком нагрузки — зависимостью активной, реактивной и полной мощности от времени.

Данные активной, реактивной мощности брались за суточный период (от 00:00 до 23:00) 25.02.2010г.

Таблица 3.1 — Данные нагрузки подстанции №99 35/6 кВ

Время	Активная прямая	Реактивная прямая
00:00:00	5634,81	1497,41
01:00:00	5509,59	1361,28
02:00:00	5947,86	1588,16
03:00:00	5822,64	1588,16
04:00:00	5634,81	1588,16
05:00:00	5822,64	1588,16
06:00:00	5572,2	1361,28
07:00:00	5885,25	1678,91
08:00:00	6135,68	1724,29
09:00:00	5822,64	1588,16
10:00:00	5822,64	1815,04
11:00:00	5133,94	1588,16
12:00:00	5509,59	1497,41
13:00:00	5822,64	1588,16
14:00:00	5947,86	1724,29
15:00:00	6073,07	1815,04
16:00:00	5947,86	1542,78
17:00:00	6260,9	1497,41
18:00:00	5885,25	1497,41
19:00:00	5885,25	1588,16
20:00:00	6135,68	1724,29
21:00:00	6260,9	1724,29
22:00:00	5822,64	1588,16
23:00:00	4883,5	1270,53

Рассчитаем сумму активной, реактивной и полной мощности, а также сos и занесем в таблицу 3.2.

Полная потребляемая мощность, по которой определяется соответствие мощности трансформаторов, установленных на подстанции выражается по формуле:

, (3.1)

Cos. (3.2)

Таблица 3.2 — Данные активной, реактивной, полной мощности и сos

№	P, кВт	Q, кВар	S, кВ•А	Cos
1	5634,81	1497,41	5830,38	0,96
2	5509,59	1361,28	5675,27	0,97
3	5947,86	1588,16	6156,24	0,96
4	5822,64	1588,16	6035,34	0,96
5	5634,81	1588,16	5854,34	0,96
6	5822,64	1588,16	6035,34	0,96
7	5572,2	1361,28	5736,07	0,97
8	5885,25	1678,91	6120,04	0,96
9	6135,68	1724,29	6373,36	0,96
10	5822,64	1588,16	6035,34	0,96
11	5822,64	1815,04	6098,97	0,95
12	5133,94	1588,16	5373,97	0,95
13	5509,59	1497,41	5709,45	0,96
14	5822,64	1588,16	6035,34	0,96
15	5947,86	1724,29	6192,75	0,96
16	6073,07	1815,04	6338,50	0,95
17	5947,86	1542,78	6144,69	0,96
18	6260,9	1497,41	6437,48	0,97
19	5885,25	1497,41	6072,75	0,96
20	5885,25	1588,16	6095,77	0,96
21	6135,68	1724,29	6373,36	0,96
22	6260,9	1724,29	6494,00	0,96
23	5822,64	1588,16	6035,34	0,96
24	4883,5	1270,53	5046,07	0,96
сумма	139179,84	38025,1	144300,16
Сред. знач.	5799,16	1584,38	6012,5	0,96

Рисунок 3.3 — Суточный график электрических нагрузок для подстанции №99 35/6кВ

Вычислим среднесуточную мощность подстанции:

, (3.3)

Активная средняя мощность:

, (3.4)

Число часов использования максимума нагрузки:

, (3.5)

Величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период (за год) установка должна работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы выработать действительное количество электроэнергии.

3.6 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Предприятия добычи нефти и газа относятся к электроприемникам первой категории надежности. Условие предъявляемое к электроснабжению электроприемников первой категории надежности, указывает на то, что эти электроприемники должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых, взаимно резервируемых ИП, и перерыв их электроснабжения от одного из ИП может быть допущен только на время автоматического восстановления питания.

Таким образом, для соблюдения условий бесперебойной работы на ПС установлены два силовых трехфазных трансформатора единичной мощности.

Мощность силовых трансформаторов выбирают с учетом экономически целесообразного режима работы и соответствующего ему обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного трансформатора любой из оставшихся в работе трансформаторов должен обеспечить бесперебойное питание потребителей [5].

Номинальную мощность одного трансформатора найдем по формуле:

S _ном.т. = , (3.6)

S _ном.т. = кВ•А.

Рисунок 3.4 — Схема работы трансформатора ТДНС — 10000 кВ•А

Выберем 2 трансформатора марки ТДНС — 10000 кВ•А (двухобмоточный трансформатор масляный, регулируемый под нагрузкой).

