(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка трансформаторной подстанции
Содержание
1. Общий раздел
1.1 Введение
1.2 Определение количества и типов помещений для подстанции и предварительное размещение в их оборудования
1.3 анализ помещений подстанции на пожаро- и взрывоопасность
1.4 Техническое обоснование и выбор варианта главной схемы подстанции
1.5 Разработка и описание принципной схемы подстанции
1.6 Развёрнутое задание на дипломное проектирование
2. Расчётный раздел
2.1 Расчёт электронных нагрузок силовой распределительной сети
2.2 Расчет и выбор силовых трансформаторов
2.3 Расчёт силовой распределительной сети, выбор кабеля
2.4 Расчет высоковольтных вводов, выбор кабелей ввода, высоковольтного оборудования
2.5 Расчет характеристик и выбор аппаратов защиты силовой распределительной сети
2.6 Расчёт и выбор устройств компенсации реактивной мощности
2.7 Расчет утрат напряжения в кабелях и проводах силовой распределительной сети
2.8 Расчёт токов к.з в силовой распределительной сети
2.9 Расчет заземляющих устройств
3. Технологическая часть
3.1 Организация монтажа электрооборудования
3.2 Организация эксплуатации электрооборудования
3.3 Организация ремонта электрооборудования
4. Финансовая часть
4.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения цеха
4.2 Расчет платы за потребляемую электроэнергию
4.3 Расчет численности персонала энергохозяйства цеха
4.4 Расчет годичного фонда заработной платы персонала энергохозяйства участка заготовок
4.5 Расчет себестоимости энергосоставляющей продукции участка заготовок
5. Охрана труда и электробезопасность
5.1 Организационные и технические мероприятия по охране труда в процессе монтажа оборудования
5.2 Организационные и технические мероприятия по охране труда при эксплуатации и ремонте электрооборудовании
6. Охрана окружающей среды и энергосбережение
6.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды и оптимальному использованию электронной энергии
Заключение
Литература
1. Общий раздел
1.1 Введение
Электроэнергетика — это стратегическая ветвь, состояние которой отражается на уровне развития страны в целом. В истинное время электроэнергетика является более размеренно работающим комплексом белорусской экономике. Предприятиями отросли обеспечено действенное, надежное и устойчивее энергоснабжение потребителей республики без аварий и значимого экологического вреда.
Высшим ценностью энергетической политики нашего страны является увеличение эффективности внедрение энергии как средство для понижения издержек общества на энергоснабжение, обеспечения устойчивого развития страны, увеличение конкурентоспособности производительных сил и охраны окружающей среды. Потому электроэнергетическая ветвь повсевременно находится в поле зрения Президента нашего страны, Александра Григорьевича Лукашенко, Правительство республики.
В течении нескольких крайних лет, разработаны и одобрены высшими органами власти и Правительствам Теория Государственной стратегии устойчивого развития и Главные направления Энергетической политике Республике Беларусь. В развитие уточнение этих основополагающих документов с учетом конфигурации внутренних и наружных причин развития Республике Беларусь на основании поручения Президента Республике Беларусь в 2003 году разработан топливно-энергетический баланс страны на период до 2020 года, в каком так же немаловажное пространство отведено вопросцам предстоящего развития электроэнергетики.
Предсказуемая Потребность в электронной и термический энергии определена на основании прогноза валового внутреннего продукта с учетом реализации энергосберегающей политики.
Потребление электроэнергии в республике в 2020 году вырастет до 41 миллиардов. кВт ч. (на 23% выше уровня 2000 г.).
Импорт электроэнергии не превзойдет 4 миллиардов. кВт ч., и зависимости от конъюнктуры рынка, быть может прекращен, так как установлены мощность собственных генерирующих источников дозволит обеспечить нужный размер производства электроэнергии.
Уровень употребления термический энергии в 2020 г. составит 84 млн. Гкал. и вырастет на 22%.
Прогноз структуры употребления электронной и термический энергии по отраслям экономики на 2020 г. определен исходя из динамики макроэкономических характеристик развития народного хозяйства и реализации потенциала энергосбережения в республике.
Ожидается уменьшение потребление электроэнергии индустрией на 13 процентных пт, а главным пользователем электроэнергии станет коммунально-бытовой сектор.
Следует принимать во внимание, что в перспективе до 2020 г. главным видом топливом для производства электроэнергии и тепла остается природный газ. Но его толика обязана быть снижена на 60% от общего употребления котельно-печного горючего, за счет роста употребления мазуты до 4.2 млн. тонн, использования 1.75 млн. тонн угля, 3.7 млн. тонн дров и гидроэнергетических ресурсов. Внедрение атомной энергии в перспективе до 2020 года не предусматривается. На базе характеристик многообещающего топливно-энергетического баланса республики определены главные направления предстоящего развития Белорусской энергетической системы.
Для удачного решения принципиальных задач, проставленных Правительством, нужно также развивать и улучшать подготовку кадров с высшим и средним особым образованием. Особенное внимание при всем этом обязано уделяться подготовке профессионалов средней квалификации. Одним из принципиальных путей, связывающих подготовку и обучение (педагогический процесс, в результате которого учащиеся под руководством учителя овладевают знаниями, умениями и навыками) техников с производства, в период учебного процесса являются практические задания, курсовое и дипломное проектирование, спецзадание.
Дипломное проектирование считается первым шагом самостоятельной работы учащегося по собственной специальности. Студент-энергетик знакомится с главными приемами способами проектирование частей электронной части станции и подстанции, приучается к обобщению теоретических сведений, приобретенных при исследовании особых курсов, к использованию директивных материалов, справочной литературы, результатов практики, учебной и повторяющейся литературы для решения отдельных задач и выполнение проекта в целом.
В данном дипломном проекте будет разрабатываться собственная трансформаторная подстанция.
1.2 Определение количества и типов помещений для подстанции и предварительное размещение в их оборудования
Трансформаторная подстанция состоит из 3-х помещений. В одном из помещений размещается оборудование трансформаторной подстанции. Во 2-м помещении размещается распределительное устройство (РУ) на 10 кВ. В 3-ем помещении размещается распределительное устройство на 0,4 кВ.
1.3 анализ помещений подстанции на пожаро- и взрывоопасность
Помещения и участки промышленных компаний в согласовании с требованиями ПУЭ классифицируются по пожаро-, взрывоопасности.
По пожароопасности помещения делятся на последующие зоны (класс):
П-1-помещения (зоны), обращаются горючие воды с t вспышки больше С снутри помещения.
