Разработка трансформаторной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Общий раздел

1.1 Введение

1.2 Определение количества и типов помещений для подстанции и предварительное размещение в них 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 принципиальной схемы подстанции

1.6 Развёрнутое задание на дипломное проектирование

2. Расчётный раздел

2.1 Расчёт электрических 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 параметров и выбор аппаратов защиты силовой распределительной сети

2.6 Расчёт и выбор устройств компенсации реактивной мощности

2.7 Расчет потерь 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. Экономическая 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 годового фонда зарплаты 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 рациональному использованию электрической энергии

Заключение

Литература

1. Общий раздел

1.1 Введение

Электроэнергетика - это стратегическая отрасль, состояние которой отражается на уровне развития государства в целом. В настоящее время электроэнергетика является наиболее стабильно работающим комплексом белорусской экономике. Предприятиями отросли обеспечено эффективное, надежное и устойчивее энергоснабжение потребителей республики без аварий и значительного экологического ущерба.

Высшим приоритетом энергетической политики нашего государства является повышение эффективности использование энергии как средство для снижения затрат общества на энергоснабжение, обеспечения устойчивого развития страны, повышение конкурентоспособности производительных сил и охраны окружающей среды. Поэтому электроэнергетическая отрасль постоянно находится в поле зрения Президента нашего государства, Александра Григорьевича Лукашенко, Правительство республики.

В течении нескольких последних лет, разработаны и одобрены высшими органами власти и Правительствам Концепция Национальной стратегии устойчивого развития и Основные направления Энергетической политике Республике Беларусь. В развитие уточнение этих основополагающих документов с учетом изменения внутренних и внешних факторов развития Республике Беларусь на основании поручения Президента Республике Беларусь в 2003 году разработан топливно-энергетический баланс страны на период до 2020 года, в котором так же немаловажное место отведено вопросам дальнейшего развития электроэнергетики.

Прогнозируемая потребность в электрической и тепловой энергии определена на основании прогноза валового внутреннего продукта с учетом реализации энергосберегающей политики.

Потребление электроэнергии в республике в 2020 году вырастет до 41 млрд. кВт ч. (на 23% выше уровня 2000 г.).

Импорт электроэнергии не превысит 4 млрд. кВт ч., и зависимости от конъюнктуры рынка, может быть прекращен, поскольку установлены мощность собственных генерирующих источников позволит обеспечить необходимый объем производства электроэнергии.

Уровень потребления тепловой энергии в 2020 г. составит 84 млн. Гкал. и возрастет на 22%.

Прогноз структуры потребления электрической и тепловой энергии по отраслям экономики на 2020 г. определен исходя из динамики макроэкономических показателей развития народного хозяйства и реализации потенциала энергосбережения в республике.

Ожидается уменьшение потребление электроэнергии промышленностью на 13 процентных пунктов, а основным потребителем электроэнергии станет коммунально-бытовой сектор.

Следует принимать во внимание, что в перспективе до 2020 г. основным видом топливом для производства электроэнергии и тепла остается природный газ. Однако его доля должна быть снижена на 60% от общего потребления котельно-печного топлива, за счет увеличения потребления мазуты до 4.2 млн. тонн, использования 1.75 млн. тонн угля, 3.7 млн. тонн дров и гидроэнергетических ресурсов. Использование атомной энергии в перспективе до 2020 года не предусматривается. На основе параметров перспективного топливно-энергетического баланса республики определены основные направления дальнейшего развития Белорусской энергетической системы.

Для успешного решения важных задач, проставленных Правительством, необходимо также развивать и совершенствовать подготовку кадров с высшим и средним специальным образованием. Особое внимание при этом должно уделяться подготовке специалистов средней квалификации. Одним из важных путей, связывающих подготовку и обучение техников с производства, в период учебного процесса являются практические задания, курсовое и дипломное проектирование, спецзадание.

Дипломное проектирование считается первым шагом самостоятельной работы учащегося по своей специальности. Студент-энергетик знакомится с основными приемами методами проектирование элементов электрической части станции и подстанции, приучается к обобщению теоретических сведений, полученных при изучении специальных курсов, к использованию директивных материалов, справочной литературы, результатов практики, учебной и периодической 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 них оборудования

Трансформаторная подстанция состоит из трех помещений. В одном из помещений располагается оборудование трансформаторной подстанции. Во втором помещении располагается распределительное устройство (РУ) на 10 кВ. В третьем помещении располагается распределительное устройство на 0,4 кВ.

1.3 Анализ помещений подстанции на пожаро- и взрывоопасность

Помещения и участки промышленных предприятий в соответствии с требованиями ПУЭ классифицируются по пожаро-, взрывоопасности.