Рассчитаем коэффициенты загрузки в нормальном и аварийном режимах.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

, (3.7)

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

, (3.8)

Выбранные трансформаторы обеспечивают питание всех потребителей в нормальном режиме при оптимальной загрузке трансформаторов 30%, а в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор обеспечивает питание потребителей с учетом допустимой аварийной перегрузки, которая не превышает 60%.

Таблица 3.3 — Технические данные трансформатора ТДНС-10000 кВ•А

Номинальная мощность, кВ•А	10000
Номинальное высшее напряжение, кВ	35;36,75
Номинальное низшее напряжение, кВ	6,3; 11,0
Потери холостого хода, кВт.	12,0
Потери короткого замыкания, кВт.	60
Ток холостого хода, %	0,75
Напряжение короткого замыкания, %	8
Вид, диапазон и количество ступеней регулирования напряжения на стороне ВН	РПН ± 8X1,5%
Схема и группа соединения обмоток	У н /Д-11
Масса полная, кг	26000
Длина, мм	5320
Ширина, мм	3080
Высота полная, мм	4600

3.7 Выбор сечения питающей сети

Подстанция №99 получает питание от двух воздушных линий напряжением 35 кВ. Сечение и марку выбирают по техническим и экономическим условиям. К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах. Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведенные затраты на сооружение которой будут минимальными.

Выбор сечений линии 35 кВ осуществляется по максимальному расчетному току в нормальном режиме:

, (3.9)

где — полная мощность подстанции;

• номинальное напряжение линии.

Расчётный ток:

Согласно ПУЭ 1.3.25. сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S, мм ² , определяется из соотношения:

, (3.10)

где — расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;

• нормированное значение экономической плотности тока, А/мм ² , выбираем из [4].

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения и из условия S > S _эк выбирается провод АС-70.

Данный провод состоит из стального сердечника и алюминиевых проволок, скрученных правильной однонаправленной концентрической скруткой с направлением скрутки соседних повивов в противоположные стороны, причем наружный повив имеет правое направление скрутки.

Проводим проверку выбранного сечения провода по нагреву током нормального режима:

, (3.11)

где — поправочный коэффициент, учитывающий изменение условий охлаждения проводника; для воздушных линий =1.

Для данного сечения провода = 265 А. Iдоп > Ip.max, то есть 265 А > 49,59 А, что удовлетворяет условию проверки.

Проводим проверку по потере напряжения. Потери напряжения в нормальном режиме — 5%, потери напряжения в послеаварийном режиме — 10%.

(3.12)

где и — активное и индуктивное сопротивления линии;

• длина линии;
• для АС-70 r ₀ = 0,428 Ом/км;
• x₀ = 0,432 Ом/км.

P _ср /S _ср , (3.13)

Q _ср /S_ср , (3.14)

Проводим проверку по условию термической стойкости к токам КЗ:

, (3.15)

где Вк — тепловой импульс тока при удалённом КЗ (5,49 кА ² •с);

• С — коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике после короткого замыкания и до него (коэффициент С для алюминиевых проводов С = 90).

В случае, когда выполняется условие S _т < S_ном , провод устойчив к действию токов КЗ.

В нашем случае 26,03 мм ² < 70 мм² . Значит, провод устойчив к действию токов КЗ.

Таким образом, в данном дипломном проекте выбираем провод марки АС-70.

3.8 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а в системах с заземленной нейтралью также замыканием фаз на землю. Короткие замыкания в электроустановках возникают в результате пробоев и перекрытий изоляции электрооборудования, набросов, ошибочных действий персонала и по многим другим причинам. При КЗ токи в фазах установки увеличиваются по сравнению с их нормальным значением, а напряжения снижаются. В трехфазной электрической сети возможны: трехфазное, двухфазное, двухфазное на землю и однофазное к.з. [7].

Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость, для выбора, при необходимости, устройств по ограничению этих токов, а также для выбора и оценки устройств релейной защиты.

При расчётах токов КЗ принимаются допущения [7]:

• расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;
• короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
• сопротивление места КЗ считается равным нулю;
• не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;
• не учитываются ёмкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;
• не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
• Напряжение источников питания остаются неизменным.

Схема замещения для расчётов токов КЗ представлена на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 — Схема замещения для расчётов токов КЗ

Найдем параметры схемы замещения приведенные к напряжению 35 кВ:

1) Сопротивление системы.

X _max =6,855 Ом;

X _min =9,648 Ом.

2) Найдем сопротивление трансформаторов.

, (3.16)

Запишем параметры схемы замещения в общем виде:

1) Удельное реактивное сопротивление параллельных i — j линий:

• (3.17)

2) Общее сопротивление линии:

• (3.18)

3) Общее реактивное сопротивление линии:

, (3.19)

где — удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км);

• длина линии (км).