П-2 — помещения (зоны), в каких выделяются горючие пыли и волокна с концентрацией воспламенения к объёму воздуха наиболее 65 г/м.
П-2а — помещения (зоны), в каких обращаются твёрдые горючие вещества.
П-3 — помещения (зоны), которые обращаются горючие водянистые вещества вне помещения.
По взрывоопасности помещения делятся:
В-1 — помещения, в каких выделяются горючие газы либо пары ЛВЖ, способные создавать с воздухом в помещении взрывоопасную смесь при обычном режиме работы.
В-1а — помещения, в каких выделяются горючие газы либо пары ЛВЖ, способные создавать с воздухом в помещении взрывоопасную смесь при трагедии либо неисправности.
В-1б — возможность образования консистенции с большенный взрывной концентрацией либо водорода при трагедии в помещении.
В-1г — возможность образования взрывоопасной консистенции на открытом воздухе.
В-2 — возможность образования взрывоопасной консистенции в помещении из взвешенных частиц и воздуха в обычных критериях.
В-2а — возможность образования взрывоопасной консистенции в помещении из взвешенных частиц и воздуха при трагедии и неисправности.
Таблица 1.1 — систематизация помещений подстанции на взрыво- и пожароопасность
Наименование
Пожароопасность
Взрывобезопасность
Трансформаторная
П-IIа
В-IIа
РУ 10 кВ
П-IIа
В-IIа
РУ 0,4 кВ
П-IIа
В-IIа
Трансформаторная подстанция состоит из 3-х помещений, в каких размещается оборудование (трансформаторы, распределительное устройство (РУ) 10 кВ, распределительное устройство 0,4 кВ). Эти помещения относим к классу П-IIа по пожароопасности и к зоне В-IIа по взрывоопасности, потому что в этих помещениях может быть образование взрывоопасной консистенции из взвешенных частиц и воздуха при трагедии либо неисправности, также имеется в наличии трансформаторное масло и токоведущие части.
1.4 Техническое обоснование и выбор варианта главной схемы подстанции
Распределительная сеть обычно производится по круговой, магистральной и смешенной схемам. Категория надежности электроснабжения потребителей значительно влияет на выбор распределительной сети.
Круговые схемы используются для электроснабжения потребителей расположенных в разных направлениях от источника питания.
Для электроснабжения потребителей первой и 2-ой группы надежности электроснабжения используют 2-ух линейные круговые схемы, а для питания пользователя третей группы используют однолинейные круговые схемы.
По сопоставлению с магистральными схемами круговые легче автоматизируются и имеют огромную сменность надёжности, но при их построении возрастает длина полосы и количество аппаратов защиты.
Магистральные схемы рекомендуется использовать в последующих вариантах:
— когда перегрузка имеет сосредоточенный нрав, но отдельные узлы перегрузки размещенным в одном направлении по отношению подстанции и на сравнимо маленьком расстоянии друг от друга;
— когда перегрузка сравнимо умеренно распределена.
Магистральные схемы используются для потребителей третей группы, потому что при её использовании отсутствует запасный канал электроснабжения и в случаи повреждение полосы перерыв в электроснабжении потребителей может достигать одних суток.
Смешанные схемы соединяют элементы магистральных схем, основное питание всякого из потребителей осуществляются круговыми схемами, а запасное сквозной магистральной.
Потому что пользователи подстанции относятся к первой группы надежности, то избираем 2-ух линейную круговую схему распределительной сети.
1.5 Разработка и описание принципной схемы подстанции
По требуемой степени надёжности питание потребителей своей трансформаторной подстанции относится к первой группы надёжности электроснабжения. На основании данной систематизации для электроснабжения потребителей избираем 2-ух трансформаторную подстанцию.
Кроме самих трансформаторов трансформаторная подстанция обязана содержат нужное электрооборудование.
Разъединитель на стороне высочайшего напряжения устанавливается по обе стороны высоковольтного выключателя и служит для отключения и включения цепи высочайшего напряжения или при отсутствии тока.
При работе электронных установок появляются напряжения, которые могут существенно превосходить номинальные значения (перенапряжения). Эти перенапряжения могут привести к пробою электронной изоляции частей оборудования и вывести установку из строя. Чтоб избежать пробоя электронной изоляции, она обязана выдерживать эти перенапряжения, но габаритные размеры оборудования получаются чрезвычайно большенными, потому что перенапряжения могут во много раз больше номинального напряжения.
В качестве РУ-10 кВ могут применяться камеры КСО либо шкафы КРУ.
В качестве РУ-0,4 кВ используются шкафы ЩО 70. количество и тип будет указан опосля проведения расчетов.
Всё перечисленное оборудование создано для воплощения коммутации силовой цепи трансформаторной подстанции, защиты электрооборудования и измерения характеристик электронной сети.
1.6 Развёрнутое задание на дипломное проектирование
Электроснабжение потребителей осуществляется от 2-ух трансформаторной подстанции (ТП). ТП получает питание 10,5 кВ по воздушной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока), длина ввода составляет 4,8 км. Пользователи электроэнергии относятся ко 2-й группы надёжности электроснабжения.
В дипломном проекте требуется создать свою трансформаторную подстанцию.
Для разработки своей ТП должны быть выполнены последующие расчёты:
— электронных нагрузок силовой распределительной сети цеха;
— силовых трансформаторов и их выбор;
— силовой распределительной сети с выбором кабеля;
— высоковольтных вводов, выбор кабелей вводов, высоковольтного оборудования на подстанции, в том, числе трансформаторов тока;
— характеристик и выбор аппаратов защиты силовой и распределительной сети и их выбор;
— возмещающего устройства и выбор;
— падение напряжения в кабелях распределительной сети;
— токов маленьких замыканий в распределительно сети;
— расчет заземляющих устройств.
нужно создать графическую часть, в которую будет заходить схема трансформаторной подстанции.
нужно высчитать экономическую составляющую от реализации дипломного проекта.
Также нужно привести организационно-технические мероприятия по охране труда при монтаже, эксплуатации и ремонте электроустановок и распределительных сетей.
2. Расчётный раздел
2.1 Расчёт электронных нагрузок силовой распределительной сети
Определение электронных нагрузок производим способом коэффициента расчётной мощности. Данный способ является главным при расчёте электронных нагрузок.
способ коэффициента расчётной мощности сводится к определению расчётных нагрузок ( ).
, (2.1)
где — расчётная активная мощность, кВт;
— средняя активная мощность за более нагруженную смену, кВт.