По пожароопасности помещения делятся на следующие зоны (класс):

П-1-помещения (зоны), обращаются горючие жидкости с t вспышки больше С внутри помещения.

П-2 - помещения (зоны), в которых выделяются горючие пыли и волокна с концентрацией воспламенения к объёму воздуха более 65 г/м.

П-2а - помещения (зоны), в которых обращаются твёрдые горючие вещества.

П-3 - помещения (зоны), которые обращаются горючие жидкие вещества вне помещения.

По взрывоопасности помещения делятся:

В-1 - помещения, в которых выделяются горючие газы или пары ЛВЖ, способные образовывать с воздухом в помещении взрывоопасную смесь при нормальном режиме работы.

В-1а - помещения, в которых выделяются горючие газы или пары ЛВЖ, способные образовывать с воздухом в помещении взрывоопасную смесь при аварии или неисправности.

В-1б - возможность образования смеси с большой взрывной концентрацией или водорода при аварии в помещении.

В-1г - возможность образования взрывоопасной смеси на открытом воздухе.

В-2 - возможность образования взрывоопасной смеси в помещении из взвешенных частиц и воздуха в нормальных условиях.

В-2а - возможность образования взрывоопасной смеси в помещении из взвешенных частиц и воздуха при аварии и неисправности.

Таблица 1.1 - Классификация 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 трех помещений, в которых располагается 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, так как в этих помещениях возможно образование взрывоопасной смеси из взвешенных частиц и воздуха при аварии или неисправности, а также имеется в наличии трансформаторное масло и токоведущие части.

1.4 Техническое обоснование и выбор варианта главной схемы подстанции

Распределительная сеть обычно выполняется по радиальной, магистральной и смешенной схемам. Категория надежности электроснабжения потребителей существенно влияет на выбор распределительной сети.

Радиальные схемы применяются для электроснабжения потребителей расположенных в различных направлениях от источника питания.

Для электроснабжения потребителей первой и второй категории надежности электроснабжения применяют двух линейные радиальные схемы, а для питания потребителя третей категории применяют однолинейные радиальные схемы.

По сравнению с магистральными схемами радиальные легче автоматизируются и имеют большую сменность надёжности, но при их построении увеличивается длина линии и количество аппаратов защиты.

Магистральные схемы рекомендуется применять в следующих случаях:

- когда нагрузка имеет сосредоточенный характер, но отдельные узлы нагрузки расположенным в одном направлении по отношению подстанции и на сравнительно небольшом расстоянии друг от друга;

- когда нагрузка сравнительно равномерно распределена.

Магистральные схемы применяются для потребителей третей категории, так как при её использовании отсутствует резервный канал электроснабжения и в случаи повреждение линии перерыв в электроснабжении потребителей может достигать одних суток.

Смешанные схемы сочетают элементы магистральных схем, основное питание каждого из потребителей осуществляются радиальными схемами, а резервное сквозной магистральной.

Так как потребители подстанции относятся к первой категории надежности, то выбираем двух линейную радиальную схему распределительной сети.

1.5 Разработка и описание принципиальной схемы подстанции

По требуемой степени надёжности питание потребителей собственной трансформаторной подстанции относится к первой категории надёжности электроснабжения. На основании данной классификации для электроснабжения потребителей выбираем двух трансформаторную подстанцию.

Помимо самих трансформаторов трансформаторная подстанция должна содержат необходимое электрооборудование.

Разъединитель на стороне высокого напряжения устанавливается по обе стороны высоковольтного выключателя и служит для отключения и включения цепи высокого напряжения либо при отсутствии тока.

При работе электрических установок возникают напряжения, которые могут значительно превышать номинальные значения (перенапряжения). Эти перенапряжения могут привести к пробою электрической изоляции элементов оборудования и вывести установку из строя. Чтобы избежать пробоя электрической изоляции, она должна выдерживать эти перенапряжения, однако габаритные размеры оборудования получаются чрезмерно большими, так как перенапряжения могут во много раз больше номинального напряжения.

В качестве РУ-10 кВ могут применяться камеры КСО или шкафы КРУ.

В качестве РУ-0,4 кВ применяются шкафы ЩО 70. Количество и тип будет указан после проведения расчетов.

Всё перечисленное оборудование предназначено для осуществления коммутации силовой цепи трансформаторной подстанции, защиты электрооборудования и измерения параметров электрической сети.