4) Общее активное сопротивление линии:

, (3.20)

где — удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км);

• длина линии (км).

5) Общее сопротивление i -j линий:

• (3.21)

6) Реактивное сопротивление i -j линий:

• (3.22)

7) Активное сопротивление i -j линий:

• (3.23)

Параметры токопровода 6 кВ (2АСБ-120):

X _т.п. =0,008 Ом;

R _т.п. = 0,026 Ом;

Z _т.п. = 0,027 Ом.

Запишем формулы для расчета тока короткого замыкания в общем виде:

1) Периодическая составляющая тока короткого замыкания:

, (3.24)

где — расчетное напряжение;

• сопротивление участка до точки короткого замыкания.

2) Постоянная времени:

, (3.25)

где — реактивное сопротивление участка до точки короткого замыкания;

• активное сопротивление участка до точки короткого замыкания;

3) Ударный коэффициент:

• (3.26)

4) Ударный ток короткого замыкания:

, (3.27)

Для примера рассмотрим точку К1, рисунок 3.6:

Рисунок 3.6 — Схема замещения для точки К1

кА,

кА,

где — ток КЗ со стороны системы.

кА,

кА,

где — ток КЗ со стороны нагрузки.

кА,

кА,

где — ток КЗ в точке К1 при максимальном и минимальном режимах системы.

с;

с;

с;

с.

;

;

;

кА;

кА;

кА;

кА.

кА;

кА.

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 — Результаты расчетов токов к.з.

Расчетная точка к.з.	Max режим системы	Min режим системы
	К1	К2	К3	К1	К2	К3
Х 35 , Ом	3,427	5,476	8,325	4,824	10,3	9,387
R 35 , Ом			2,364			2,364
U н , кВ	35	6	6	35	6	6
I k , кА	6,37	2,58	2,15	4,97	2,26	2,21
Т а 1 , с		0,028	0,011	0,014	0,032	0,013
Т а2 , с		0,451	0,569	0,532	0,451	0,569
k уд1		1,7	1,4	1,49	1,7	1,45
k уд2	1,98	1,97	1,98	1,98	1,97	1,98
i уд , кА	12,75	6,29	4,36	10,59	5,61	4,58

3.9 Выбор высоковольтных выключателей

Выключатели выше 1000 В, предназначенные для включения и отключения электрических цепей высокого напряжения под нагрузкой, а также для отключения их при коротких замыканиях должны обладать достаточной отключающей способностью, возможно меньшим временем действия, высокой надежностью в работе. Они должны быть взрыво- и пожаробезопасны, просты по конструкции и удобны в эксплуатации, размеры, вес и стоимость их должны быть минимальными.

Высоковольтные выключатели выбирают по номинальному напряжению U _н , номинальному току I_н , конструктивному исполнению, месту установки, току отключения I_откл и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.

Условия выбора:

, (3.28)

, (3.29)

, (3.30)

Электродинамическая стойкость выключателя определяется по величине ударного тока КЗ сети в месте его установки:

; (3.31)

, (3.32)

где i _пр.скв. , I_пр.скв. — соответственно амплитудное и действующее значения предельного сквозного тока КЗ по каталогу;

I _п0 — начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя.

На термическую стойкость высоковольтные выключатели проверяют по условию:

, (3.33)

где В _к — тепловой импульс тока при удаленном КЗ;

I _т — ток термической стойкости выключателя в течение времени t, которое указывается в каталоге.

Тепловой импульс тока при удаленном КЗ можно найти по упрощенной формуле:

, (3.34)

где t _откл — время от начала КЗ до его отключения;

Т _а — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, обычно Т_а находится в пределах (0,005 — 0,2) с.

Время от начала тока КЗ до его отключения можно определить по формуле:

, (3.35)

где t _р.з. — время срабатывания релейной защиты, для токовой отсечки примерно 0,1 с;

t _в — собственное время отключения выключателя.

Найдем тепловые импульсы тока

для 35 кВ:

для 6 кВ:

Выберем вакуумные выключатели серии BB/TEL на стороне 6 кВ. Выбор выключателей представлен в таблице 3.5 и в таблице 3.6.