— коэффициент расчётной мощности.
, если ,(2.2)
, если ,(2.3)
,(2.4)
где — полная расчётная мощность, кВА.
,(2.5)
где — установленная мощность, кВт;
— коэффициент использования.
,(2.6)
где — коэффициент реактивной мощности.
Находим среднюю активную мощность за более загруженную смену, по формуле 2.5.
Для РП-1
Находим среднюю реактивную мощности за очень загруженную смену, по формуле 2.6.
Для РП-1
Определяем коэффициент расчётной мощности.
Потому что ; то
; .
Находим полную расчётную мощность, по формуле 2.4.
Для РП-1
Расчет для РП-2, РП-3, РП-4, РП-5, РП-6, РП-7 и РП8(освещение) делается аналогично РП-1. Приобретенные данные заносятся в колонки 1…7 таблицы 2.1
Таблица 2.1 — Сводная ведомость электронных нагрузок
Наименование РУ
, кВт
, кВт
, квар
, кВт
, квар
, кВт
РП-1
40
28,0
13,4
28,0
13,4
31,1
РП-2
35
24,5
11,8
24,5
11,8
27,2
РП-3
80
56,0
26,9
56,0
26,9
62,1
РП-4
75
52,5
25,2
52,5
25,2
58,2
РП-5
90
63,0
30,2
63,0
30,2
69,9
РП-6
65
45,5
21,8
45,5
21,8
50,5
РП-7
100
70,0
33,6
70,0
33,6
77,6
РП8(освещение)
32
22,4
10,7
22,4
10,7
24,8
Всего на ШНН
517
361,9
173,7
361,9
173,7
401,4
2.2 Расчет и выбор силовых трансформаторов
Более экономны однотрансформаторные подстанции, которые при наличии централизованного резерва либо связей по вторичному напряжению могут обеспечить надежное питание потребителей II и III категорий. При проектировании систем электроснабжения (СЭС) установка однотрансформаторных подстанций рекомендуется при полном резервировании подстанции I и II категорий, когда по условиям подъездных дорог, также по мощности и массе вероятна подмена покоробленного трансформатора в течении не наиболее одних суток и при наличии централизованного резерва.
Двухтрансформаторные подстанции используются при значимом числе потребителей I и II категорий при сосредоточенных отягощениях на данном участке с высочайшей удельной плотностью, также, если имеются ЭП особенной группы. Не считая того, двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном дневном и годичном графиках перегрузки компании и при малых отягощениях можно отключать один из 2-ух трансформаторов. Выбор мощности трансформаторов делается исходя из расчетной перегрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума перегрузки , темпов роста нагрузок, цены электроэнергии, допустимой перегрузки трансформаторов и их экономической загрузки. Для выбора мощности цеховых ТП нужно знать среднюю расчетную мощность.
Если к моменту проектирования обозначенные причины еще не известны в полном объеме, то мощность трансформаторов выбирается так, чтоб в обычных критериях окружающей среды при подключении всех расчетных нагрузок компании их коэффициент загрузки не превосходил 0,7…0,75.
Перегрузка трансформаторов мощностью выше номинальной допускается лишь при исправной и вполне включенной системе остывания трансформатора.
Определяем нагрузочную способность всех потребителей.
В связи с тем, что у нас двухтрансформаторная подстанция, трансформаторы которой работают параллельно, от каждой требуется мощность
По нагрузочной мощности избираем трансформатор ТМ-400-10/0,4 с номинальной мощностью 400 кВА; .
С учетом аварийной перегрузки мощность равна
;
При всем этом коэффициент загрузки будет равен
Избранный трансформатор подступает для работы в подстанции с учетом аварийной перегрузки.
2.3 Расчёт силовой распределительной сети, выбор кабеля
При выбирании сечения проводов и кабелей следует учесть, что допустимая плотность тока для проводов огромного сечения ниже, потому что повышение сечения сопровождается повышением поверхности остывания пропорционально поперечнику провода; сечение же провода растет пропорционально квадрату поперечника. Потому в проводах и кабелях малого сечения дела охлаждаемой поверхности к сечению меньше, чем в проводах большего сечения, что усугубляет условие остывание и приводит к необходимости понижения допустимой плотности тока.
Расчётные, продолжительно допустимые токи определяются согласно выражения:
(2.7)
Производим расчёт для РП-1 по формуле 2.7.
Для полосы питающей РП-1, согласно ПУЭ избираем 4 жильный кабель с дюралевыми жилами в поливинилхлоридной оболочке марки АВВГ сечением жилы 10,0 мм2, для которого допустимая токовая перегрузка .
Расчет и выбор кабеля для РП-2, РП-3, РП-4, РП-5, РП-6, РП-7 и РП(освещение) проводится аналогично. Приобретенные данные заносим в колонки 1…4 таблицы 2.2.
Таблица 2.2 — Сводная ведомость линий электроснабжения (ЭСН)
Токоведущей части
Марка кабеля
Расчетный ток, А Iр
Допустимый ток, А Iд
Сечение кабеля, мм2 d
Активное сопротивление, мОм/м r0
Индуктивное сопротивление мОм/м Х0
1
AВВГ
54,7
70
4Ч10
0,447
0,082
2
AВВГ
47,9
70
4Ч10
0,447
0,082
3
AВВГ
109,3
115
4Ч25
1,25
0,095
4
AВВГ
102,4
115
4Ч25
1,25
0,095
5
AВВГ
123,0
140
4Ч35
0,0894
0,088
6
AВВГ
88,9
90
4Ч16
1,95
0,095
7
AВВГ
136,6
140
4Ч35
0,0894
0,088
8
AВВГ
43,6
46
4Ч6
5,21
0,1
2.4 Расчет высоковольтных вводов, выбор кабелей ввода, высоковольтного оборудования
Для расчета номинального тока берем расчетную мощность из таблицы 2.1.
Согласно задания на дипломное проектирование ; .
(2.11)
По данному расчетному току избираем кабель типа АВВГ (4Ч4,0 мм2), дюралевый с .
Тот же кабель ставим в сеть резерва.
Находим активное и индуктивное сопротивление полосы.
Активное сопротивление:
,(2.12)
где — удельное сопротивление кабеля, 7,81 Ом/км.
.
Реактивное сопротивление
,(2.13)
где — удельное сопротивление кабеля, 0,1 Ом/км.
Находим полное сопротивление полосы
(2.14)
.
Результирующее сопротивление полосы ввода равно
.
