Проектирование ПС напряжением 35/10 кВ и электрической сети 10 кВ

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

777,98 Кб
Опубликовано:

2014-05-02

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование ПС напряжением 35/10 кВ и электрической сети 10 кВ

1. Расчёт нагрузок подстанции

.1 Расчёт и построение графиков нагрузки

Электрические нагрузки подстанции определяют для выбора силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токоведущих частей, релейной защиты и компенсирующих устройств, а также для расчета потерь электроэнергии в трансформаторах.

Изменения электрических нагрузок принято показывать графиком нагрузки, т.е. зависимостью мощности от времени.

Как правило, на графиках показано изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку они делятся на суточные, сезонные, годовые и т.п.

.2 Расчёт суммарных значений нагрузок, построение суточного и годового графиков

По числу n и мощности S потребителей на заданном напряжении определяем суммарную максимальную нагрузку потребителей на 10 кВ:

S_m_{ах СД}= n∙ Sсд, (1.1)

где n - количество синхронных двигателей на 10 кВ;

S - полная мощность синхронного двигателя, кВА;

S_m_{ах ТП}= n∙P·К_З, (1.2)

где n - количество потребителей на ПС на 10 кВ;

S - мощность потребителей на ПС на 10 кВ, кВА;

К_З - коэффициент загрузки ТП на 10 кВ;

S_m_ах_СД= 2∙ 485 = 970 кВА;

S_m_{ах ТП1}= 2∙1000·0,7 = 1400 кВА;

S_m_{ах ТП2}= 2∙1000·0,7 = 1400 кВА;

S_m_{ах ТП3}= 2∙630·0,65 = 819 кВА;

S_m_{ах ТП4}= 2∙630·0,6 = 756 кВА;

S_m_{ах ТП5}= 2∙400·0,6 = 480 кВА;

S_m_{ах ТП6}= 2∙250·0,65 = 325 кВА;

S_m_{ах ТП7}= 1∙400·0,7 = 280 кВА.

Составим таблицу суточных нагрузок по заданным графикам (Приложение 1).

По полученным данным построим графики суммарных суточных нагрузок подстанции в зимний и летний периоды (Рисунок 1). Суммарный суточный график нагрузки подстанции Pопределяется суммированием нагрузок всех ТП.

Рисунок 1 Суммарные суточные нагрузки ТП 35/10

подстанция ток релейный автоматика

Значение P_m_{ах ТП} принимается за 100% типового графика, и в соответствии с этим определяются действительные значения мощности на каждой ступени графика нагрузки ТП.

Составим таблицу годовых нагрузок на основании продолжительности суммарных графиков за летние и зимние сутки (таблица 1.1), по методике, приведенной в [2]. Продолжительность зимнего периода равна 155 суткам, летнего - 210.

Таблица 1.1. Годовая нагрузка ПС 35/10 кВ

Р_УПС, кВА	кол-во часов		кол-во суток		Суммарное
	зима	лето	зима	лето	кол-во часов
6242	2	-	155	-	310
6100	2	-	155	-	310
5554	2	-	155	-	310
5431,5	1	-	155	-	155
5181	1	-	155	-	155
5116,5	1	-	155	-	155
5086	1	-	155	-	155
4928,5	1	-	155	-	155
4866	1	-	155	-	155
4552,5	2	-	155	-	310
4446	2	-	155	-	310
4020	2	-	155	-	310
3940	-	2	-	210	420
3322	-	2	-	210	420
3268	6	-	155	-	930
2870	-	2	-	210	420
2868	-	6	-	210	1260
2826	-	2	-	210	420
2728	-	2	-	210	420
2680	-	2	-	210	420
2350	-	6	-	210	1260
Итого за год:			365		8760

По данным таблицы 1.1 построим годовой график нагрузок по продолжительности (Приложение).

1.3 Расчёт основных показателей, характеризующих графики нагрузок

Определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление активной энергии W, среднюю активную мощность P_ср, годовое число часов использования максимума активной мощности T_max, время максимальных потерь ф_max, коэффициент заполнения графика k_зп.

Годовое потребление активной энергии, кВА∙ч,

, (1.3)

где P_i - мощность i-ой ступени графика, кВА;

T_i - продолжительность i-ой ступени графика, ч.

Средняя активная мощность за сутки, кВА,

, (1.4)

где W_сут - активная энергия за сутки, кВА∙ч, определяемая· по соотношению:

. (1.5)

кВА∙ч

кВА

Годовое число часов использования максимума активной мощности P_maxнагрузки, ч,

(1.6)

Время максимальных потерь, ч,

. (1.7)

Коэффициент заполнения графика

. (1.8)

2.
Выбор силовых трансформаторов

Выбор мощности силовых трансформаторов производится с учетом аварийных и допустимых систематических перегрузок согласно ГОСТ 14209-97.

Действительное значение номинальной мощности трансформатора S_{т ном}, МВ∙А, принимается как ближайшее большее к S_{т расч} по стандартной шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов по табл. [4]

Аварийная нагрузка определяется из условия отказа одного из трансформаторов подстанции. В ориентировочных расчетах на понизительной подстанции с двумя трансформаторами расчетную мощность трансформатора S_{т расч} можно вычислить по следующему выражению:

_max, (2.1)

где S_max - максимальная суммарная мощность потребителей, кВ∙А;

кВА

По справочной таблице [4] выбираем два двухобмоточных трансформатора типа ТМН - 6300/35

Условные обозначения выбранного трансформатора:

Т - трехфазный трансформатор; М - с естественным масляным охлаждением; Н - с регулированием напряжения под нагрузкой, номинальной мощностью 6300 кВА, напряжением ВН 35 кВ.

Таблица 2.1 Параметры трехфазного двухобмоточного трансформатора ТМН - 6300/35

Тип	S_ном, МВ×А	Пределы регулирования	U_ном, кВ		u_к.мин, %	u_к., %	u_к.макс, %	DP_К, кВт	DР_Х, кВт	I_X, %
			ВН	НН
ТМН-6300/35	6,3	±6´1,5%	35	6,3; 11	7,0	7,5	8,6	46,5	8,0	0,8

После определения S_{т ном} следует определить коэффициент загрузки трансформатора k_з в максимальном режиме при работе всех трансформаторов:

, (2.2)

где S_max
У- суммарная максимальная нагрузка трансформаторов, кВ∙А;

S_m_ном- номинальная нагрузка выбранного трансформатора, кВ∙А.

3. Составление схемы электрических соединений подстанции

Схема электрических соединений подстанции выбирается на основании требований к надежности, экономичности и маневренности, с учетом перспективы развития.

Выбираем одну из типовых схем РУ ВН, приведенных на рис. 2.1-2.7 [1].

На низком напряжении 10 кВ, применяется схема мостик с выключателями в цепях трансформаторов.

Рисунок 3.1. Схема электрических соединений подстанции

4. Расчёт токов коротких замыканий

За расчётный вид короткого замыкания (КЗ) для выбора электрических аппаратов и проводников принимаем трёхфазное КЗ. Для расчёта тока КЗ составляем расчётную схему (рис. 3.1), соответствующую максимальному значению тока КЗ в намеченной точке. При этом необходимо помнить, что секционный выключатель на напряжении 6 кВ всегда отключен при работе обоих силовых трансформаторов, а секционный выключатель на напряжениях 35 кВ и выше может быть включен.

По расчётной схеме составляется схема замещения (рис. 4.1), в которой указываются источники питания и все элементы цепи КЗ со своими сопротивлениями. Для упрощения расчётов активными сопротивлениями элементов электрической сети можно пренебречь. Однако при определении ударного тока КЗ необходимо знать постоянную затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

Рисунок 4.1 Схема замещения ПС

4.1 Расчёт токов КЗ для точки К1

Принимаем базисную мощность S_б = 100 МВА.

Определим сопротивление системы, о.е:

, (4.1)

где Sk =1200 - мощность короткого замыкания системы, МВА.

Определим базисное значение тока, кА:

(4.2)

где U_б1 = 35 кВ - напряжение первой ступени.

Определим сопротивление ВЛ, Ом:

, (4.3)

где Худ = 0,4 - удельное индуктивное сопротивление ВЛ, Ом/км;

L - расстояние до ПС, км;

U_{б ср} = 37 кВ - среднее напряжение первой ступени, кВ.

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К1, кА:

(4.4)

Определим ударный ток КЗ в точке К1, кА:

(4.5)

где I» - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

Т_а = 0,115 - постоянная затухания согласно ПУЭ.

кА

4.2 Расчет токов КЗ для точки К2

Определим сопротивление трансформатора:

(4.6)

где U_k_% - напряжение короткого замыкания, %;

S_{т ном} - номинальная мощность трансформатора, МВ∙А

Базисное значение тока в точке К2:

, (4.7)

где U_б2 = 10 кВ - напряжение второй ступени.

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К2, кА:

(4.8)

Ударный ток КЗ в точке К2, кА:

кА

5. Выбор токоведущих частей и аппаратов подстанции

Выбираем токоведущие части и аппараты по продолжительным режимам работы.

Продолжительный режим работы электротехнического устройства - это режим, продолжающийся не менее чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре окружающей среды.

Продолжительный режим работы электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном, послеаварийном.

Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжёлый, когда в рассматриваемом элементе электроустановки проходит наибольший ток I_max.

.1 Выбор токоведущих частей подстанции

На подстанциях (в открытой части) могут применяться провода марки АС или жёсткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6 - 10 кВ или с КРУ 6 - 10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6 - 10 кВ применяется жёсткая ошиновка.

Цепь линии

Сечение проводников F, за исключением сборных шин и ошиновки, выбираем по экономической плотности тока, мм²,

(5.1)

где I_расч - расчетный ток (длительный ток без учета перегрузки при авариях и ремонтах), А;

j_эк = 1,0 - экономическая плотность тока, при T_max=5071, принимаем в соответствии с ПУЭ.

, (5.2)

где S_max - наибольшая мощность потребителей.

Для одиночной или радиальной линии I_норм = I_max и определяется по наибольшей нагрузке линии.

I_max = 102,966 А

мм²

Сечение, полученное в результате расчета, округляем до ближайшего стандартного значения.

Предварительно для ВЛ - 35 кВ выбираем провод марки АС - 95/16 мм²

Выбранное сечение F должно удовлетворять условию проверки по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):

, (5.3)

где I_{р форс} - максимальный длительный ток с учетом перегрузок при авариях и ремонтах, А;

I_доп = 330 А - допустимый длительный ток, А, приведен в табл. 5.9 [4].

Произведем проверку выбранного провода для ВЛ - 35 кВ

102,966 ≤ 330.

Условие проверки выполняется.

Для гибких шин - 35 кВ также выбираем провод сечением 95/16 мм²

Согласно / 2 / сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ и ЗРУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяется.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока короткого замыкания.

(5.4)

где q_min - минимальное сечение по термической стойкости, мм²;

В_к- тепловой импульс квадратичного тока, кА²· с^1/2 при удалённом КЗ.

С = 91 - коэффициент, характеризующий материал проводника (таблица П13, [ПУЭ]);

q - выбранное сечение, мм².