Таблица 3.5 — Выбор вакуумных выключателей 35 кВ

Тип выключателя	Место установки	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
BР-35НТ	В цепях трансформатора	U н і Uуст	U уст = 35 кВ	U н = 35 кВ
		I н > Iраб.	I раб =164,95 А	I н =1600 А
		I откл > Iп0	I п0 =6,378кА	I откл = 25 кА
		i дин > iу	i у = 12,75кА	i дин = 64 кА
		I т 2 tт > Вк	В к = 5,49 кА	I т 2 tт =1875 кА

Таблица 3.6 — Выбор вакуумных выключателей 6 кВ

Тип выключателя	Место установки	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
BB/TEL-10- 12,5/1000 У2	Вводной выключатель	U н і Uуст	U уст = 6 кВ	U н = 6 кВ
		I н > Iраб.	I раб =733,6 А	I н =1000 А
		I откл > Iп0	I п0 =2,585кА	I откл =12,5 кА
		i дин > iу	i у = 6,297кА	i дин = 32 кА
		I т 2 tт > Вк	В к = 0,9 кА	I т 2 tт =468,75 кА
BB/TEL-10- 12,5/630 У2	Отходящие линии	U н і Uуст	U уст = 6 кВ	U н = 6 кВ
		I н > Iраб.	I раб =282,9 А	I н =630 А
		I откл > Iп0	I п0 =2,585кА	I откл = 12,5 кА
		i дин > iу	i у = 6,297кА	i дин = 32 кА
		I т 2 tт > Вк	В к = 0,9 кА	I т 2 tт =468,75 кА
BB/TEL-10- 12,5/630 У2	Отходящие линии	U н і Uуст	U уст = 6 кВ	U н = 6 кВ
		I н > Iраб.	I раб =180,9 А	I н =630 А
		I откл > Iп0	I п0 = 2,585кА	I откл = 12,5 кА
		i дин > iу	i у =6,297 кА	i дин = 32 кА
		I т 2 tт > Вк	В к = 0,9 кА	I т 2 tт =468,75 кА
BB/TEL-10- 12,5/630 У2	Отходящие Линии	U н і Uуст	U уст = 6 кВ	U н = 6 кВ
		I н > Iраб.	I раб =269,8 А	I н =630 А
		I откл > Iп0	I п0 = 2,585кА	I откл = 12,5 кА
		i дин > iу	i у = 6,297 кА	i дин = 32 кА
		I т 2 tт > Вк	В к = 0,9 кА	I т 2 tт =468,75 кА
BB/TEL-10- 12,5/630 У2	Секционный выключатель	U н і Uуст	U уст = 6 кВ	U н = 6 кВ
		I н > Iраб.	I раб =367,2 А	I н =630 А
		I откл > Iп0	I п0 = 2,585кА	I откл = 12,5 кА
		i дин > iу	i у = 6,297 кА	i дин = 32 кА
		I т 2 tт > Вк	В к = 0,9 кА	I т 2 tт =468,75 кА

Выкатной элемент типа ВЭ/ТEL, с установленным на нем вакуумным выключателем, предназначен для коммутации высоковольтных цепей трехфазного переменного тока в номинальном режиме работы устройства, а также для отключения этих цепей при коротких замыканиях и перегрузках, возникающих при аварийных режимах.

Принцип действия вакуумного выключателя основан на гашении электрической дуги, возникающей при размыкании контактов в глубоком вакууме (остаточное давление 10 в минус 6-ой степени мм. рт. ст.).

Управление вакуумным выключателем осуществляется встроенным электромагнитным приводом с магнитной защелкой, размещенных в общем корпусе основания. Якоря электромагнитов механически связаны общим валом, на котором установлен постоянный магнит, управляющий при повороте вала герметизированными контактами для внешних вспомогательных цепей.

Выкатные элементы серии ВЭ/TEL с вакуумным выключателем типа ВВ/TEL предназначены для работы в шкафах комплектных распределительных устройств (КРУ) внутренней и наружной установки номинальным напряжением до 10 кВ трехфазного переменного тока частотой 50 Гц для системы с изолированной нейтралью.

Выкатной элемент предназначен для работы в следующих номинальных условиях:

• высота над уровнем моря до 1000 м;
• верхнее и нижнее рабочее и эффективное значения температуры воздуха, окружающего КРУ с выкатным элементом, равно +55C -50C.

относительная влажность окружающего воздуха: среднемесячное значение 80 % при +20С, верхнее значение 100 % при +25С;

• окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая газов и паров, вредных для изоляции, не насыщенная токопроводящей пылью в концентрациях, снижающих параметры выключателя по ГОСТ 15150.

Достоинства вакуумных выключателей: простота конструкции, высокая степень надежности, высокая коммутационная износостойкость, малые размеры, пожаро- и взрывобезопасность, отсутствие загрязнения окружающей среды, малые эксплуатационные расходы.

Недостатки вакуумных выключателей: сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения, возможность коммутационных перенапряжений.