Находим ток трехфазного к.з
(2.15)
.
Определяем ударный ток
,(2.16)
где — ударный коэффициент ().
Определяем ток двухфазного к.з
(2.17)
.
По сиим же данным в цепь ввода и резерва избираем выключатели QW типа ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10 со последующими чертами:
— номинальное напряжение;
— номинальный ток;
— наибольший ударный ток;
— электродинамическая устойчивость.
По произведенным расчетам избираем разъединитель РВ3-10/400, U = 10 кВ; I = 400 А.
В цепь меж вводом и системой, резервом и системой избираем подобные разъединители.
Избираем трансформаторы тока в сети 10,5 кВ по расчетному току . Тип ТПЛК-10 с данными:
;
;
2.5 Расчет характеристик и выбор аппаратов защиты силовой распределительной сети
Автоматический выключатель выбирается для всякого приемника по расчетному току . Расчетный ток берем из таблицы 2.2.
Потом исполняем проверку корректности выбора автоматического выключателя по среднему току электрорасцепителя.
;
;
;
.
Подставив в формулу критичного тока формулу пускового тока и выполнив некие преобразования получим формулу для расчета критичного тока
.
Производим выбор автоматов для всякого пользователя.
QF1 .
Избираем номинальный ток расцепителя из условия
Избираем автоматический выключатель ВА31-31 с .
Исполняем проверку
;
;
где — ток электромагнитного расцепителя, А.
;
Автоматический выключатель избран правильно.
Аналогично избираем автоматы защиты для других РП, при всем этом ток срабатывания магнитного расцепителя берется , и данные расчета сводим в таблицу 2.3.
Таблица 2.3 — Сводная ведомость аппаратов защиты
Наименование РП
Тип автомата
, А
, А
РП-1
ВА51-31
63
54,7
РП-2
ВА51-31
50
47,9
РП-3
ВА51-35
125
109,3
РП-4
ВА51-35
125
102,4
РП-5
ВА51-35
125
123,0
РП-6
ВА51-35
100
88,9
РП-7
ВА51-35
160
136,6
РП8(освещение)
ВА51-31
50
43,6
2.6 Расчёт и выбор устройств компенсации реактивной мощности
Для выбора возмещающего устройство (КУ) нужно знать:
— расчётную реактивную мощность КУ;
— тип КУ;
— напряжение КУ;
Расчётную реактивную мощность КУ определяют по последующей формуле:
,(2.18)
где — расчетная мощность КУ, квар;
— коэффициент, учитывающий увеличение естественным методом, принимается ;
— коэффициенты реактивной мощности до и опосля компенсации.
Компенсацию реактивной мощности по опыту эксплуатации создают до получения значения .
Задавшись из этого промежутка, определяют .
значения , выбираются по результату расчета нагрузок (таблица 2.1).
Задавшись типом КУ, зная и напряжение, выбирают обычную компенсирующую установку, близкую по мощности.
Используются комплектные конденсаторные установки (ККУ) либо конденсаторы, созданные для данной для нас цели.
Опосля выбора обычного КУ определяется фактическое
,(2.19)
где — обычное
По определяют :
(2.20)
Определяем расчетную мощность КУ по формуле 2.18
Принимаем , тогда .
По справочнику [5, с.127] избираем 1ЧУК2-0,38-100 со ступенчатым регулированием по 50 квар.
Определяем фактические значения и опосля компенсации реактивной мощности. Согласно формулы (2.19)
Результаты заносим в таблицу 2.4.
Таблица 2.4 — Сводная ведомость нагрузок.
Параметр
, кВт
, квар
, кВА
Всего на НН без КУ
0,9
0,7
361,9
173,7
401,4
КУ
1Ч100
Всего на НН с КУ
0,93
0,4
361,9
73,7
369,3
2.7 Расчет утрат напряжения в кабелях и проводах силовой распределительной сети
Определим активное сопротивление на каждой полосы по формуле:
,(2.21)
где L — длина полосы;
— удельное сопротивление кабеля (по справочнику).
;
;
;
;
;
;
;
.
Пренебрегая индуктивным сопротивлением проводов полосы, то утраты напряжения определим по формуле:
(2.22)
;
;
;
;
;
;
;
.
Таблица 2.5 —
Наименование РУ
Марка кабеля
?U, В
РП-1
АВВГ-4Ч50,0
3,1
РП-2
АВВГ-4Ч25,0
3,5
РП-3
АВВГ-4Ч25,0
11,2
РП-4
АВВГ-4Ч25,0
12,6
РП-5
АВВГ-4Ч10,0
0,7
РП-6
АВВГ-4Ч25,0
21,1
РП-7
АВВГ-4Ч35,0
0,9
ЩО
АВВГ-4Ч10,0
33,6
2.8 Расчёт токов к.з в силовой распределительной сети.
В электроустановках могут возникать разные виды маленьких замыканий, которые сопровождаются резким повышением тока.
Все электрооборудование, устанавливаемое в (СЭС), обязано быть устойчивым к токам недлинного замыкания и выбираться с учетом величин этих токов.
Главными причинами появления маленьких замыканий в сети могут быть:
— повреждение изоляции отдельных частей электроустановки
— перекрытие изоляции меж частями электроустановки
Для выполнения расчета токов недлинного замыкания составляется схема, соответственная нормальному режиму работы системы электроснабжения, считая, что все источники питания включены параллельно. В расчетной схеме учитываются сопротивление питающих генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий, реакторов. По расчетной схеме составляется схема замещения, в какой указываются сопротивления всех источников и потребителей и намечаются точки для расчета токов недлинного замыкания (К.З).
Схема замещения представляет собой вариант расчетной схемы, в какой все элементы изменены сопротивлениями. Точки К.З. выбираются на ступенях распределения и на конечном электроприемнике. Точки нумеруются сверху вниз, начиная от источника.
Расчет токов недлинного замыкания начнем с определения активных сопротивлений на каждой полосы по формуле
,(2.23)
где L — длина полосы;
— удельное сопротивление кабеля (берем из справочника).
;
;
;
;
;
;
;
;
Определяем полное сопротивление на каждой полосы по формуле
(2.24)
;
;
;
;
;
;
;
.
Определяем полное сопротивление трансформатора по формуле
(2.25)
,
где .
Определяем результирующее сопротивление по формуле
(2.26)
;
;
;
;
;
;
;
.
Результирующее сопротивление .
Определяем токи трехфазных маленьких замыканий по формуле
(2.27)
;
;
;
;
;
;
;
.