В_к = (I’)² · (t_откл + Т_а), (5.5)

где t_откл- время отключения короткого замыкания, с,

t_откл = t_рз_max+ t_пв, (5.6)

где t_рз_max= 1с - максимальное время действия релейной защиты;

t_пв - полное время отключения выключателя.

t_откл = 1+ 0,08 = 1,08

В_к = 4,084² · (1,08 + 0,115) = 19,931 кА²·с

q_min = 49,06 мм² < q = 95 мм².

Условие проверки выполнено.

Так как I⁽³⁾_по < 20 кА и i_у < 50 кА, то проверка на электродинамическое действие тока короткого замыкания не производится.

Проверка по условиям коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Максимальное значение начальной критической напряжённости электрического поля, кВ/см,

(5.7)

где m = 0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

r₀ = 0,68 см - радиус провода.

кВ/см.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см,

(5.8)

где D_СР - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

D_СР = 1,26 · D, (5.9)

где D - расстояние между соседними фазами, см.

D_ср = 1,26 · 350 = 441 см.

Условие проверки на коронирование:

,07 · E ≤ 0,9 · E_0, (5.10)

,07 · 4,685 < 0,9 · 33,855

Условие проверки выполнено.

Цепь трансформатора

В цепях двухобмоточного трансформатора на подстанции на стороне ВН и НН расчётные нагрузки определяют, как правило, с учётом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности S’_ном.т

; (5.11)

; (5.12)

где S`_ном.т - следующая по номенклатуре мощность трансформатора.

Предварительно к установке намечен провод марки АС-120/19.

I_доп = 390 А

Проверка провода на нагрев по условию (5.3):

Условие проверки выполнено.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока короткого замыкания по условию (5.4):

q_min = 49,06 мм² < q = 120 мм².

Условие проверки выполнено.

Проверка на коронирование. По формуле (5.7):

По формуле (5.8):

Проверка на коронирование по условию (5.10):

,07 · 4,685 < 0,9 · 31,995

Условие проверки выполнено.

Выбор сборных шин на НН.

Ток рабочего режима на низкой стороне подстанции (5.11). (5.12).

Предварительно к установке намечены алюминиевые шины прямоугольного сечения 60Ч6 мм.

I_доп = 870 А.

Проверка провода на нагрев по условию (5.3):

,8 < 870.

Условие проверки выполнено.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока короткого замыкания (5.4).

q_min = 40,297 мм² < q = 359,1 мм²

Условие проверки выполнено.

Проверка шин на механическую прочность.

у_доп = 41 - 48 МПа - допустимое механическое напряжение в материале шин табл. 4.2 [2].

Шины механически прочны, если

у_max ≤ у_доп. (5.13)

, (5.14)

где l = 2 м - длина пролёта между опорными изоляторами шинной конструкции;

W - момент сопротивления шины, см³;

а - принятое расстояние между фазами, м.

2,047 < 41,

условие проверки выполнено.

.2 Выбор изоляторов на 10 кВ

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

номинальному напряжению U_уст ≤ U_ном;

допустимой нагрузке F_расч ≤ F_доп,

где F_расч - сила, действующая на изолятор;

F_доп - допустимая нагрузка на головку изолятора: F_доп = 0,6 F_разр;

F_разр - разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчётная сила, Н, определяется по выражению:

, (5.15)

где k_h - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро:

(5.17)

где Н_из - высота изолятора.

Проходные изоляторы выбираются:

по напряжению U_уст ≤ U_ном;

номинальномe току I_max ≤ I_ном;

допустимой нагрузке F_расч ≤ F_доп.

Для проходных изоляторов расчётная сила, Н, определяется по формуле:

F_расч = 0,5f_фl. (5.18)

Предварительно к установке приняты изоляторы ИОС-10-500 УХЛ Т1. F_разр = 5000 Н, высота изолятора H_из = 190 мм.

Произведём проверку по допустимой нагрузке.

Определим поправочный коэффициент

мм

1,189.

Определяем величину силы, действующей на изолятор:

F_расч ≤ 0,6 F_доп

,805 Н < 0,6 · 5000 = 3000 Н.

Условие проверки выполнено.

Выбраны проходные изоляторы ИП - 10/1000 - 750 УХЛ1. I_ном = 1000 А, F_разр = 750.

I_max = 769,8 А < I_ном = 1000 А.

Проверка на механическую прочность:

,842 Н < 0,6 · 1000 = 600 Н.

Условие проверки выполнено.

5.3 Выбор электрических аппаратов

Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

надёжное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

лёгкость ревизии и смотра контактов;

взрыво- и пожаробезопасность;

удобство транспортировки и эксплуатации.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному КЗ и к несчастным случаям с обслуживающим персоналом.

На стороне высокого напряжения приняты к установке вакуумные выключатели типа ВВС-35-20/630УХЛ1 и встроенные разъединители типа РДЗ-2-35/1000 УХЛ. Условия выбора и проверки аппаратов сведены в таблицу.

Таблица 5.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на стороне 35 кВ

Условия выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
		ВВС-35-20/630УХЛ1	РДЗ-2-35/1000 УХЛ
U_уст ≤ U_ном	U_уст = 35 кВ	U_ном = 35 кВ	U_ном = 35кВ
I_max ≤ I_ном	I_max = 219,942 А	I_ном = 630 А	I_ном = 1000 А
I’’ ≤ I_дин	I’’ = 4,084 кА	I_дин= 20 кА	-
i_у ≤ i_дин	i_у = 11,07 кА	i_дин = 52 кА	i_дин = 63 кА
I_пф ≤ I_{отк, ном}	I_пф = 4,084 кА	I_{н откл} = 20 кА	-

= 12,013 кА=

= 394,056 кА-
В_к ≤ I_тер² · t_тер	В_к = 19,931 кА² с	I_т² · t_тер = 20² · 3 = = 1200 кА²·с	I_т² · t_тер = 25² · 3 = = 1875 кА²·с

U_ном - номинальное напряжение, кВ;

I_ном - номинальный ток, А;

I_дин - ток электродинамической стойкости (действующее значение периодической составляющей), кА;

i_дин - ток электродинамической стойкости (наибольший пик), кА;

I_{н откл} - номинальный ток отключения, кА;

I_тер - ток термической стойкости, кА;

t_тер - время протекания тока термической стойкости, с.

b_ном - номинальная асимметрия о.е., определяется по соотношению:

(5.19)

ф - момент времени, с, рассчитывается по формуле:

, (5.20)

где t_рз_min - минимальное время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,01с;

t_пв - полное время отключения выключателя, с.

Периодическую составляющую тока к.з., кА, принимаем

(5.21)

Апериодическая составляющая тока к.з., кА, рассчитывается по формуле:

. (5.22)

Выбор выключателей на низком напряжении производится аналогично выбору выключателей на высоком напряжении.

Таблица 5.2. Выбор и проверка выключателей на вводных и секционных ячейках на низкой стороне 10 кВ

Условия выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
		ВВ/TEL - 10
U_уст ≤ U_ном	U_уст = 10 кВ	U_ном = 10 кВ
I_max ≤ I_ном	I_max = 769,8 А	I_ном = 1000 А
I’’ ≤ I_дин	I’’ = 3,622 кА	I_дин= 12,5 кА
i_у ≤ i_дин	i_у = 9,224 кА	i_дин = 32 кА
I_пф ≤ I_{отк, ном}	I_пф = 3,622 кА	I_{н откл} = 12,5 кА

= 7,475 кА=

= 25,792 кА
В_к ≤ I_тер² · t_тер	В_к = 13,447 кА² с	I_т² · t_тер = 20² · 3 = = 1200 кА² · с

5.4 Выбор ограничителей перенапряжения

От атмосферных и внутренних перенапряжений трансформаторы защищают разрядниками или ограничителями перенапряжений (ОПН).

ОПН необходимо устанавливать на вводах силовых трансформаторов, подключаемых к воздушным ЛЭП. При этом установка коммутационных аппаратов между ОПН и вводом высокого напряжения силового трансформатора не допускается.

Выбор ограничителей перенапряжения произведён по номинальному напряжению установки. Выбраны следующие ограничители:

на напряжение 35 кВ: ОПН-35/37-10 (I) УХЛ1;

на напряжение 10 кВ: ОПН-10/9-10 (I) УХЛ1.

5.5 Измерения на подстанции

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно - измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управления объём контроля и место установки контрольно - измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться как на главном щите управления, так и на местных щитах.

Система измерений должна обеспечивать контроль необходимых электрических параметров. Измерительные приборы устанавливают в пунктах, откуда производится управление аппаратами главной цепи.

Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются:

по номинальному напряжению установки U_ном ≥ U_{сет.ном};

по току I_1ном ≥ I_{прод.расч}. Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

конструкции и классу точности;

электродинамической стойкости:

k_ЭДI_1ном ≥ i_уд; i_дин ≥ i_уд, (5.23)

где i_уд - ударный ток КЗ по расчёту;

k_ЭД - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I_ном - номинальный первичный ток трансформатора тока;

i_дин - ток электродинамической стойкости по каталогу.

по термической стойкости:

(k_ТI_1ном)²t_тер ≥ B_к; t_тер ≥ B_к_, (5.24)

где k_Т - кратность термической стойкости по каталогу;

t_тер - время термической стойкости по каталогу;

B_к - тепловой импульс по расчёту;

I_тер - ток термической стойкости.

по вторичной нагрузке:

Z₂ ≤ Z_2ном, (5.25)

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

К трансформаторам тока подключаются следующие измерительные приборы: амперметр, счетчики активной и реактивной энергии, ваттметр, варметр. Класс точности трансформаторов тока для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5. Для присоединения счетчиков технического учета допускается использование трансформаторов тока класса точности 1,0. Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке необходимо привести схему включения приборов.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока, Ом, определяется по формуле:

r₂ = r_приб + r_пр + r_к, (5.26)

где r_приб - сопротивление приборов, подключенных к трансформатору тока, Ом;

r_пров - сопротивление соединительных проводов, Ом;

r_к - сопротивление контактов, принимается равным 0,05 Ом при количестве двух - трех приборов и - 0,1 Ом при большем числе приборов.

Сопротивление приборов, подключенных к трансформатору тока определяется по формуле:

, (5.27)

где S_приб - мощность, потребляемая приборами, В∙А;

I_{2 ном} - вторичный номинальный ток прибора, А.

Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

r_приб + r_пр + r_к ≤ Z_2ном. (5.28)

Зная r_пр можно определить сечение соединительных проводов:

, (5.29)

где с - удельное сопротивление провода, принимается для меди равным 0,0175 Ом∙мм²/м, для алюминия - 0,0283 Ом∙мм²/м;

l_расч - расчетная длина провода, м, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока принимается:

для одного трансформатора тока l_расч = 2∙l,

для схемы полной звезды l_расч = l,

для схемы неполной звезды l_расч =;

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоединений приблизительно равной, м:

Все цепи ГРУ 6 - 10 кВ, кроме линий к потребителям 40 - 60

Линии 6 - 10 кВ к потребителям 4 - 6

Цепи РУ 35 кВ 60 - 75

Для подстанций указанные длины снижают на 15 - 20%.