1.6 Развёрнутое задание на дипломное проектирование

Электроснабжение потребителей осуществляется от двух трансформаторной подстанции (ТП). ТП получает питание 10,5 кВ по воздушной ЛЭП, длина ввода составляет 4,8 км. Потребители электроэнергии относятся ко 2-й категории надёжности электроснабжения.

В дипломном проекте требуется разработать собственную трансформаторную подстанцию.

Для разработки собственной ТП должны быть выполнены следующие расчёты:

- электрических 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;

- параметров и выбор аппаратов защиты силовой и распределительной сети и их выбор;

- компенсирующего устройства и выбор;

- падение напряжения в кабелях распределительной сети;

- токов коротких замыканий в распределительно сети;

- расчет заземляющих устройств.

Необходимо разработать графическую часть, в которую будет входить схема трансформаторной подстанции.

Необходимо рассчитать экономическую составляющую от реализации дипломного проекта.

Также необходимо привести организационно-технические мероприятия по охране труда при монтаже, эксплуатации и ремонте электроустановок и распределительных сетей.

2. Расчётный раздел

2.1 Расчёт электрических нагрузок силовой распределительной сети

Определение электрических нагрузок производим методом коэффициента расчётной мощности. Данный метод является основным при расчёте электрических нагрузок.

Метод коэффициента расчётной мощности сводится к определению расчётных нагрузок ( ).

, (2.1)

где - расчётная активная мощность, кВт;

- средняя активная мощность за наиболее 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 наиболее загруженную смену, по формуле 2.5.

Для РП-1

Находим среднюю реактивную мощности за максимально загруженную смену, по формуле 2.6.

Для РП-1

Определяем коэффициент расчётной мощности.

Так как ; 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) производится аналогично РП-1. Полученные данные заносятся в колонки 1…7 таблицы 2.1

Таблица 2.1 - Сводная ведомость электрических 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

Наиболее экономичны однотрансформаторные подстанции, которые при наличии централизованного резерва или 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, а также по мощности и массе возможна замена поврежденного трансформатора в течении не более одних суток и при наличии централизованного резерва.

Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе потребителей I и II категорий при сосредоточенных нагрузках на данном участке с высокой удельной плотностью, а также, если имеются ЭП особой группы. Кроме того, двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном и годовом графиках нагрузки предприятия и при минимальных нагрузках можно отключать один из двух трансформаторов. Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума нагрузки , темпов роста нагрузок, стоимости электроэнергии, допустимой нагрузки трансформаторов и их экономической загрузки. Для выбора мощности цеховых ТП необходимо знать среднюю расчетную мощность.

Если к моменту проектирования указанные факторы еще не известны в полном объеме, то мощность трансформаторов выбирается так, чтобы в нормальных условиях окружающей среды при подключении всех расчетных нагрузок предприятия их коэффициент загрузки не превышал 0,7…0,75.

Нагрузка трансформаторов мощностью выше номинальной допускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения 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 выбираем трансформатор ТМ-400-10/0,4 с номинальной мощностью 400 кВА; .

С учетом аварийной нагрузки мощность равна

;

При этом коэффициент загрузки будет равен

Выбранный трансформатор подходит для работы в подстанции с учетом аварийной перегрузки.

2.3 Расчёт силовой распределительной сети, выбор кабеля

При выборе сечения проводов и кабелей следует учитывать, что допустимая плотность тока для проводов большого сечения ниже, так как увеличение сечения сопровождается увеличением поверхности охлаждения пропорционально диаметру провода; сечение же провода возрастает пропорционально квадрату диаметра. Поэтому в проводах и кабелях малого сечения отношения охлаждаемой поверхности к сечению меньше, чем в проводах большего сечения, что ухудшает условие охлаждение и приводит к необходимости снижения допустимой плотности тока.

Расчётные, длительно допустимые токи определяются согласно выражения:

(2.7)

Производим расчёт для РП-1 по формуле 2.7.

Для линии питающей РП-1, согласно ПУЭ выбираем четырех жильный кабель с алюминиевыми жилами в поливинилхлоридной оболочке марки АВВГ сечением жилы 10,0 мм², для которого допустимая токовая нагрузка .

Расчет и выбор кабеля для РП-2, РП-3, РП-4, РП-5, РП-6, РП-7 и РП(освещение) проводится аналогично. Полученные 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 выбираем кабель типа АВВГ (4Ч4,0 мм²), алюминиевый с .

Этот же кабель ставим в сеть резерва.

Находим активное и индуктивное сопротивление линии.

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 линии

(2.14)

.

Результирующее сопротивление линии 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 этим же данным в цепь ввода и резерва выбираем выключатели QW типа ВВ/TEL-10 со следующими характеристиками:

- номинальное напряжение;

- номинальный ток;

- максимальный ударный ток;

- электродинамическая устойчивость.