Общий ток недлинного замыкания .
2.9 Расчет заземляющих устройств
При расчёте заземляющего устройства определяют тип заземлителя, их количество и пространство размещения, также сечение заземляющих проводов.
Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. наличие в нём песка оказывает огромное воздействие на сопротивление грунта.
Потому рекомендуется определять удельное сопротивление (p) группа путём конкретных измерений в том месте, где будут располагаться заземлители.
Приобретенное путём замеров удельное сопротивление грунта является важной величиной, определяющей сопротивление заземляющего устройства.
При отсутствии данных измерений для расчётов пользуются примерными значениями удельных сопротивлений грунтов.
Зная расчётное удельное сопротивление грунта, можно найти сопротивление 1-го заземлителя. Сопротивление вертикального заземлителя при длине (L, м), поперечнике (d, мм) определяется приближенной формулой:
(2.28)
Находим ток однофазного замыкания на землю в сети 10,5кВ.
(2.29)
где — напряжение ВН, 10,5 кВ;
— длина кабельной полосы, км;
— длина воздушной полосы, км.
Определяем предельное сопротивление заземляющего устройства:
(2.30)
.
Но, сопротивление заземляющего устройства для сети 380/220В обязано быть не больше 4Ом. Потому сопротивление заземляющего устройства принимаем равным 4 Ом.
Удельное сопротивление грунта определяем по таблице 1.13.3 [6]. Грунт в районе установки трансформаторной подстанции — торф.
Определяем количество вертикальных электродов:
— без учета экранирования
,(2.31)
где .
;
.
Принимаем .
— с учетом экранирования
,(2.32)
где .
.
Принимаем 3 заземлителя.
3. Технологическая часть
3.1 Организация монтажа электрооборудования
При сооружении подстанций и распределительных устройств обширно используют комплектные распределительные устройства (КРУ) на напряжение 6-35 кВ и комплектные трансформаторные подстанции (КТП) на напряжение 6-110 кВ. КРУ представляет собой отдельный шкаф, укомплектованный аппаратами первичных цепей, устройствами и аппаратами защиты и заземления, учета и сигнализации, ошиновками и проводами вторичных цепей. Выключатели с приводами устанавливают стационарно либо на выкатных телегах. КТП состоит из трансформатора, распределительного либо вводного устройства высшего напряжения, комплектного РУ низшего напряжения с токопроводом меж ними. КРУ и КТП изготовляют для внутренней либо внешной установки. Применение КРУ и КТП дозволяет повысить уровень Индустриализации монтажных работ; уменьшить размер строй работ; понизить трудовые затраты при монтаже; повысить надежность и сохранность обслуживания; упростить комплектацию РУ.
К монтажу КРУ приступают опосля окончания всех строй и отделочных работ, чтоб исключить увлажнение изоляции монтируемых устройств. Закладные части для установки КРУ и обрамления для кабельных проводок должны соответствовать проектам. Выпуклость несущих поверхностей закладных швелеров не обязана превосходить 1 мм на 1 м длины швелера и 5 мм на всю длину секции КРУ. Шкафы КРУ устанавливают, начиная с последнего шкафа, соответственно схеме наполнения. Смежные шкафы соединяют болтами. Зазор меж ними не должен превосходить 1 мм. Опосля выверки установленных шифанеров их прикрепляют к закладным деталям сваркой. Потом устанавливают сборные шины, присоединяют ответвления, монтируют шинки оперативных цепей, устанавливают приборы. Для механизации работ по монтажу КРУ и КТП используют сборно-разборные порталы, телеги для перевозки шифанеров и др. Опосля окончания монтажа делают ревизию и регулировку механической части КРУ и КТП.
Кабельной линией именуется линия для передачи электроэнергии, состоящая из 1-го либо нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями.
Главными элементами конструкции силовых кабелей являются токопроводящие жилы, изоляция жил, оболочка для защиты изоляции от увлажнения и остальных действий среды, броня из железных лент либо проволоки для защиты оболочки с изоляцией от механических повреждений и антикоррозионное покрытие либо особый защитный покров. Кабельные полосы прокладывают в земельных траншеях, в подземных кабельных сооружениях (туннели, каналы, кабельные шахты, коллекторы) конкретно по строительным поверхностям либо на особых кабельных системах, на лотках и тросах, в трубах, открыто на эстакадах и т. п.
установка кабельных линий, как и остальных устройств канализации электроэнергии, состоит из 2-ух стадий: подготовки трасс для прокладки кабелей и прокладки кабелей по приготовленным трассам. установка регламентирован технологических правил и требований, при соблюдении которых обеспечивается сохранность того уровня электронной и механической прочности кабеля, который достигнут на заводе при его изготовлении.
При хранении и перевозке кабелей нужно сохранять обшивку древесных кабельных барабанов до прокладки кабеля, герметичные заделки концов кабеля; защищать кабели с пластмассовой изоляцией (при хранении) от действия прямых солнечных лучей. Погрузку, выгрузку, перевозку барабанов и раскатку кабелей делают при помощи устройств: транспортеров ТКБ, оборудованных лебедкой грузовых машин, трубоукладчиков, автопогрузчиков и остальных грузоподъемных устройств и такелажных средств. Сбрасывание барабанов с кабелем со всех видов тс неприемлимо. Не разрешается также укладывать барабаны плашмя во избежание смещения слоев и витков кабеля. Под тяжестью кабеля нижние витки просто могут быть смяты и повреждены.
Кабели прокладывают с внедрением комплекса протяжных устройств с автономным приводом. В него входят последующие механизмы, инструмент и приспособления: всепригодный личный привод ПИК-4У (приводное протяжное устройство), приспособление ПС-50 для раскатки кабеля на прямых участках кабельной трассы, обводное всепригодное устройство для прокладки кабелей Л219, линейный распорный ролик ОГК-18, приспособление для ввода кабеля в трубы Л201А, кабельные домкраты, проволочный чулок и кабельный концевой захват. Система всепригодного личного привода дозволяет прокладывать кабели сечением до 240 мм2 в траншеях, каналах, производственных помещениях и остальных кабельных сооружениях.
Система привода обеспечивает на прямом участке кабельной трассы протягивание кабеля лебедкой до 120 м и его, перемещение вперед по роликам на длину до 80 м. На кабельной трассе длиной до 500 м сразу работают четыре привода. Приводное протяжное устройство обслуживает один оператор.