В качестве соединительных проводов применяют многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэтиленовой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболочке. По условию прочности сечение проводов должно быть: из меди не менее 2,5 мм², из алюминия - 4 мм²(ПУЭ, п. 3.4.4.). Сечение больше 6 мм²обычно не применяется.

Выбор трансформаторов тока на напряжение 35 кВ.

На напряжение 35 кВ предварительно принят трансформатор тока наружной установки типа ТОЛ - 35 - У2 класса точности 0,5.

Данные трансформатора по таблице 5.9 [4] приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3. Условия выбора трансформатора тока на стороне 35 кВ

Условия выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
U_уст ≤ U_ном	U_уст = 35 кВ	U_ном = 35 кВ
I_max ≤ I_{1, ном}	I_max = 219,942 А	I_{1, ном} = 300 А
i_у ≤ i_дин	i_у = 11,07 кА	i_дин =69 кА
В_к ≤ I_т² · t_тер	В_к = 19,9318 кА² · с	I_т² · t_тер = 768 кА²·с
Z₂ ≤ Z₂_ном	Z₂ = 1,226 Ом	Z₂_ном = 20 Ом

Выбор принятых контрольно - измерительных приборов на высокой стороне приведён в таблице 5.4.

Таблица 5.4. Приборы, подключенные к ТА на высокой стороне

Приборы	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Ц33 - М1	1	1	1
Счётчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230.04	0,1		0,1
Итого		1,1	1	1,1

Общее сопротивление приборов, (5.23), Ом

Ом

Допустимое сопротивление проводов от трансформатора тока до приборов, Ом,

r_пров = Z_2ном - r_приб - r_к, (5.30)

где Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока, Ом;

r_к = 0,05Ом - сопротивление контактов принимаем;

r_пров = 2,0 - 0,044 - 0,05 = 1,906 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводов, (5.25), мм²

где с = 0,0283 - удельное сопротивление материала провода;

l_расч = 60 м - расчётная длина соединительных проводов. При соединении звездой l_расч = l.

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 1,5 мм².

Сопротивление проводов при выбранном сечении, (5.23), Ом

где q - принятое сечение, мм².

Вторичная нагрузка трансформатора тока, (5.22), Ом

Z₂ =r_пров + r_приб + r_к,

z₂ = 1,132 + 0,044 + 0,05 = 1,226 Ом.

Все условия проверок выполнены. Следовательно, трансформатор тока выбран верно.

Также к установке приняты трансформаторы тока, встроенные в вводы силовых трансформаторов. На напряжении 35 кВ выбраны трансформаторы тока типа ТВТ35-1-600/5. Каталожные данные трансформатора в соответствии с таблицей 5.11 [4] сведены в таблицу 5.5.

Таблица 5.5. Условия выбора встроенного трансформатора тока

Условия выбора	Расчётные параметры цепи	Каталожные данные
U_уст ≤ U_ном	U_уст = 35 кВ	U_ном = 35 кВ
I_max ≤ I_{1, ном}	I_max = 219,942 А	I_{1, ном} = 300 А
В_к ≤ I_т² · t_тер	В_к = 19,9318 кА² · с	I_т² · t_тер = 2352 кА²·с
z₂ ≤ z₂_{, ном}	z₂ = 0,543 Ом	z₂_,_ном = 0,6 Ом

Выбор трансформаторов тока на напряжение 10 кВ.

На напряжение 10 кВ предварительно принят трансформатор тока типа ТЛК - 10 - У3.

Данные трансформатора по таблице 5.9 [4] приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.7. Условия выбора трансформатора тока на стороне 10 кВ

Условия выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
U_уст ≤ U_ном	U_уст = 10 кВ	U_ном = 10 кВ
I_max ≤ I_{1, ном}	I_max = 769,8 А	I_{1, ном} = 800 А
i_у ≤ i_дин	i_у = 9,224 кА	i_дин =81 кА
В_к ≤ I_т² · t_тер	В_к = 13,447 кА² · с	I_т² · t_тер = 2976,75 кА²·с
Z₂ ≤ Z₂_ном	Z₂ = 0,595 Ом	Z₂_ном = 0,6 Ом

Вторичная нагрузка на трансформатор тока приведена в таблице 5.6.

Таблица 5.8. Вторичная нагрузка ТЛК - 10 - У3.

Приборы	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Ц33 - М1		1
Варметр	Д-350	5		5
Ваттметр	Д-350	5		5
Счётчик активной и реактивной энергии	0,1		0,1
Итого		10,1	1	10,1

Общее сопротивление приборов, (5.23), Ом

Ом

Допустимое сопротивление проводов от трансформатора тока до приборов (5.26):

r_пров = 0,6 - 0,404 - 0,1 = 0,096 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводов, (5.25), мм²

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 1,5 мм².

Сопротивление проводов при выбранном сечении, (5.23) Ом

Вторичная нагрузка трансформатора тока, (5.22), Ом

z₂ = 0,091 + 0,404 + 0,1 = 0,595 Ом.

Все условия проверок выполнены. Следовательно, трансформатор тока выбран верно.

В ячейках отходящих линий предварительно выбраны трансформаторы тока типа ТЛК-10-У3. Каталожные данные приведены в таблице 5.9.

Таблица 5.9. Выбор трансформатора тока на выходных ячейках

Условия выбора	Расчётные параметры цепи	Каталожные данные
U_уст ≤ U_ном	U_уст = 10 кВ	U_ном = 10 кВ
I_max ≤ I_{1, ном}	I_max = 769,8 А	I_{1, ном} = 800 А
i_у ≤ I_{н, дин}	i_у = 9,224 кА	I_{н, дин} = 81 кА
В_к ≤ I_Т² · t_Т	В_к = 13,447 кА² · с	I_Т² · t_Т = 2976,75 кА²·с
z₂ ≤ z₂_{, ном}	z₂ = 0,185 Ом	z₂_,_ном = 0,6 Ом

Выбор принятых контрольно - измерительных приборов во вторичной цепи трансформатора тока приведён в таблице 5.10.

Таблица 5.10. Приборы, подключенные к ТА

Приборы	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Ц33 - М1	1	1	1
Счётчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230.04	0,1		0,1
Итого		1,1	1	1,1

Сопротивление приборов по формуле (5.23):

Допустимое сопротивление проводов согласно формуле (5.26):

r_пров = 0,6 - 0,044 - 0,05 = 0,506 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводов согласно формуле (5.25):

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 1,5 мм².

Сопротивление проводов при выбранном сечении согласно формуле (5.23):

Вторичная нагрузка трансформатора тока согласно формуле (5.22):

z₂ = 0,044 + 0,091 + 0,05 = 0,185 Ом.

Все условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор выбран верно.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или100/ В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

по напряжению установки U_ном ≥ U_{сет.ном}; (5.31)

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке S_ном ≥ S_2У, (5.32)

где S_ном - номинальная мощность в выбранном классе точности;

S_2У - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А.

Следует отметить, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, следует взять суммарную мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора.

К основным вторичным обмоткам трансформатора напряжения подключаются вольтметры, ваттметры, варметры, счетчики активной и реактивной энергии. Класс точности трансформаторов напряжения для присоединения расчетных счетчиков должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, иначе это приведёт к увеличению погрешностей.

Если условие (5.28) не выполняется, то устанавливают два или более трансформаторов напряжения.

Выбор ТН на стороне 35 кВ

На напряжение 35 кВ предварительно выбран трансформатор напряжения типа НАМИ-35-УХЛ1. Каталожные данные взяты в соответствии с таблицей П22 [4]: номинальное напряжение первичной обмотки U _ном = 35000 В

номинальное напряжение вторичной обмотки U _ном = 100 В

номинальная мощность S _ном = 360 ВА, (в классе точности 0,5)

Условия выбора:

U_уст = 35 кВ ≤ U_ном = 35 кВ,

S_2У = 55 ВА ≤ S₂_H = 360 ВА.

Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице 5.11. Перечень приборов принят в соответствии с таблицей 4.11 [2].

Таблица 5.11. Вторичная нагрузка ТН 35 кВ

Прибор	Тип	Количество приборов	Кол-во х потребляемую мощность обмотки, В·А
			тока	напряжения
Вольтметр	Ц33 - М1	1		2х1
Вольтметр регистрирующий	Н3093	1		2х12
Ваттметр	Д-350	1	2х5	2х5
Варметр	Д-350	1	2х5	2х5
Счетчик активной и реактивной энергии	ION 8500	1	2х0,015	2х4
Итого:		10	20,3	54

Проверяем условие (5.28)

54 ВА < 150 ВА.

Условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор напряжения выбран верно.

Выбор ТН на стороне 10 кВ

На напряжение 10 кВ предварительно выбран трансформатор напряжения типа НАМИ-10-УХЛ2. Каталожные данные взяты в соответствии с таблицей П22 [4]: номинальное напряжение первичной обмотки U _ном = 10000 В

номинальное напряжение вторичной обмотки U _ном = 100 В

номинальная мощность S _ном = 300 ВА, (в классе точности 0,5)

Условия выбора:

U_уст = 10 кВ ≤ U_ном = 10 кВ,

S_2У = 55 ВА ≤ S₂_H = 300 ВА.

Таблица 5.12. Вторичная нагрузка ТН 10 кВ

Прибор	Тип	Количество приборов	Кол-во х потребляемую мощность обмотки, В·А
			тока	напряжения
Вольтметр	Ц33 - М1	1		1х1
Вольтметр регистрирующий	Н3093	1		1х12
Ваттметр	Д-350	1	1х5	1х5
Варметр	Д-350	1	1х5	1х5
Счетчик активной и реактивной энергии*	ION 8500	11	10х0,015	10х4
Итого:		15	10,15	63

Примечание: * - может использоваться как аварийный осциллограф.

Проверяется условие (7.14)

< 120 ВА.

Условия проверки выполнены.

5.6 Выбор трансформаторов собственных нужд

Собственные нужды подстанции являются одним из наиболее ответственных потребителей, так как от надёжной работы механизмов собственных нужд зависит нормальное функционирование подстанции.

Состав потребителей с.н. подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования.

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбрана по нагрузке собственных нужд с учётом коэффициента спроса. Нагрузка собственных нужд проектируемой подстанции приведена в таблице П2.

Полная нагрузка трансформатора собственных нужд определена для летнего и зимнего периодов:

, (5.33)

, (5.34)

где УP_Л и УQ_Л - соответственно суммарная активная и реактивная нагрузка в летний период;

УP_З и УQ_З - соответственно суммарная активная и реактивная нагрузка в зимний период.

За расчётную нагрузку принята нагрузка в зимний период. Мощность трансформаторов собственных нужд выбрана из условия работы двух трансформаторов с.н. на подстанции без постоянного дежурства:

S_нагр ≤ S_н,т, (5.35)

где S_нагр - расчётная нагрузка;

S_н,т - номинальная мощность трансформатора.

К установке приняты 2 трансформатора типа ТМ-160/10, подключаемые к шинам 10 кВ. Каталожные данные в соответствии с таблицей П4 [4]:

S_н,т = 160 кВА; U_вн = 10 кВ; U_нн = 0,4 кВ; U_к = 4,5%; ДP_к = 2,65 кВт; ДP_х = 0,73 кВт; i_х = 2,4%.

,85 кВА < 160 кВА.