По произведенным расчетам выбираем разъединитель РВ3-10/400, U = 10 кВ; I = 400 А.

В цепь между вводом и системой, резервом и системой выбираем аналогичные разъединители.

Выбираем трансформаторы тока в сети 10,5 кВ по расчетному току . Тип ТПЛК-10 с данными:

;

;

2.5 Расчет параметров и выбор аппаратов защиты силовой распределительной сети

Автоматический выключатель выбирается для каждого приемника по расчетному току . Расчетный ток берем из таблицы 2.2.

Затем выполняем проверку правильности выбора автоматического выключателя по среднему току электрорасцепителя.

;

;

;

.

Подставив в формулу критического тока формулу пускового тока и выполнив некоторые преобразования получим формулу для расчета критического тока

.

Производим выбор автоматов для каждого потребителя.

QF1 .

Выбираем номинальный ток расцепителя из условия

Выбираем автоматический выключатель ВА31-31 с .

Выполняем проверку

;

;

где - ток электромагнитного расцепителя, А.

;

Автоматический выключатель выбран верно.

Аналогично выбираем автоматы защиты для остальных РП, при 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 компенсирующего устройство (КУ) необходимо знать:

- расчётную реактивную мощность КУ;

- тип КУ;

- напряжение КУ;

Расчётную реактивную мощность КУ определяют по следующей формуле:

,(2.18)

где - расчетная мощность КУ, квар;

- коэффициент, учитывающий повышение естественным способом, принимается ;

- коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации.

Компенсацию реактивной мощности по опыту эксплуатации производят до получения значения .

Задавшись из этого промежутка, определяют .

Значения , выбираются по результату расчета нагрузок (таблица 2.1).

Задавшись типом КУ, зная и напряжение, выбирают стандартную компенсирующую установку, близкую по мощности.

Применяются комплектные конденсаторные установки (ККУ) или конденсаторы, предназначенные для этой цели.

После выбора стандартного КУ определяется фактическое значение

,(2.19)

где - стандартное значение мощности выбранного КУ, квар.

По определяют :

(2.20)

Определяем расчетную мощность КУ по формуле 2.18

Принимаем , тогда .

По справочнику [5, с.127] выбираем 1ЧУК2-0,38-100 со ступенчатым регулированием по 50 квар.

Определяем фактические значения и после 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 потерь напряжения в кабелях и проводах силовой распределительной сети

Определим активное сопротивление на каждой линии по формуле:

,(2.21)

где L - длина линии;

- удельное сопротивление кабеля (по справочнику).

;

;

;

;

;

;

;

.

Пренебрегая индуктивным сопротивлением проводов линии, то потери напряжения определим по формуле:

(2.22)

;

;

;

;

;

;

;

.

Таблица 2.5 - Значение потерь напряжения в кабелях, питающих РП

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 различные виды коротких замыканий, которые сопровождаются резким увеличением тока.

Все электрооборудование, устанавливаемое в (СЭС), должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом величин этих токов.

Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть:

- повреждение изоляции отдельных частей электроустановки

- перекрытие изоляции между частями электроустановки

Для выполнения расчета токов короткого замыкания составляется расчетная схема, соответствующая 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 которой указываются сопротивления всех источников и потребителей и намечаются точки для расчета токов короткого замыкания (К.З).

Схема замещения представляет собой вариант расчетной схемы, в которой все элементы заменены сопротивлениями. Точки К.З. выбираются на ступенях распределения и на конечном электроприемнике. Точки нумеруются сверху вниз, начиная от источника.

Расчет токов короткого замыкания начнем с определения активных сопротивлений на каждой линии по формуле

,(2.23)

где L - длина линии;

- удельное сопротивление кабеля (берем из справочника).

;

;

;

;

;

;

;

;

Определяем полное сопротивление на каждой линии 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 коротких замыканий по формуле

(2.27)

;

;

;

;

;

;

;

.

Общий ток короткого замыкания .

2.9 Расчет заземляющих устройств

При расчёте заземляющего устройства определяют тип заземлителя, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводов.

Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. Наличие в нём песка оказывает большое влияние на сопротивление грунта.

Поэтому рекомендуется определять удельное сопротивление (p) группа путём непосредственных измерений в том месте, где будут размещаться заземлители.

Полученное путём замеров удельное сопротивление грунта является важнейшей величиной, определяющей сопротивление заземляющего устройства.

При отсутствии данных измерений для расчётов пользуются примерными значениями удельных сопротивлений грунтов.