Внедрение личных приводов дозволяет механизировать прокладку кабелей в стесненных критериях, на строй площадках, не имеющих подъездных путей, также при наличии подземных коммуникаций и переходов. При использовании личных приводов понижаются растягивающие усилия на кабеле за счет равномерного их распределения по участкам меж приводами, предохраняются кабели от механических повреждений и, как следует, увеличивается свойство прокладки.
Прокладка кабельной полосы в траншее состоит из последующих главных операций: копание траншеи; доставка, раскатка и укладка кабелей в траншее; защита кабелей от механических повреждений и засыпка траншеи; установка соединительных муфт. Траншеи копают глубиной 700 мм и шириной зависимо от числа прокладываемых кабелей. В месте расположения муфт траншею расширяют и образуют котлован размером 1,5 X 2,5 м. При всем этом требуется подсыпать снизу и сверху кабеля слой маленькой земли, не содержащей камешков, строительного мусора и шлака. Поверх данной для нас подсыпки используют защиту от механических повреждений, которые могут появиться при раскопках.
При маленький длине кабельной трассы раскатка кабеля быть может произведена с барабана по особым роликам при помощи лебедки либо вручную. Барабан устанавливают на домкраты либо кабелеукладчик, и кабель раскатывают по линейным роликам, расставленным вдоль трассы через любые 2—3 м. На всех поворотах трассы используют угловые ролики. Опосля окончания раскатки кабель перекладывают с роликов на дно траншеи, где его укладывают с некой слабиной змейкой с припасом по длине 1—3%. В связи с сиим длина кабельной нити, уложенной в траншее, обязана быть на 1,5% больше длины траншеи.
На одной из щек барабана краской нанесена стрелка, указывающая направление, по которому при перекатке нужно вращать барабан. Соблюдение этого правила относится лишь к перекатке. При вращении барабана вокруг оси в процессе размотки кабеля направление вращения не имеет существенного значения. Не считая линейных и угловых роликов, издавна используемых для раскатки кабелей, употребляют распорные угловые и линейные ролики, которые предназначаются для установки в туннелях, траншеях и каналах в местах поворота трассы кабеля в горизонтальной и вертикальной плоскостях и состоят из стоек и трубчатого сектора с шестью роликами, расположенными вертикально, и 2-мя роликами — перпендикулярно им.
Линейный распорный ролик служит для поддержки кабеля при прокладке на прямых участках кабельной трассы в туннелях. Его упоры инсталлируются меж полом и перекрытием туннеля. По конструкции это телескопическая стойка, которая регулируется по высоте от 1450 до 2300 мм. Прокладку кабелей создают в согласовании с действующими технологическими правилами и требованиями, общими для всех методов прокладки — в траншеях, производственных помещениях, кабельных сооружениях.
изоляция и оболочка силовых кабелей могут быть нарушены при чрезвычайно крутых извивах (появляются смещения и разрывы картонных лент, образование на их морщин, трещинкы на пластмассовой, резиновой изоляции и оболочках и др.). Потому нужно соблюдать меньшие радиусы извива кабелей, установленные ПУЭ. Кратность допустимого радиуса извива кабелей к внешнему поперечнику кабеля обязана быть не наименее 25.
Кабели, проложенные по конструкциям, обязаны иметь припас по длине. При прокладке по лоткам либо кронштейнам на горизонтальных участках трассы кабели не укрепляют. Отсутствие креплений дозволяет кабелю свободно передвигаться при изменении температуры, потому на горизонтальных трассах крепление делают лишь на конечных опорах и поворотах. На вертикальных участках трассы крепления требуются не пореже чем через 2 м, чтоб умеренно распределить массу кабеля меж опорными конструкциями.
Если по конструкциям прокладывают кабели с неизолированной свинцовой либо дюралевой оболочкой, используют изоляционные прокладки из электрокартона, толя и остальных материалов во избежание коррозии.
Более сложной работой при канализации электроэнергии кабелями является установка концевых заделок и соединений кабелей. В крайние годы разработаны и внедрены новейшие методы заделки и соединений кабелей, которые существенно повысили надежность работы кабельных сетей. Заместо применявшихся ранее концевых заделок в железных воронках и при помощи киперной ленты сейчас употребляют заделки поливинилхлоридной лентой, в комплектных резиновых перчатках и эпоксидные. Эти заделки кабеля различаются малыми размерами, владеют нужной диэлектрической и механической прочностями, стойкостью по отношению к минеральным маслам, влаго- и термостойкостью, наименьшей трудозатратностью и остальных преимуществ.
Общее требование ко всем видам заделок и соединений — обеспечение плотности изоляции кабеля в месте вывода токопроводящих жил во избежание проникания воды в кабель. Надежность муфт и заделок зависит от кропотливого выполнения монтажа, соблюдения технологии, обозначенной монтажными инструкциями, и норм санитарной гигиены. Попадание воды либо грязищи в муфту либо заделку резко усугубляет электронную крепкость и приводит к выходу из строя кабеля при его испытаниях опосля монтажа либо во время эксплуатации. Потому работы по монтажу муфт и заделок должны производиться незапятнанными руками и инвентарем, без перерыва в работе до полного их окончания. Корпус муфты перед началом работы также нужно кропотливо очистить с обеих сторон и протереть тряпками, смоченными в бензине.
Применение и разработка монтажа муфт и заделок рассмотрены в «Технической документации на муфты для силовых кабелей с картонной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ», потому ниже приведены лишь общие сведения и отдельные элементы монтажа муфт и заделок.
установка заделок и муфт начинают с монтажных операций, именуемых разделкой конца кабеля, которая заключается в поочередном удалении на определенной длине защитных покровов, брони, оболочки и изоляции кабеля. В итоге выходит ступенчатая разделка, размеры ступеней которой зависят от напряжения, типа и габаритов муфт и заделок. За ранее, до разделки, инспектируют бумажную изоляцию на отсутствие воды: обрывают с конца кабеля бумажные ленты и опускают в разогретый до 140—150 °С парафин. При влажной изоляции наблюдаются потрескивание и выделение пены. Увлажненную изоляцию на участке 250—300 мм убирают и снова инспектируют до получения положительных результатов.