Условия проверки выполнены. Следовательно, ТСН выбран верно.

5.7 Выбор предохранителей

Предохранитель - коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определённое значение.

Предохранители выбираются для защиты ТСН. На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем.

Выбор предохранителя производится:

по конструкции и роду установки;

по напряжению установки:

U_ном. = U_сети (5.36)

по току предохрнителя:

I_норм._расч. ≤ I _ном,(5.37)

где I_расч -расчетный ток цепи собственных нужд на стороне 10 кВ

определяется по выражению:

(5.38)

по току отключения:

_. ≤ I _откл.п(5.39)

где = 3,622кА - периодическая составляющая тока КЗ, (4.8).

Предварительно к установке приняты предохранители типа ПКТ 101-10-20-31,5У3. Условие выбора и проверки предохранителя приведены в таблице 5.13.

Таблица 5.13. Условия выбора и проверки трансформатора тока

Расчётные данны	Условия выбора и проверки	Каталожные данные
U_уст	10 кВ = 10 кВ	U_ном.п
I_расч.	11,834 А < 20 А	I_ном.п
3,622 кА < 31,5 кАI _откл.п

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям проверки.

5.8 Выбор аккумуляторных батарей и подзарядно-зарядного агрегата

В качестве аккумуляторных батарей на проектируемой подстанции выбраны стационарные аккумуляторы с намазными пластинами типа СН. Эти аккумуляторы имеют крышки, что не требует частой заливки воды и хорошо вентилируемого помещения [5].

В качестве подзарядно-зарядных агрегатов на подстанции установлены выпрямительные устройства типа ВАЗП-3 80/2 60-40/80.

5.9 Выбор комплектного распределительного устройства

По результатам произведённых выше расчётов выбирается подстанция выпускаемая ООО «АББ Силовые системы» ST7-35/10 (6) [19].

Технические характеристики подстанции ST7-35/10 (6) кВ приведены ниже.

Отличительные особенности ST7-35/10 (6) кВ ООО «АББ Силовые системы»:

- высокая заводская готовность;

минимальные сроки монтажа, наладки и ввода в эксплуатацию;

возможность быстрого демонтажа и перемещения на новое место;

возможность установки на подготовленное основание, понтон или раму движущейся машины;

малые габариты;

гарантированная безопасность эксплуатации.

ST7-35/10 (6) предназначены для работы на открытом воздухе при следующих условиях:

высота над уровнем моря до 1000 м;

температура окружающего воздуха от - 60 до + 40 С;

тип атмосферы II-III по ГОСТ 15150-69;

степень загрязнения изоляции II-III по ГОСТ 9920-89;

климатические районы по ветру и гололёду I «III, по снеговой нагрузке» IV согласно СНиП 2.01.07-85;

КТПМ соответствует требованиям ГОСТ 14695-90, а установленные в них КРУ требованиям ГОСТ 14693"90, ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 12.2.007.4-75.

Трансформаторная подстанция типа ST7 с масляными или сухими трансформаторами мощности от 2500 кВА до 10000 кВА предназначена для электроснабжения высоковольтных электроустановок трёхфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц, на номинальное напряжение до 10кВ Приём электроэнергии на подстанции осуществляется при номинальном напряжении 35 кВ, а распределение (после преобразования трансформатором 35/10 (6) кВ) при номинальном напряжении до 10 кВ. Подстанция типа ST7 разработана в первую очередь для питания объектов нефтяной промышленности России (групповых насосных станций, буровых устройств, устройств нефтедобычи).

Основные технические данные ЗРУ 35 кВ:

номинальное напряжение 35 кВ;

номинальная частота 50 ГЦ;

наибольшее рабочее напряжение

электрической сети 40,5 кВ;

номинальный ток сборных шин 630 А;

1 - секундный ток термической стойкости 16 кА;

то динамической стойкости при к.з. 40 кА;

тип выключателя 35 кВ: вакуумный, типа VD4 с пружинно моторным приводом.

Основные технические данные ЗРУ 10 (6) кВ:

номинальное напряжение 10 (6) кВ;

номинальная частота 50 ГЦ;

наибольшее рабочее напряжение

электрической сети 7,2 кВ;

номинальный ток сборных шин 1250 А;

1 - секундный ток термической стойкости 20 кА;

то динамической стойкости при к.з. 50 кА;

тип выключателя 10 (6) кВ: вакуумный, типа VD4 с пружинно моторным приводом.

6. Релейная защита силового трансформатора

Согласно ПУЭ электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты (РЗ), предназначенными для:

автоматического отключения повреждённого элемента от остальной, неповреждённой части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей;

реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы; в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или отключение тех элементов, оставление в работе которых может привести к возникновению повреждения.

Устройства РЗ должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповреждённой части системы и ограничения области и степени повреждения элемента. Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключился только этот повреждённый элемент.

Действие РЗ должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле срабатывания. Устройства, фиксирующие действие РЗ на отключение, следует устанавливать так, чтобы сигнализировать действие каждой защиты, а при сложной защите - отдельных её частей.

Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземлённой нейтралью;

витковых замыканий в обмотках;

токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

понижения уровня масла;

однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

Рекомендуется, кроме того, применение защиты от однофазных замыканий на землю на стороне 6-35 кВ автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ и выше.

На проектируемых силовых трансформаторах предусмотрены:

- дифференциальная токовая защита (ДЗТ);

- газовая защита (ГЗ);

- защита устройства РПН;

- максимальная токовая защита (МТЗ), действующая на отключение;

- защита от перегрузки;

В качестве основной защиты силового трансформатора (от внутренних повреждений и повреждений на выводах) используется продольная дифференциальная токовая защита (ДЗТ).

Газовая защита (защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла) подключается к ДЗТ. Для газовой защиты должны использоваться газовые реле с двумя отключающими контактами. Газовая защита должна иметь контроль изоляции оперативных цепей и контроль оперативного тока, действующий на срабатывание сигнализации неисправности газовой защиты.

6.1 Расчёт сопротивлений трансформатора с РПН

Исходные данные для расчета защит трансформатора см таблицу 2.1.

Система задана мощностью короткого замыкания (S_K). В этом случае сопротивление системы, Ом, определяется по выражению:

Ом (6.1)

Определяем сопротивления трансформатора с РПН, приведённые к регулируемой стороне ВН, Ом.

(6.2)

(6.3)

где S_н._mp - номинальная мощность трансформатора, МВА;

U_ср.вн = 37кВ - среднее напряжение на стороне ВН.

U_min_вн и U_max_вн определяем по выражениям, кВ:

U_min_вн = U_с_p_{. вн} ∙ (1 - ДU_*РПН) = 37∙ (1-0,09) = 33,67 кВ, (6.4)

U_max_вн = U_{ср вн} ∙(1 + ДU_*РПН) = 37∙ (1+0,09) = 40,33 кВ, (6.5)

где ДU_*РПН - половина полного диапазона регулирования на стороне ВН трансформатора, о. е.

Ом

Найдем токи трёхфазные КЗ, протекающие через защищаемый трансформатор в расчетных режимах, при внешнем трехфазном КЗ:

; (6.6)

(6.7)

кА

; (6.8)

(6.9)

кА

6.2 Продольная дифференциальная защита с реле типа ДЗТ-11

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:

продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более;

токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

Расчёт первичных токов

Определяем первичные токи для всех обмоток защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности, А:

(6.10)

А,

А.

Выбор типов и коэффициентов трансформации трансформаторов тока

Выбираем типы трансформаторов тока, их коэффициенты трансформации и схемы соединений для всех сторон защищаемого трансформатора. Коэффициенты трансформации целесообразно выбирать такими, чтобы вторичные токи в плечах защиты не превышали 5 А.

Так как трансформатор имеет схему и группу соединения обмоток Y/Д - 11 то для выравнивания фаз вторичных токов со стороны Y силового трансформатора ТА соединяем в Д (К_{СХ ВН} = К_{СХ Д} = ), а со стороны Д силового трансформатора ТА соединяются в Y (К_{СХ НН} = К_СХ_Y = 1).

п_расч=, (6.11)

где I_форс - ток на НВ и НН в форсировочном режиме работы трансформатора, когда один из трансформаторов выведен из рабочего состояния, а второй работает с допустимой перегрузкой 40%, определяется по выражению:

I_форс= ∙ 1,4; (6.12)

К_СХ = - коэффициент схемы;

I_{вт ном} = 5А - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора.

I_{форс ВН} = ∙ 1,4 = 103,923 ∙ 1,4 = 145,492 А

I_{форс НН} = ∙ 1,4 = 363,731 ∙ 1,4 = 509,223 А.

п_{ВН расч}= = = 50,4 ≈ 50

п_{НН расч}= = = 101,845 ≈ 102

По справочным данным таблицы 5.9 [4] выбираем измерительные трансформаторы тока по ближайшему большему стандартному значению коэффициента трансформации n_расч.:

на стороне ВН ТОЛ-35-У2 с коэффициентом трансформации

на стороне НН ТЛК-10-У3 с коэффициентом трансформации .

Расчёт вторичных токов

Определяем вторичные токи в плечах защиты в номинальном режиме, А:

I_{вт ном} = (6.13)

I_{вт ном (ВН)} = А,

I_{вт ном (НН)} = А.

Выбираем основную сторону защиты трансформаторов. За основную принимаем сторону, которой соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты - ВН.

Рекомендуется выбирать коэффициент трансформации так, что бы основной получалось сторона ВН, так как на ней находится РПН и все токи изначально приведены к ВН.

Расчёт токов срабатывания защиты

Определим ток срабатывания защиты от бросков тока намагничивания:

где К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания.

I_СЗ = 1,5 · 103,923 = 155,885 А

Определяем ток срабатывания реле:

(6.15)

= 4,5 А.

Расчёт числа витков дифференциальных уравнительных обмоток реле ДЗТ-11

Определяем число витков обмотки реле для основной стороны:

W_{осн расч} = , (6.16)

где F_cp = 100 А - магнитодвижущая сила срабатывания реле.

W_{осн расч} = = 22,22

Принимаем ближайшее меньшее целое число W_осн = 22 вит.

W_неосн_pac_ч = (6.17)

W_неосн_pac_ч = =29,037

Принимаем ближайшее целое число W_неосн = 29 вит.

Определяем расчётный ток небаланса

I_{нб.расч} представлен в виде суммы, кА:

I_нб_расч = I'_нб_расч + I"_нб_расч + I» '_нб_расч, (6.18)

где I'_нб_расч - составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформатора тока, определяется по формуле, кА:

I'_нб_расч = К_а ∙ К_одн ∙ е ∙I_К._max, (6.19)

где К_а = 1 - коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются прохождением апериодических составляющих в токе КЗ;

К_одн = 1 - коэффициент однотипности ТА;

е = 0,1 - погрешность ТА;

I_К._max = 4,084 кА - периодическая составляющая тока, проходящего через трансформатор при расчётном внешнем КЗ, приведённого к основной стороне.

I"_нб_расч - составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора, определяется по формуле, кА:

I"_нб_расч = ДU_* ∙ I_К._max, (6.20)

где ДU_* - половина регулировочного диапазона устройства РПН в о.е.