3.10 Выбор и проверка кабельных линий

Кабели выбирают:

1) по напряжению установки:

; (3.36)

2) по конструкции;

3) по экономической плотности тока:

, (3.37)

где S _эк — экономически выгодное сечение кабеля, мм² ;

I _эк — экономическая плотность тока, А/мм² , выбираемое из [4].

Для высоковольтных кабелей с бумажной изоляцией и числом работы больше пяти тысяч в год I _эк принимается равным 1,2 А/мм² ;

I _р — расчетный ток кабеля:

• (3.38)

Выбранные кабели проверяют:

1) по допустимому току:

, (3.39)

где I _max — максимально возможный ток, протекающий по кабелю;

I _доп — длительно допустимый ток.

2) по термической стойкости.

Выбранные по нормальному режиму кабели проверяет на термическую стойкость. При этом ка6ели небольшой длины проверяют по току кроткого замыкания в начале каждого участка.

3) по падению напряжения

Рассчитаем экономически выгодное сечение кабеля для КНС-1В.

мм ² .

Выбираем ближайшее номинальное значение S _Э =240 мм² .

Определим расчетный параметр который для всех выбираемых кабелей будет одинаковым. Таким параметром будет минимальное сечение кабеля по условию термической стойкости к токам КЗ. Минимальное сечение кабеля можно рассчитать по формуле:

, (3.40)

где В _к — тепловой импульс тока при удаленном КЗ (0,9 кА² ·с);

С _т — коэффициент учитывающий материал жил кабеля (90 А·).

Следовательно применим кабель 2АСБ 3х120.

Проверка кабеля по падению напряжения осуществляется по условию:

U _доп іU_расч . (3.41)

Падение напряжения кабеля определяют по формуле:

, (3.42)

где U _расч — падение напряжение кабеля, В;

I _раб — рабочий ток, А;

U _н — номинальное напряжение сети, В;

• L — длина кабельной линии, м.

Таблица 3.7 — Выбор силовых кабелей для 1 и 2 секции шин

Отходящая линия	Длинна кабеля	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
КНС-1В	200 м	I раб =282,9 А	I доп =496 А	I доп >Iраб.
		S эк =235,75мм2	S к =240 мм2	S к >Sэк
		D U=0,462 %	D Uдоп =5%	D Uдоп >D U
ДНС-1	400 м	I раб =180,9 А	I доп =496 А	I доп >Iраб
		S эк =150,75мм2	S к =240 мм2	S к >Sэк
		D U=0,295 %	D Uдоп =5%	D Uдоп >D U
Отходящая линия	Длинна кабеля	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
НПВ	350 м	I раб =269,8 А	I доп =496 А	I доп >Iраб
		S эк =224,83мм2	S к =240 мм2	S к >Sэк
		D U=0,44 %	D Uдоп =5%	D Uдоп >D U

3.11 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле (5 А, реже 1 или 2,5 А), а также для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Расчет трансформаторов тока на подстанции, по существу, сводится к проверке трансформатора тока, поставляемого комплектно с выбранной ячейкой. Итак, марка трансформатора тока зависит от типа выбранной ячейки; кроме того, трансформаторы тока выбирают:

1) по напряжению:

U _н і U_уст ; (3.43)

2) по току (первичному и вторичному):

I _н > I_расч. , (3.44)

Номинальный первичный ток должен быть как можно ближе к расчетному току установки, так как недогрузка первичной обмотки трансформатора приводит к увеличению погрешностей.

Выбранный трансформатор тока проверяют на динамическую и термическую стойкость к токам короткого замыкания. Кроме этого трансформаторы тока подбирают по классу точности, который должен соответствовать классу точности приборов, подключаемых ко вторичной цепи измерительного трансформатора тока (ИТТ) — Чтобы трансформатор тока обеспечил заданную точность измерений, мощность подключенных к нему приборов не должна быть выше номинальной вторичной нагрузки, указанной в паспорте трансформатора тока.

Сопротивление прибора по расчетным параметрам составляет 0,2 Ом.

Таблица 3.8 — Выбор трансформаторов тока 1 и 2 секции шин

Отходящая линия	Тип трансформатора тока	Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
КНС-1В	ТЛМ-10 300/5	U уст =6 кВ	U н =10 кВ	U н і Uуст
		I раб =282,9 А	I н = 300А	I н > Iраб.
		i у =6,297 кА	i дин =17,6 кА	i дин > iу
		В к =5,49 кА2 Чс	I т 2 tт =26 кА2 Чс	I т 2 tт > Вк
		Rпр=0,2 Ом	Rдоп=0,4 Ом	Rдоп>Rпр
ДНС-1	ТЛМ-10 200/5	U уст =6 кВ	U н =10 кВ	U н і Uуст