При разделке конца кабеля накладывают поверх джутового покрова бандаж (набросок 1, а) из 2-3 витков металлической покрытой цинком проволоки; разматывают кабельную пряжу (набросок 1, б) до бандажа и оставляют ее для защиты брони от коррозии опосля монтажа муфты (временно наматывают на неразделываемую часть кабеля); накладывают 2-ой бандаж на расстоянии 50—70 мм от первого (при соединительных муфтах 100 мм); употребляют участок меж 2-мя бандажами для присоединения проводника заземления; надрезают броню (набросок 1, в) по кромке бандажа и убирают (набросок 1, г) вкупе с подушечкой (набросок 1, д); убирают сульфатную бумагу и битумный состав (за ранее осторожно беглым огнем подогревают газовой горелкой либо паяльной лампой); протирают’ свинцовую либо дюралевую оболочку тряпкой, смоченной в бензине либо в нагретом до 40 °С трансформаторном масле на участке для припайки проводника заземления и герметизации горловины муфты; делают два кольцевых надреза свинцовой либо дюралевой оболочки (набросок 1, е) на расстоянии 20 мм друг от друга и на определяемом по технической документации от среза брони (при дюралевой оболочке делают спиральный надрез, (набросок 1, к), делают два продольных надреза оболочки (набросок 1, ж) на расстоянии 10 мм один от другого; убирают полоску оболочки (набросок 1, з), а потом всю оболочку (набросок 1, и) от конца кабеля до второго надреза (оболочку меж обоими кольцевыми надрезами временно оставляют для предохранения поясной изоляции при изгибании жил); выгибают жилы по шаблону либо вручную с радиусом извива не наименее десятикратной высоты сектора либо поперечника жилы по изоляции; перевязывают изоляцию жил у места обреза двумя-тремя витками хлопчатобумажных нитей и убирают бумажные ленты, разматывая и устраняя их у бандажа; отгибают свинцовую оболочку разбортовкой; убирают опосля соединения либо оконцевания жил оставленный ранее круговой поясок оболочки.
Соединение кабелей на напряжение до 1000 В делают, как правило, в металлических муфтах, в каких главный изоляцией служит заливочная мастика, что полностью довольно для низкого напряжения при сохранении изоляционных расстояний меж жилами фарфоровыми распорками. Корпус муфты СЧ (СЧм) состоит из 2-ух половин, соединяемых болтами. В нижней полумуфте по всему периметру имеется паз с уложенной в нем герметизирующей прокладкой из маслостойкой резины либо пенькового просмоленного троса, в верхней полумуфте по всему периметру примыкания — выступ, входящий в паз нижней полумуфты. На кабели в местах их ввода в муфту подматывают смоляную ленту, которая обжимается в выступах, имеющихся в горловине корпуса муфты. Фарфоровые распорки устанавливают на жилах по одной с каждой стороны от места соединения (закрытые РМ — при соединении жил пайкой и открытые Р — при опрессовании либо сварке). В муфтах СЧм заместо распорок употребляют изолирующие подмотки на обнаженных местах жил. Распорки скрепляют с жилами хлопчатобумажной лентой, проваренной в кабельном составе. Главный изоляцией служит битумный состав, заливаемый в разогретом виде (до 50—60 °С) через отверстия в верхней половине корпуса в три-четыре приема во избежание образования усадочных раковин и пустот.
Опосля остывания состава до температуры окружающей среды закладывают в канавку заливочного отверстия прокладку из резины либо пенькового троса, закрепляют крышку болтами и покрывают швы сочленений, шеи, муфты и болты жарким битумным составом либо лаком. Муфты заземляют медным многопроволочным проводом, который присоединяют одним концом к оболочкам и бронелентам всякого кабеля, а остальным (с напрессованным либо приваренным наконечником) — к контактной площадке (под болт заземления) в нижней полумуфте. соединение кабелей в металлической муфте показано на рисунке 2, а, б. соединение жил в муфте обязано обеспечивать надежность контакта, владеть малым переходным сопротивлением и механической прочностью. пространство соединения обязано быть без наплывов, заусенцев и остальных выступающих частей, с ровненькой поверхностью и плавными округленными переходами.
Концевая заделка КВсл (набросок 3) создана для оконцевания кабелей с картонной изоляцией на напряжение 1—6—10 кВ с дюралевыми и медными жилами сечением до 240 мм2 в сухих помещениях при разности уровней до 10 м и производится самослипающимися лентами ЛЭТСАР (либо ЛЭТСАР-ЛПт) и лаком КО-916, которые имеют неплохую адгезию к материалам кабеля и высочайшие электронные свойства.
Разновидностью заделок КВсл являются концевые заделки внутренней установки КВслт из самослипающихся лент и полиэтиленовых термоусаживаемых трубок для кабелей с картонной изоляцией на напряжение 1000 В.
Концевая заделка в термоусаживаемых полиэтиленовых перчатках употребляется для оконцевания трехжильных (ЗКВТп) и четырехжильных (4КВТп) силовых кабелей с картонной изоляцией до 1000 В и состоит из термоусаживаемой полиэтиленовой перчатки, к пальцам которой приклеены термоусаживаемые полиэтиленовые трубки для герметизации жил. Трубки уплотняют на цилиндрической части наконечника термоусаживаемыми полиэтиленовыми манжетами, а герметизируют в нижней части перчатки у наконечников на железной оболочке кабеля особым клеем-расплавом (ГИПК-14-17), при всем этом поперечник трубок для кабелей сечением 16—240 мм2 от 14/7 до 30/15 (в числителе указан внутренний поперечник до усадки, в знаменателе — опосля усадки в вольном состоянии). Усадку трубок создают умеренно подогревом (пламенем газовой горелки) начиная от корешка заделки. Опосля усадки трубки должны плотно охватывать жилы кабеля (без морщин и складок).
Закрытые трансформаторные подстанции используют потребителей I и II группы с обоесторонним питанием. Обычно это двухтрансформаторные подстанции с автоматическим включением резерва.
Фундаменты под здание собирают из блоков серии ИИ-03-02 либо делают ленточными бутобетонными. Покрытие и перекрытие делают из сборных железобетонных панелей.
В целях сотворения неопасных критерий труда на подстанциях заземляют нейтраль обмоток низшего напряжения силового трансформатора. В согласовании с ПТБ заземляют также все железные корпуса, кожухи оборудования и аппаратуры (разъединитель, выключатель, щиты низкого напряжения и т.д.), которые вследствие нарушения изоляции могут оказаться под напряжением. Сопротивление заземляющего на подстанциях с учетом использования естественных и повторных заземлений нулевого провода на ВЛ до 1000 В обязано быть не наиболее 4 Ом для электроустановок 380/220 В и 8 Ом для электроустановок напряжением 220/127 В.
В качестве заземляющего устройства сначала употребляют естественные заземлители (проложенные в земле железные трубопроводы, железные конструкции, оболочки кабелей и т.п.).