I' «_нб_расч - составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на реле расчетных чисел витков для неосновной стороны, определяется по формуле, кА;

I» '_нб_расч = , (6.21)

где W_расч - расчётное число витков обмотки насыщающегоя трансформатора тока (НТТ) реле неосновной стороны;

W_Ф - фактическое (целое) число витков обмотки НТТ неосновной стороны;

I'_нб_расч = 1 ∙ 1 ∙ 0,1 ∙4,084 = 0,4084 кА;

I"_нб_расч = 0,09 · 4,084 = 0,368 кА;

I» '_нб_расч = кА

I_нб_расч = 0,4084+0,368+0,005 = 0,781 кА

Определяем число витков тормозной обмотки реле

Число витков тормозной обмотки W_торм выбираем таким образом, чтобы торможение обеспечивало отстройку от любых токов небаланса:

W_торм = , (6.22)

где w_раб. - число витков рабочей обмотки НТТ реле на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка. При этом учитывают принятое число витков, если рассматриваемая сторона является основной w_осн, и расчетное число витков, если - неосновной w_расч;

I_{нб.расч} и I_торм - первичный ток небаланса и первичный тормозной ток при внешнем КЗ, приведенные к одной ступени напряжения;

I_торм = I_к.макс;

К_отс = 1,5 - коэффициент отстройки;

tga = 0,8 - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривая 2 на рис. 7.1).

W_торм = = 10,398

Принимаем ближайшее целое число W_торм = 10 вит

Рисунок 6.1. Тормозные характеристики реле ДЗТ-11

Тормозные характеристики реле ДЗТ-11 построены при нормальной затяжке противодействующей пружины для таких углов между рабочим (I_раб) и тормозным (I_торм) токами в реле, при которых обеспечивается максимальное (кривая 1) и минимальное (кривая 2) торможение. Область, расположенная ниже характеристики 2, является областью надежного несрабатывания реле; область, расположенная выше характеристики 1, - областью надежного срабатывания. При этом для обеспечения чувствительности защиты точка, соответствующая расчетным случаям КЗ в зоне действия защиты и определяемая величинами F_раб и F_торм должна находится не менее чем на 10% своих координат выше характеристики 1.

Проверка чувствительности защиты

Чувствительность проверяется при минимальном токе КЗ в зоне чувствительности.

К_ч = , (6.23)

где - ток тдвухфазного КЗ, протекающий через защищаемый трансформатор, определяется по выражению:

кА (6.24)

К_ч = =4,111 > 2

Защита чувствительна, т.к. коэффициент чувствительности больше 2, что соответствует требованиям ПУЭ.

.3 Защита от токов, обусловленных внешними короткими замыканиями

Максимальная токовая защита

МТЗ двухобмоточного трансформатора обеспечивает отключение только той обмотки, которая непосредственно питает место повреждения. Применение блокировки по напряжению позволяет применять коэффициенты самозапуска (равный единице), т.к. отстройка от перегрузочных режимов работы, обеспечивается пусковым органом напряжения.

Ток срабатывания защиты:

, (6.25)

де К_н = 1,2 - коэффициент надёжности, принимаемый при реле РТ - 40;

К_в = 0,85 - коэффициент возврата;

I_раб._max - значение максимального рабочего тока в месте установки защиты.

= 145,492 А (6.26)

Проверка чувствительности защиты:

(6.27)

Коэффициент чувствительности для МТЗ должен быть не менее 1,5 в основной зоне и не менее 1,2 в зоне резервирования.

,058 > 1,5;

,6 > 1,2.

Условия проверки выполняются, защита чувствительна.

Произведём расчёт уставок срабатывания реле для сторон.

, (6.28)

где К_1,2 - коэффициенты трансформации трансформаторов тока.

На стороне ВН:

На стороне НН:

Выбираем реле типа РТ - 40/6 с параллельным соединением катушек и током уставки в пределах 0,2¸6А.

МТЗ с комбинированным пусковым органом напряжения

На стороне 10 кВ:

Тип ТН: НАМИ - 10 - УХЛ2; U_ном.нн=1000 кВ; U_нн=100В.

Напряжение срабатывания реле напряжения (РН) для стороны НН:

Напряжение срабатывания минимального реле напряжения, включенного на междуфазное напряжение, определяется по выражению:

, (6.29)

где - междуфазное напряжение в условиях самозапуска после отключения внешнего короткого замыкания.

(6.30)

кВ

Напряжение срабатывания фильтр - реле обратной последовательности определяется исходя из минимальной уставки устройтва:

кВ (6.31)

Уставки срабатывания РН на стороне НН:

(6.32)

где К_U- коэффициент трансформации ТН

(6.33)

Определим коэффициенты чувствительности устройства фильтра - реле:

(6.34)

Коэффициент чувствительности для фильтр - реле должен быть не менее 1,2.

,333 > 1,5;

Условия проверки выполняются, защита чувствительна.

Определим выдержку времени МТЗ со стороны ВН:

сек (6.35)

где t_МТЗ.нн = 1,1 сек - выдержка времени МТЗ ввода низшего напряжения.

Dt - ступень выдержки времени, равна 0,4 сек.

Выбираем реле времени ЭВ - 227.

Защита от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой

Защита от перегрузки реагирует на перегрузку трансформатора по току сверх номинального. Устанавливается на стороне 35кВ.

Определим ток срабатывания защиты от перегрузки:

, (6.36)

где К_отс - принимается равным 1,05;

К_в = 0,85 - коэффициент возврата (для РТ - 40).

Найдем вторичный ток срабатывания реле:

, (6.37)

где к_сх - коэффициент схемы, равен .

Выбираем токовое реле РТ - 40/6 с параллельным соединением катушек. Защита действует на сигнал с выдержкой времени, реле времени ЭВ - 237.

6.4 Газовая защита

Газовая защита является очень чувствительной и весьма часто позволяет обнаружить повреждение в трансформаторе в самой начальной стадии. При серьезных повреждениях трансформатора газовая защита действует достаточно быстро 0,1-0,2 с (при скорости потока масла не менее чем на 25% выше уставки). Благодаря этим достоинствам газовая защита обязательно устанавливается на всех трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более, а также на всех внутрицеховых понижающих трансформаторах, начиная с мощности 630 кВА.

Действие ГЗ основано на том, что всякие, даже незначительные повреждения, а также повышение нагрева внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при незначительном газообразовании ГЗ действует на предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании или при сильном понижении уровня масла (например, при повреждении бака или утечке масла) ГЗ даёт команду на отключение трансформатора. Бурным газообразованием обычно сопровождается КЗ внутри бака трансформатора.

ГЗ является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов и автотрансформаторов от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточной величины тока при этом повреждении.

ГЗ осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные. Газовое реле представляет собой металлический кожух, врезанный в маслопровод между баком трансформатора и расширителем. Реле заполнено маслом. Кожух имеет смотровое стекло со шкалой, с помощью которой определяется объем скопившегося в реле газа. На крышке газового реле имеется краник для выпуска воздуха и взятия пробы газа для его анализа, а также расположены контакты для подключения кабеля.

У поплавковых реле внутри кожуха укреплены на шарнирах два поплавка, представляющие собой полые металлические цилиндры. На поплавках укреплены ртутные контакты, соединенные гибкими проводами с выводными зажимами на крышке реле. Ртутный контакт представляет собой стеклянную колбочку с впаянными в ее вертикальную часть двумя контактами. Колбочки содержат небольшое количество ртути, которая в определенном положении колбочки замыкает между собой контакты, чем создается цепь через реле.

Рис. 3 Поплавковое газовое реле

При скорости движении потоков газа и масла порядка 0,5 м/с нижний поплавок, находящийся на пути потока опрокидывается и происходит замыкание его ртутных контактов в цепи отключения. Благодаря тому, что при КЗ в трансформаторе сразу возникает бурное газообразование, ГЗ производит отключение с небольшим временем 0,1-0, Зс. Отключающий элемент работает также при большом понижении уровня масла в корпусе реле. ПГ-22 - поплавковое реле.

У лопастных реле сигнальный элемент выполнен также, как у поплавковых, а отключающий состоит из поплавка и поворотной лопасти, механически связанных с общим ртутным контактом, действующем на отключение.

Рис. 4. Лопастное реле

У чашечных реле вместо поплавков используется открытые металлические чашки и вместо ртутных контактов обычно открытые контакты, работающие непосредственно в масле.

Нормально, когда корпус реле полностью заполнен маслом, при этом верхняя и нижняя чашки тоже заполнены маслом и удерживаются в исходном состоянии пружинами.

7. Экономико-организационная часть

7.1 Расчёт и построение сетевого графика по проектированию и монтажу подстанции

При помощи сетевого графика устанавливается взаимосвязь и последовательность всех технологических операций по созданию нового объекта, включая поступление проектной документации, поставок материала и оборудования для подстанции.

График состоит из элементов - работ и событий.

События не имеют продолжительности во времени. По роли в сетевом графике различают исходное (начальное) событие - оно отмечает условие начала разработки, ему не предшествует ни одна работа рассматриваемого комплекса; завершающее (конечное), после которого не производится ни одна работа, входящая в рассматриваемый комплекс, оно отмечает факт достижения конечной цели; промежуточные события, фиксирующие окончание предшествующих и начало последующих работ.

События изображаются кружком и получают в графике номер.

Исходное событие имеет нулевой номер, а все последующие события нумеруются в возрастающем порядке по мере перехода от предшествующих событий к последующим.

Работы - это отдельные процессы комплекса, выполнение которых связано с затратами времени, труда, ресурсов. Работа в сетевом графике изображается стрелкой.

Каждая работа имеет одно начальное и одно конечное событие.

Расчет сети по времени заключается в определении следующих данных: ожидаемого срока окончания всего комплекса работ, наиболее ранних возможных и наиболее поздних допустимых сроков начала и окончания работ, резервов времени.

Перечень работ по проектированию подстанции представлен в таблице 8.1.

В таблицах и расчётах приняты следующие обозначения:

t_i-j- продолжительность работы;

i - рассматриваемое событие;

j - последующее событие;

Р.О. - раннее окончание работы;

П.О. - позднее окончание работы;

Р.Н. - раннее начало работы;

П.Н - позднее начало работы.

Таблица 7.1. Перечень работ по проектированию подстанции

	Наименование работ по сооружению подстанций	Код работ		t_i-j, мес.
1	Составление проектного задания	0- 1		1
2	Выбор и согласование площадки	1 - 2		2
3	Проектирование подстанции - 1 этап	1 - 3		2
4	Проектирование систем контроля и управления - 1 этап	1 - 11		1
5	Оформление заказов и получение контрольно- измерительной аппаратуры и информатики	1 - 12		1
6	Оформление заказов на трансформаторы	1 - 13		1
7	Оформление заказов на высоковольтные выключатели	1 - 14		1
8	Проведение изыскательных работ	2-3		1,5
9	Проектирование подстанции - 2 этап	3-4		3
10	Подготовка документов проекта на сооружение подстанции	3-5		0,5
11	Оформление заказов и получение материалов для строительства здания подстанции	3-7		3
12	Оформление заказов и получение материалов для	3 - 8		1
	строительства помещений в/в выключателей
13	Оформление заказа на строительные материалы на сооружение подстанции	4-9	1
14	Согласование проекта сооружения подстанции	5-6	0,5
15	Утверждение проекта сооружения подстанции	6-7	3
16	Сооружение фундамента здания подстанции	7 - 10	1
17	Сооружение здания в/в выключателей	8 - 15	2
18	Получение стройматериалов	9 - 10	2
19	Строительство подстанции и начало монтажа оборудования	10 - 15	2,5
20	Проектирование систем контроля и управления - 2 этап	11-15	1
21	Оформление заказов и получение контрольно- измерительной аппаратуры и автоматики - 2 этап	12-15	2
22	Получение трансформатора	13-15	4
23	Получение высоковольтных выключателя	14-15	2
24	Установка контрольно-измерительной аппаратуры и автоматики	15-16	2
25	Завершение монтажа оборудования подстанции	16-17	2
26	Приемка подстанции комиссией и проведение испытаний	17-18	0,5

) Рассчитывается продолжительность выполнения конечного события по возможным вариантам путей выполнения работ, результаты расчета сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2. Возможные пути и продолжительность выполнения конечного события

Путь	Продолжительность, мес.
0-1-2-3-4-9-10-15-16-17-18	17,5
0-1-2-3-5-6-7-10-15-16-17-18	16,5
0-1-2-3-7-10-15-16-17-18	15,5
0-1-2-3-8-15-16-17-18	12
0-1-3-4-9-10-15-16-17-18	16
0-1-3-5-6-7-10-15-16-17-18	15
0-1-3-7-10-15-16-17-18	14
0-1-3-8-15-16-17-18	10,5
0-1-11-15-16-17-18	7,5
0-1-12-15-16-17-18	8,5
0-1-13-15-16-17-18	10,5
0-1-14-15-16-17-18	8,5

Самым продолжительным является первый вариант. Критическое время Т_кр = 17,5 месяцев.

) Производится расчет параметров критического пути:

- - ранний срок свершения события;

- поздний срок свершения события;

R = или R =- резерв;

- раннее начало работ (максимальный путь от 0 до начала этого события);

. - раннее окончание работ;

- позднее начало работ (разница между Т_кр и максимальным путем от конечного события до события, предшествующего данной работе);

- позднее окончание работ.

Результаты расчета сведены в таблицу 8.3.

Таблица 7.3. Параметры работ

Код работ									R
0-1		1	0	1		0		1	0
1-2		2	1	3		1		3	0
1-3		2	1	3		2,5		4,5	1,5
1-11		1	1	2		11		12	10
1-12		1	1	10		11	9
1-13		1	1	2		8		9	7
1-14		1	1	2		10		11	9
2-3		1,5	3	4,5		3		4,5	0
3-4		3	4,5	7,5		4,5		7,5	0
3-5		0,5	4,5	5		5,5		6	1
3-7		3	4,5	7,5		6,5		9,5	2
3-8		1	4,5	5,5		10		11	5,5
4-9		1	7,5	8,5		7,5		8,5	0
5-6		0,5	5	5,5		6		6,5	1
6-7		3	5,5	8,5		6,5		9,5	1
7-10		1	7,5	8,5		9,5		10,5	2
8-15		2	5,5	7,5		11		13	5,5
9-10		2	8,5	10,5		8,5		10,5	0
10-15		2,5	10,5	13		10,5		13	0
11-15	1		2	3	12		13			10
12-15	2		2	4	11		13			9
13-15	4		2	6	9		13			7
14-15	2		2	4	11		13			9
15-16	2		13	15	13		15			0
16-17	2		15	17	15		17			0
17-18	0,5		17	17,5	17		17,5			0

) По данным таблицы 8.3 строится сетевой график, где в четырех секторах сетевой модели (рис 8.1) занесены параметры событий:

Рис. 7.1. Сетевая модель

А - ранний срок совершения работы;

Б - номер события;

В - поздний рок совершения события;

Г - номер предшествующего события по наибольшему пути.

.2 Расчет технико-экономических показателей подстанции

Ремонт и эксплуатация оборудования ПС должна отвечать Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей. В соответствии с этими правилами предусмотрены осмотры, техническое обслуживание, текущие и капитальные ремонты. Дежурный и ремонтный персонал по техобслуживанию силовых трансформаторов и аппаратуры распределительных устройств должны иметь квалификационную группу не ниже четвертой.

Баланс рабочего времени

Таблица 7.4. Баланс рабочего времени

№№	Наименование статьи	Значение		Примечание
		Дни	Часы
11.	Календарный фонд рабочего времени	365	8760	Текущий год
22.	Нерабочие дни, всего в том числе: праздничные выходные	116	2784 288 2496	2010
		12
		104
3.	Номинальный фонд рабочего времени	249	5976
44.	Неиспользованное время - всего - основного и дополнительного отпуска - отпуск учащихся - невыходные по болезни	63,4	1521,6	Принимается по факту 0,5% от п. 3 3% от п. 3 0,5% от п. 3 0,5% от п. 3
		52 1,3 7,5	1248 31,2 180
	-невыходные в связи с выполнением государственных и общественных обязанностей	1,3	31,2
	- внутримесячные потери	1,3	31,2
5.	Средняя продолжительность рабочего времени	1	8
6.	Действительный фонд рабочего времени	185,6	1484,8	п. 3 - п. 4
7.	Коэффициент использования рабочего времени	0,75		п. 6 / п. 3

Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала

Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности (ЕРС) по электрохозяйству подстанции, а также суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства подстанции (принимается по нормативам).

Количество эксплуатационного персонала, занятого обслуживанием электротехнического оборудования определяется из выражения, чел.:

, (7.1)

где У ЕРС - суммарные единицы ремонтной сложности принимаем равными 1550;

К = 800 - норма обслуживания в ЕРС на 1 рабочего.

≈ 2 человека.

Явочная численность эксплуатационного персонала, чел.:

= · n_СМ, (7.2)

где n_СМ = 3 - число смен

= 2 ∙ 3 = 6 человек

Списочная численность эксплуатационного персонала, чел.:

человек, (7.3)

где К_И - коэффициент использования рабочего времени, принимаем согласно табл. 8.4.

Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов, чел.:

, (7.4)

где трудоёмкость принимается равной 3800 чел.·ч

Ф_d - действительный фонд рабочего времени, принимаем согласно таблицы 8.1.

К_ВН = 1,1 - коэффициент выполнения нормы, планируемый для данной категории рабочих на подстанции.

≈ 2 человека

Расчет годового фонда заработной платы

Рассчитывается основная и дополнительная заработная плата рабочих, занятых текущим ремонтом и обслуживанием электротехнического оборудования, а также заработная плата инженерно-технических работников, руб.:

И_ЗП = И_О + И_Д +И_ИТР, (7.5)

где И_О - основная зарплата эксплуатационного и ремонтного персонала, руб.;

И_Д- дополнительная зарплата эксплуатационного и ремонтного персонала, руб.;

И_ИТР - суммарная зарплата инженерно-технических работников, руб.

Основная зарплата для эксплуатационников определяется по формуле, руб.:

И^О_{ЗП Э} = Фd ∙ ∙ З_i_Э,(7.6)

где З_i_Э = 47 руб./час - тарифная ставка для эксплуатационного состава.

И^О_{ЗП Э} = 1 484,8 · 8 · 47 = 558,285 тыс. руб.

Основная зарплата для ремонтников определяется по формуле, руб.:

И^О_{ЗП Р} = УТ ∙ З_i, (7.7)

где З_i_Р = 45 руб./час - тарифная ставка для ремонтного состава;

УТ - суммарная трудоемкость.

И^О_{ЗП Р} = 3 800 ·73 = 171 тыс. руб.

Дополнительная зарплата, руб.:

И_Д^{ЭКС РЕМ} = в · И_О^{ЭКС
РЕМ}, (7.8)

в= К_Т + К_НАД + К_ПР + К_В, (7.9)

где К_Т = 0,8 - территориальный коэффициент, для районов, приравненных к крайнему северу;

К_НАД = 0,8 - коэффициент надбавки;

К_ПР = 05 - премия;

К_В = 0,1 - вознаграждение за выслугу лет.

в= 0,8 + 0,8 + 0,5 + 0,1 = 2,2,

И_Д^{ЭКС РЕМ} = 2,2 · 729,285 = 1 604,427 тыс. руб.

Общий годовой фонд ЗП рабочих, руб.:

И_{ЗП Р}^РАБУ= И^О_{ЗП Э} + И^О_{ЗП Р} + И_Д^{ЭКС РЕМ}(7.10)

И_{ЗП Р}^РАБУ= 558,285 + 171 + 1 604,427 = 2 333,712 тыс. руб.

Годовой полный фонд ЗП ИТР определяется по формуле, руб.:

И_{ЗП Р}^{РАБ ИТР} = 12∙ УR_i ^ИТР ∙ Q_i ^К ∙ 1,1 ∙ (1 + К_Т + К_НАД + К_ПР + К_В) (7.11)

где R_i ^ИТР - количество работников инженерно - технических работников на подстанции;

Q_i ^К - примерный должностной оклад ИТР, руб. в месяц, (оклад начальника ПС ≈ 17500 руб.; оклад мастера ≈ 9500 руб.)

И_{ЗП Р}^{РАБ ИТР} = 12∙ 2 ∙ (17 500 + 9 500) ∙ 1,1 ∙ (1 + 2,2) = 2 280 960 руб.

Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды определяется по установленным нормам по отношению к ЗП.

И_С.Н. = И_ЗП ∙ б _{ЕСН (}7.12)

где, б _ЕСН = 0,26 - единый социальный налог.

И_С.Н. = (2 333 712 + 2 280 960) · 0,26=1 199 814,72 руб.

Амортизационные отчисления

Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам в% от стоимости электротехнического оборудования.

И_А = УКi ∙ Н_РЕН,(7.13)

где Н_РЕН = 3,5% - нормы отчислений от капитальных вложений на полное восстановление (реновацию);

УКi - капитальные затраты электротехнического оборудования табл. 8.5.

Определение капитальных вложений в подстанцию производится суммированием всех составляющих затрат.

Таблица 7.5. Расчёт затрат на строительство ПС

Составляющие затрат	Стоимость объекта, млн. руб.	Зональный повышающий коэффициент	Величина затрат, млн. руб.
Базисный показатель стоимости ПС 35/10 кВ (2х6,3)*	14,0	1,7	23,8
Стоимость дополнительной ячейки	0,2		0,34
Противоаварийная автоматика	1,57		2,669
Итого			26,809
Стоимость строительства ПС с учётом прочих затрат (17,5%)	26,809	1,175	31,5
Стоимость постоянного отвода земельного участка	2,5х10³х7 0,5 х10³х7	-	0,0175 0,0035
Итого			31,521
С учётом индекса цен по капитальным вложениям (3,048)			96,076

Примечания: * - количество и мощность трансформаторов, шт. х МВ·А;

Стоимость ячейки выключателя включает:

оборудование (60%);

релейная защита, кабели, панели ОПУ (22%);

ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).

И_А = УКi ∙ Н_РЕН= 96,076 · 3,5 = 3 362,66 тыс. руб.