Контур заземления (заземляющее устройство) обычно делают из нескольких заземлителей (количество зависит от удельного сопротивления грунта в месте сооружения подстанции и требуемого сопротивления заземляющего устройства), представляющих из себя железные стержни поперечником 10…12 мм, длиной до 5 м, вертикально погруженных в грунт и соединенных меж собой круглой сталью поперечником 10 мм с помощью сварки.
Горизонтальные заземлители прокладывают на уровне верхних концов вертикальных заземлителей. Все подземные соединения и присоединение заземляющих проводников к заземляемым конструкциям делают сваркой, а к корпусам аппаратов — сваркой либо болтами. Любой заземляемый элемент подстанции присоединяют к заземляющему контуру с помощью отдельного ответвления. Поочередно включать в заземляющий проводник несколько заземляемых частей установки запрещается.
При сооружении подстанций и распределительных устройств в крайнее время обширно используют комплектные распределительные устройства (КРУ) на напряжение 6-35 кВ и комплектные трансформаторные подстанции (КТП) на напряжение 6-110 кВ. КРУ представляет собой отдельный шкаф, укомплектованный аппаратами первичных цепей, устройствами и аппаратами защиты и заземления, учета и сигнализации, ошиновками и проводами вторичных цепей. Выключатели с приводами устанавливают стационарно либо на выкатных телегах. КТП состоит из трансформатора, распределительного либо вводного устройства высшего напряжения, комплектного РУ низшего напряжения с токопроводом меж ними. КРУ и КТП изготовляют для внутренней либо внешной установки. Применение КРУ и КТП дозволяет повысить уровень Индустриализации монтажных работ; уменьшить размер строй работ; понизить трудовые затраты при монтаже; повысить надежность и сохранность обслуживания; упростить комплектацию РУ.
К монтажу КРУ приступают опосля окончания всех строй и отделочных работ, чтоб исключить увлажнение изоляции монтируемых устройств. Закладные части для установки КРУ и обрамления для кабельных проводок должны соответствовать проектам. Выпуклость несущих поверхностей закладных швелеров не обязана превосходить 1 мм на 1 м длины швелера и 5 мм на всю длину секции КРУ. Шкафы КРУ устанавливают, начиная с последнего шкафа, соответственно схеме наполнения. Смежные шкафы соединяют болтами. Зазор меж ними не должен превосходить 1 мм. Опосля выверки установленных шифанеров их прикрепляют к закладным деталям сваркой. Потом устанавливают сборные шины, присоединяют ответвления, монтируют шинки оперативных цепей, устанавливают приборы. Для механизации работ по монтажу КРУ и КТП используют сборно-разборные порталы, телеги для перевозки шифанеров и др. Опосля окончания монтажа делают ревизию и регулировку механической части КРУ и КТП.
При монтаже КТП внешной установки силовые трансформаторы и КРУ разгружают на фундамент, выверяют и закрепляют. Потом устанавливают ошиновку и ведут работы по монтажу вторичных цепей, заземлению и свету. Кабели по местности подстанции укладывают в лотки либо короба. В блочных подстанциях токоведущие соединения делают твердой ошиновкой. Вокруг подстанций устанавливают сеточное огораживание.
Фазировка кабелей и трансформаторов. Необходимость в фазировке электронных цепей возникает при включении трансформаторов и кабелей на параллельную работу. На стадии монтажа до присоединения кабелей фазировку делают прозвонкой электронных цепей. Перед подачей напряжения и опосля выдачи разрешения на параллельную работу создают окончательную фазировку под напряжением.
При фазировке под напряжением обязана быть электронная связь меж фазируемыми цепями. В сетях с заземленной нейтралью таковая связь создается через заземление нейтрали, а в сетях с изолированной нейтралью — методом соединения перемычкой хоть какой фазы 1-го трансформатора с хоть какой фазой другого. Опосля подачи напряжения на приготовленные таковым образом цепи определяют напряжение меж каждым выводом 1-го трансформатора и всеми выводами другого.
Напряжение в сетях до 1000 В определяют вольтметрами, рассчитанными на двойное линейное напряжение. При подключении к одноименным фазам показание вольтметра будет иметь нулевое значения. В сетях выше 1000 В используют особый указатель напряжения для фазировки, который представляет собой два указателя напряжения, соединенных гибким проводом с усиленной изоляцией. Снутри трубок указателей располагают газоразрядную индикаторную лампу, конденсаторы и резисторы. При прикосновении крюками указателей к фазам свечение неоновой лампы показывает на то, что фазы разноименны, а его отсутствие — что фазы одноименны.
При фазировке жилы кабелей либо проводников должны быть разведены на неопасное расстояние и накрепко закреплены. Фазировку делают с изолированных подставок, в резиновых перчатках и в очках. лица, выполняющие фазировку, должны занимать устойчивое положение и не дотрагиваться к стенкам и железным предметам.
3.2 Организация эксплуатации электрооборудования
Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) — это электронная установка, созданная для приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного тока. Она состоит из 1-го либо 2-ух трансформаторов, устройства высшего напряжения УВН) с коммутационной аппаратурой, комплектного РУ со стороны низшего напряжения (РУНН) и служит для распределения энергии меж отдельными электроприемниками либо группами электроприемников в цехе.
Условное обозначение комплектной трансформаторной подстанции КТП-Х/10/0,4-81-У1 расшифровывается так: К — комплектная, Т — трансформаторная, П — подстанция, Х — мощность силового трансформатора, 10 — класс напряжения в кВ, 0,4 — номинальное напряжение на стороне НН, 81 — год разработки, У1 — вид климатического выполнения.
Условия эксплуатации комплектных трансформаторных подстанций:
— высота установки трансформатора над уровнем моря не наиболее 1000 м.
— температура окружающего воздуха от -40 до +40 С.
— отсутствие тряски, вибрации, ударов.
— окружающая среда — невзрывоопасная, химически неактивная.
— гарантийный срок — три года со денька ввода КТП в эксплуатацию.
В состав комплектной трансформаторной КТП-250-2500/10/0,4-У3 подстанции входят:
— устройство со стороны высшего напряжения (УВН) — шкаф глухого ввода ВВ (то есть внутренние войска)-1 либо шкаф ШВВ-2УЗ с выключателем перегрузки ВНП;
— силовые трансформаторы (один — для КТП, два — для 2КТП): масляные ТМФ-250, ТМФ-400-для КТП-250-400; масляные ТМЗ;
]]>