Отчисления в ремонтный фонд

Отчисления на капитальный ремонт рассчитываются в % от стоимости электрооборудования

И_РЕМ = У Кi ∙ Н_РЕМ., (7.14)

где Н_РЕМ = 2,9% - нормы отчислений от капитальных вложений на капитальный ремонт.

И_РЕМ = 96,076 · 2,9 = 2 786,204 тыс. руб.

Стоимость материалов

Величина затрат на материалы, расходуемые при текущем ремонте и обслуживание электротехнического оборудования, определяется в% к основной зарплате по ремонту и обслуживанию оборудования.

И_М = б_М ∙ И_О(7.15)

И_О = И^О_{ЗП Э}+ И^О_ЗП
Р (7.16)

где б_М = 0,6 - доля затрат на материалы от основной ЗП рабочих по ремонту и обслуживанию электрооборудования.

И_О = 558,285 + 171 = 729,285 тыс. руб.

И_М = 0,6 · 729,285 = 437,571 тыс. руб.

Прочие затраты

Величина прочих затрат определяется по выражению:

И_ПР = б_ПР ∙ (И_О + И_А + И_М), (7.17)

где б_ПР = 0,25 - доля затрат от суммарных затрат на основную ЗП, амортизационные отчисления, отчисления на материалы.

И_ПР = 0,25·(729,285 + 3 362,66 + 437,571) = 1139,379 тыс. руб.

Результаты расчётов сведём в таблицу 8.6.

Таблица 7.6. Структура эксплуатационных расходов подстанции

Наименование	Иi, тыс. руб.	Доля затрат, %
Заработная плата	2333,712	20,73
Отчисления на социальные нужды	1199,815	10,65
Амортизационные отчисления	3362,66	29,86
Отчисления в ремонтный фонд	2786,204	24,75
Стоимость материалов	437,571	3,89
Прочие затраты	1139,379	10,12
Итого	11259,341	100

8. Специальная часть. Системы оперативного тока

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики и сигнализации, а также приводов коммутационных аппаратов главных цепей (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей с дистанционным управлением) осуществляется от специальных источников оперативного тока. Совокупность источников питания, кабельных линий, шинок питания, переключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляет систему оперативного тока данной электроустановки.

К системам оперативного тока предъявляются требования высокой надежности при КЗ и других ненормальных режимах в главных цепях.

Для систем оперативного тока на подстанциях применяется следующая терминология:

постоянный оперативный ток - система питания оперативных цепей, при которой в качестве источника питания используется аккумуляторная батарея;

переменный оперативный ток - система питания оперативных цепей, при которой в качестве основных источников питания используются измерительные трансформаторы тока и напряжения, трансформаторы собственных нужд. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия используются предварительно заряженные конденсаторы;

выпрямленный оперативный ток - система питания оперативных цепей переменным током, в которой переменный ток преобразуется в постоянный (выпрямленный) с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия могут использоваться предварительно заряженные конденсаторы;

смешанная система оперативного тока - система питания оперативных цепей, при которой используются разные системы оперативного тока (постоянный и выпрямленный, переменный и выпрямленный).

В системах оперативного тока различают:

независимое питание, когда работа системы питания оперативных цепей не зависит от режима работы данной электроустановки.

К независимым системам относится, например, постоянный оперативный ток.

8.1 Постоянный оперативный ток

Постоянный оперативный ток должен применяться:

· на всех подстанциях напряжением 330-750 кВ;

· на подстанциях напряжением 110-220 кВ с распределительными устройствами этих напряжений со сборными шинами;

· на подстанциях напряжением 110-220 кВ с воздушными выключателями независимо от схемы распределительных устройств этих напряжений;

· на подстанциях напряжением 110-220 кВ с числом масляных выключателей с электромагнитными приводами более двух, а при пружинных или пневматических приводах - более трех.

В качестве источника постоянного оперативного тока для подстанций используются аккумуляторные батареи на напряжении, как правило, 220 В, без элементного коммутатора, работающие в режиме постоянного подзаряда.

В качестве источников постоянного оперативного тока применяются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи:

а) из отдельных аккумуляторов (элементов) типа СК - в открытых сосудах, отличающихся усиленными соединительными пластинами;

б) из отдельных аккумуляторов (элементов) типа СН - в герметически закрытых сосудах с намазными пластинами:

в) комплектные аккумуляторные батареи серии ШУОТ-24-03 (шкаф управления оперативного тока), собранные из аккумуляторов типа АБН.

Номинальное напряжение аккумулятора равно 2 В. Номинальная емкость аккумулятора - это наименьшее значение емкости, соответствующее 10-часовому режиму разряда.

В качестве зарядно-подзарядных устройств для аккумуляторных батарей типа СК и СН применяются выпрямительные агрегаты типа ВАЗП -380/260 с автоматической стабилизацией напряжения. Агрегаты обеспечивают постоянный подзаряд аккумуляторных батарей до номера 20 включительно, их дозаряд напряжением 2,3 В на элемент, первичный формовочный заряд после монтажа или капитального ремонта, питание длительной нагрузки постоянного тока в размере, обычно встречающемся на подстанциях.

На подстанциях с постоянным оперативным током устанавливается, как правило, одна аккумуляторная батарея 220 В, схема включения которой приведена на рис. 3.1.

Батарея нормально работает в режиме постоянного подзаряда без элементного коммутатора, при стабильном напряжении 2,15 В на элемент, без периодических уравнительных перезарядов и тренировочных разрядов.

Щит постоянного тока имеет главные (силовые) шины EY и шины управления ЕС.

Для аккумуляторной батареи из 108 элементов шины EY состоят из шин «+» и «-», при большем числе элементов добавляется шина «(-)» повышенного напряжения.

Шина «+» присоединяется к плюсу аккумуляторной батареи, шина «-» к минусу 108 элемента, и шина «(-)» к минусу 120, 128 или 140 элемента.

К шинам EY подключается сеть аварийного освещения, резервный агрегат связи и цепи питания электромагнитов включения приводов выключателей 6-35 кВ (толчковые токи до 200 А). Шины повышенного напряжения используются для питания электромагнитов включения приводов выключателей 110 кВ и выше.

Рисунок 9.1 Схема включения аккумуляторной батареи.

1 - электромагниты приводов коммутирующих аппаратов напряжением 110 кВ и выше; 2 - электромагниты приводов коммутирующих аппаратов напряжением 6-35 кВ; 3 - резервный агрегат связи; 4 - лаборатория; 5 - блок переключения аварийного освещения; 6 - ввод от щита переменного тока 380/220 В; 7 - аварийное освещение; 8 - управление, защита, сигнализация и автоматика; 9 - контроль изоляции; 10 - контроль уровня напряжения и мигающий свет.

Шины ЕС в режиме постоянного подзаряда присоединены к 108 элементам батареи. При дозарядке батареи при напряжении 2,3 В на элемент шины ЕС должны переключаться на 100 элементов во избежание повышения напряжения на них свыше 1,05 номинального. Шина (+) ЕР предназначена для подключения цепей мигания сигнальных ламп положения выключателей.

Регулируемое (балластное) сопротивление RR служит для обеcпечения одинакового заряда, подзаряда и разряда как основных (n = 100, 108), так и дополнительных (при n = 120, 128, 140) элементов. В качестве балластного сопротивления используется регулятор возбуждения РЗВ-41 со 100 ступенями сопротивления с маховичным приводом.

Для дублирования питания ответственных потребителей постоянного тока и улучшения условий эксплуатации каждая система шин щита постоянного тока разделена на две секции, связанные между собой коммутирующими аппаратами. В схеме используются два зарядно-подзарядных агрегата (VC1, VC2) - один - рабочий, второй - резервный.

Для повышения надежности питания потребители оперативного постоянного тока разделяются на группы (сеть питания электромагнитов включения; сеть управления, защиты и автоматики, сеть сигнализации и т.п.), каждая из которых подключается не менее чем двумя взаимно-резервируемыми линиями к разным секциям шин щита постоянного тока.

Постоянный оперативный ток с питанием от шкафов ШУОТ может применяться для ПС 110-220 кВ без выключателей на ВН, либо с количеством выключателей не более трех.

Питание электромагнитов включения выключателей с электромагнитными приводами в данном случае осуществляется от выпрямительных устройств УКП.

Шкафы управления серии ШУОТ предназначены для питания оперативных цепей постоянного тока на электрических подстанциях и в распределительных устройствах промышленных предприятий.

Шкаф представляет собой комплектное устройство в состав которого входят:

· аккумуляторная батарея (из 52 аккумуляторов) типа 52АБН-80 на напряжение 110 В;

· выпрямительное полупроводниковое устройство (ПЗУ) с номинальным напряжением 110 В для подзаряда аккумуляторной батареи;

· контрольно-измерительная аппаратура и аппаратура управления и сигнализации;

По способу использования в эксплуатации шкафы могут применяться для питания оперативных цепей постоянного тока напряжением 110 В (один шкаф) и 220 В (комплект из двух шкафов для последовательного соединения).

Шкаф ШУОТ обеспечивает:

- питание цепей оперативного постоянного тока и постоянный подзаряд аккумуляторной батареи от ПЗУ (4 фидера на 10 А каждый при суммарной нагрузке не более 20 А);

- питание цепей оперативного постоянного тока от аккумуляторной батареи при аварийном отключении напряжения питающей сети шкафа;

Схема шкафа ШУОТ включает:

- контроль и измерение величины сопротивления изоляции в цепях оперативного постоянного тока;

- защиту узлов схемы и отходящих линий питания цепей постоянного оперативного тока от перегрузок и коротких замыканий при помощи автоматических выключателей и предохранителей;

- приборы контроля напряжения и тока аккумуляторной батареи, тока подзарядного устройства, напряжения на шинах;

- сигнализацию световую и посредством указательных реле о неисправности работы устройства подогрева, об отключении защитных аппаратов, о снижении изоляции оперативных цепей, об обрыве фазы и отсутствии напряжения на ПЗУ, о включении аккумуляторной батареи и подзарядного устройства на шины оперативного тока, о понижении напряжения на ПЗУ.

Мощность шкафа ШУОТ недостаточна для питания электромагнитов включения электромагнитных приводов, поэтому для этой цели используются устройства комплектные питания типа УКП.

Устройства комплектные питания УКП-220 и УКП-380 предназначены для питания электромагнитов включения выключателей с током потребления до 320 А. В режиме включения выключателей на КЗ и исчезновения при этом переменного напряжения устройства питания обеспечивают включение выключателей с током потребления электромагнитов до 150 А.

Устройства питания состоят из двух основных сборочных единиц: устройства УКП1 - устройства выпрямителя с распредустройством (шкаф №1); устройства УКП2 - устройства накопителя, содержащего катушку индуктивности, в которой происходит накопление электромагнитной энергии при подаче напряжения на электромагнит включения выключателя и систему коммутации, обеспечивающую быстрое подключение указанной катушки к электромагниту в случае включения выключателя на КЗ, сопровождающееся резким снижением напряжения (шкаф №2).

Устройство питания УКП-КН содержит выпрямитель и емкостный накопитель энергии на базе двойнослойного конденсатора и предназначено для питания электромагнитов включения высоковольтных выключателей с током потребления до 150 А.

Устройства питания имеют: контроль выпрямленного напряжения; контроль исправности узла накопителя; контроль изоляции выпрямленного напряжения; защиту от токов КЗ на стороне выпрямленного напряжения, внутренних замыканий и токов перегрузки.

Структурная схема оперативных цепей при использовании комплектных устройств УКП и ШУОТ приведена на рис. 3.2.

Цепи управления выключателей, сигнализации, релейной защиты и автоматики подключаются к комплектному устройству ШУОТ. Цепи питания электромагнитов включения подключаются к устройствам питания УКП. Устройство питания УКП используется как групповой источник питания выключателей одной секции ПС с поочередным включением выключателей.

Следует отметить, что КРУ с вакуумными выключателями напряжением 6-10 кВ имеют встроенные в ячейки блоки питания электромагнитов включения электромагнитных приводов, поэтому для указанных выключателей устройства УКП не требуются.

Рисунок 9.2 Структурная схема оперативных цепей при использовании комплектных устройств УКП и ШУОТ

8.2 Переменный оперативный ток

Переменный оперативный ток должен применяться:

· на подстанциях напряжением 35-110/6-10 кВ, 110-220/35/6-10 кВ без выключателей на стороне ВН и с использованием выключателей на СН и НН с пружинными приводами, возможно использование выключателей вводов и секционных 6-10 кВ с электромагнитными приводами.

· на подстанциях напряжением 35/6-10 кВ с выключателями 35 кВ и 6-10 кВ с пружинными приводами.

В качестве источников переменного оперативного тока используются:

· трансформаторы собственных нужд, присоединяемые на участке между выводами НН силовых трансформаторов и выключателями 6-10 кВ, либо к питающей линии 35 кВ до выключателя.;

· трансформаторы тока, питающие цепи релейной защиты;

· предварительно заряженные конденсаторы.

Для выполнения релейной защиты на переменном оперативном токе используются следующие способы:

· использование реле прямого действия, встроенных в приводы выключателей, отделителей, короткозамыкателей. Применяются типы реле РТМ, РТВ;

· применение схем с дешунтированием электромагнитов отключения выключателя, включенных во вторичную цепь трансформаторов тока защищаемого присоединения.

Питание цепей защиты, автоматики, управления, сигнализации должно осуществляться от шинок стабилизированного напряжения. Предусматривается АВР питания этих шинок от трансформаторов СН.

Питание цепей оперативной блокировки разъединителей осуществляется от шинок обеспеченного питания через выпрямительный блок.

Питание цепей отключения отделителя, реле блокировки отключения отделителя, а также включение короткозамыкателя при действии газовой защиты должно производится от предварительно заряженных конденсаторов.

Питание отключающих электромагнитов независимого питания (ЭОнп) должно осуществляться от предварительно заряженных конденсаторов. Для питания включающих электромагнитов электромагнитных приводов применяются устройства УКП.

Схема питания переменным оперативным током цепей управления, сигнализации и автоматики приведена на рис. 3.3.

Питание цепей производится от двух секций щита собственных нужд 380/220 В через два стабилизатора напряжения (TS1, TS2): один рабочий, второй резервный. Мощность стабилизатора выбирается по максимальной нагрузке в аварийном режиме (например, при работе газовой защиты трансформатора на отключение всех его выключателей). Для понизительных подстанций с двухобмоточными трансформаторами может быть принят стабилизатор типа С - 1,7 мощностью 1,7 кВ×А; для подстанций с трехобмоточными трансформаторами - типа С-3с мощностью 3 кВ×А.

На выходе стабилизаторов напряжения сооружаются шинки обеспеченного питания (EY). Шинки управления (1EC, 2EC) и шинки сигнализации (1EH, 2EH) образуются от шинок обеспеченного питания.

Схема питания выполняется с автоматическим включением резервного стабилизатора. Для этой цели используются промежуточные реле KL1, KL2, KL3.

Рисунок 9.3 Схема питания переменным оперативным током

- измерение напряжения и контроль изоляции; 2 - телемеханика: 3 - связь

8.3 Выпрямленный оперативный ток

Выпрямленный оперативный ток должен применяться:

· на подстанциях напряжением 35-110/6-10 кВ, 110-220/35/6-10 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения, когда выключатели 6-10 кВ или 35 кВ применены с электромагнитными приводами;

· на подстанциях напряжением 35/6-10 кВ с выключателями 35 кВ с электромагнитными приводами;

· на подстанциях напряжением 110, 220 кВ с числом выключателей с электромагнитными приводами на стороне ВН не более двух, а при пружинных или пневматических приводах не более трех.

В качестве источников питания оперативных цепей используются трансформаторы собственных нужд, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока совместно выпрямительными блоками, снабженными сглаживающими фильтрами, и предварительно заряженные конденсаторы.

На рис. 3.4 приведена схема питания выпрямленным оперативным током.

Для питания цепей защиты, автоматики, управления используются блоки стабилизированного напряжения типа БПНС-2, УПНС-Н совместно с блоками питания тока типа БПТ-1002. Для питания включающих электромагнитов электромагнитных приводов применяются устройства УКП.

Для питания цепей отключения вводных выключателей напряжением 35 и 6-10 кВ с электромагнитными приводами, отключения отделителей и включения короткозамыкателей, а также питания включающих и отключающих электромагнитов выключателей 110-220 кВ с пружинным, пневматическим или пневмогидравлическим приводом используются блоки питания и заряда БПЗ-401, БПЗ-402.

Цепи сигнализации подстанции (шины ±ЕН) и блокировки (шинки ±ЕВ) питаются от отдельных блоков напряжения типа БПН-1002 (два комплекта на подстанцию).

Рисунок 9.4 Схема питания выпрямленным оперативным током

Блоки питания с помощью промежуточных трансформаторов и выпрямителей преобразуют переменный ток или напряжение, получаемые от трансформаторов тока, напряжения или трансформаторов собственных нужд, в выпрямленное напряжение 110 или 220 В. Блоки питания БПТ включаются в цепи трансформаторов тока питающих присоединений, блоки питания БПН включаются в цепи трансформаторов собственных нужд или напряжения. Блоки питания БПЗ выполняются с включением в цепи трансформаторов тока (БПЗ-402) или с включением в цепи трансформаторов собственных нужд, трансформаторов напряжения (БПЗ-401). Блоки питания БПЗ предназначены также для заряда конденсаторов (в составе блоков), энергия которых используется для приведения в действие электромагнитов отключения коммутационных аппаратов. Схема подключения цепей управления выключателей при питании от блока БПЗ-401 приведена на рис. 3.5.

Рисунок 9.5 Схема подключения цепей управления выключателей при питании от блока БПЗ-401

Блок стабилизированного напряжения БПНС-2 предназначен для питания выпрямленным током аппаратуры релейной защиты, сигнализации и управления. В основу блока положен принцип действия трехфазного магнитного усилителя с самонасыщением. Для питания сложных релейных защит в схеме предусмотрен сглаживающий фильтр, который поставляется по особому заказу.

Технические данные блока БПНС-2.

· Номинальное напряжение на входе - 100, 220, 380 В.

· Номинальное стабилизированное напряжение на выходе - 220 В.

· Номинальная мощность на выходе - 1000 Вт.

· Кратковременная мощность на выходе в течение времени до 30 с - 1800 Вт.

· Кратковременная мощность на выходе в течение 1 с - 2000 Вт.

· Габариты - 1275´500´400 мм.

Устройство стабилизированного напряжения УПНС-Н предназначено для питания выпрямленным током аппаратуры управления, релейной защиты и сигнализации. Обеспечивается защита от токов короткого замыкания в устройстве и во внешних выходных цепях. Предусмотрена сигнализация о повышении напряжения на выходе устройства свыше 1,3 U_н и об исчезновении напряжения.

Технические данные устройства УПНС-Н.

· Номинальное напряжение на входе - 230, 400 В.

· Номинальное стабилизированное напряжение на выходе устройства - 220 В.

· Номинальная мощность на выходе - 1000 Вт.

· Потребляемая из сети активная мощность в режиме холостого хода, не более - 170 Вт.

· Коэффициент пульсации напряжения на выходе сглаживающего фильтра, не более - 3%.

· Время поддержания на выходе стабилизированного напряжения 220 В при токе 5 А после исчезновения питающего переменного напряжения, не менее - 6 с.

· Габариты - 600´450´250 мм.

Технические данные блока БПТ-1002.

· Выходное напряжение при протекании тока 10 А по всем секциям первичной обмотки трансформатора блока на уставке 110 В - 90¸130 В; на уставке 220 В - 180¸260 В.

· Блок выдерживает на входе на уставке по току феррорезонанса «5А» в течение 5 с ток 50 А, в течение 1 с - ток 120 А при нагрузке: для уставки номинального выходного напряжения 110 В - 10 Ом; для уставки номинального выходного напряжения 220 В - 40 Ом.

· Длительно допустимый ток нагрузки блока: для уставки номинального выходного напряжения 110 В - 7 А; для уставки номинального выходного напряжения 220 В - 3,5 А.

Технические данные блока БПН-1002.

· Номинальное входное напряжение блока 100, 110, 127, 220, 380 В.

· Блок питания в длительном режиме работы допускает включение на напряжение, превышающее на 10%, указанное выше, при этом ток нагрузки не должен превышать: для уставки выходного напряжения 110 В - 6,4 А. для уставки выходного напряжения 220 В - 3,2 А.

Технические данные блока БПЗ-401.

· Блок питания и заряда БПЗ-401 предназначен для питания выпрямленным током устройств РЗ и А, выполненных на номинальное напряжение 110 и 220 В при суммарной потребляемой мощности 100 Вт в длительном режиме и 200 Вт в кратковременном режиме или для заряда блоков конденсаторов суммарной емкостью до 2000 мкФ, энергия которых используется для приведения в действие электромагнитов отключения (включения) коммутационных аппаратов.

· Номинальное входное напряжение 100, 110, 127, 220 В.

· Номинальное выходное напряжение 110, 220 В.

· Номинальное напряжение заряда 400±5% В.

· Время заряда конденсаторов емкостью 200 мкФ до напряжения 0,8 установившегося при номинальном входном напряжении, не более 70 мс.

Библиографический список

1. Г.П. Лю Методические указания к выполнению курсового проекта - В.: ДВГТУ

. Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для студ. сред. проф. образования - 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2007. - 448 с.

. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. (СО 153-34.20.122-2006) - М, 2006.

. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В.В. Горшевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

. Электротехнический справочник: Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. - 8-е изд., испр. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 964 с.

. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей / Под ред. В.М. Блока. - М.: Выс. шк., 1981. - 640 с.

. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

. Электрическая часть электростанций: Учеб. для вузов / Под ред.

С.В. Усова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 616 с.

. Правила устройства электроустановок - 7-е изд. - М.: Изд-во. НЦ ЭНАС, 2006. - 552 с.

. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 240 с.

. Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ / Г.К. Вишняков, Е.А. Гоберман, С.Л. Гольцман и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и Я.С. Самойлова. - М.: Энергоиздат, 1982. - 352 с.

. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.

. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. М.: Энергосетьпроект, 2007.

Проектирование ПС напряжением 35/10 кВ и электрической сети 10 кВ