Зная расчётное удельное сопротивление грунта, можно определить сопротивление одного заземлителя. Сопротивление вертикального заземлителя при длине (L, м), диаметре (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 линии, км;

- длина воздушной линии, км.

Определяем предельное сопротивление заземляющего устройства:

(2.30)

.

Однако, сопротивление заземляющего устройства для сети 380/220В должно быть не больше 4Ом. Поэтому 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 широко применяют 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, приборами и аппаратами защиты и заземления, учета и сигнализации, ошиновками и проводами вторичных цепей. Выключатели с приводами устанавливают стационарно или на выкатных тележках. КТП состоит из трансформатора, распределительного или вводного устройства высшего напряжения, комплектного РУ низшего напряжения с токопроводом между ними. КРУ и КТП изготовляют для внутренней или наружной установки. Применение КРУ и КТП позволяет повысить уровень индустриализации монтажных работ; уменьшить объем строительных работ; снизить трудозатраты при монтаже; повысить надежность и безопасность обслуживания; упростить комплектацию РУ.

К монтажу КРУ приступают после окончания всех строительных и отделочных работ, чтобы исключить увлажнение изоляции монтируемых устройств. Закладные части для установки КРУ и обрамления для кабельных проводок должны соответствовать проектам. Неровность несущих поверхностей закладных швелеров не должна превышать 1 мм на 1 м длины швелера и 5 мм на всю длину секции КРУ. Шкафы КРУ устанавливают, начиная с крайнего шкафа, соответственно схеме заполнения. Смежные шкафы соединяют болтами. Зазор между ними не должен превышать 1 мм. После выверки установленных шкафов их прикрепляют к закладным деталям сваркой. Затем устанавливают сборные шины, присоединяют ответвления, монтируют шинки оперативных цепей, устанавливают приборы. Для механизации работ по монтажу КРУ и КТП применяют сборно-разборные порталы, тележки для перевозки шкафов и др. После окончания монтажа выполняют ревизию и регулировку механической части КРУ и КТП.

Кабельной линией называется линия для передачи электроэнергии, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями.

Основными элементами конструкции силовых кабелей являются токопроводящие жилы, изоляция жил, оболочка для защиты изоляции от увлажнения и других воздействий среды, броня из стальных лент или проволоки для защиты оболочки с изоляцией от механических повреждений и противокоррозионное покрытие или специальный защитный покров. Кабельные линии прокладывают в земляных траншеях, в подземных кабельных сооружениях (туннели, каналы, кабельные шахты, коллекторы) непосредственно по строительным поверхностям или на специальных кабельных конструкциях, на лотках и тросах, в трубах, открыто на эстакадах и т. п.

Монтаж кабельных линий, как и других устройств канализации электроэнергии, состоит из двух стадий: подготовки трасс для прокладки кабелей и прокладки кабелей по подготовленным трассам. Монтаж регламентирован рядом технологических правил и требований, при соблюдении которых обеспечивается сохранность того уровня электрической и механической прочности кабеля, который достигнут на заводе при его изготовлении.

При хранении и перевозке кабелей необходимо сохранять обшивку деревянных кабельных барабанов до прокладки кабеля, герметичные заделки концов кабеля; предохранять кабели с пластмассовой изоляцией (при хранении) от воздействия прямых солнечных лучей. Погрузку, выгрузку, перевозку барабанов и раскатку кабелей выполняют с помощью механизмов: транспортеров ТКБ, оборудованных лебедкой грузовых машин, трубоукладчиков, автопогрузчиков и других грузоподъемных механизмов и такелажных средств. Сбрасывание барабанов с кабелем со всех видов транспортных средств недопустимо. Не разрешается также укладывать барабаны плашмя во избежание смещения слоев и витков кабеля. Под тяжестью кабеля нижние витки легко могут быть смяты и повреждены.

Кабели прокладывают с использованием комплекса протяжных устройств с автономным приводом. В него входят следующие механизмы, инструмент и приспособления: универсальный индивидуальный привод ПИК-4У (приводное протяжное устройство), приспособление ПС-50 для раскатки кабеля на прямых участках кабельной трассы, обводное универсальное 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. Конструкция универсального индивидуального привода позволяет прокладывать кабели сечением до 240 мм² в траншеях, каналах, производственных помещениях и других кабельных сооружениях.

Конструкция 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 одновременно работают четыре привода. Приводное протяжное устройство обслуживает один оператор.

Внедрение индивидуальных приводов позволяет механизировать прокладку кабелей в стесненных условиях, на строительных площадках, не имеющих подъездных путей, а также при наличии подземных коммуникаций и переходов. При использовании индивидуальных приводов снижаются растягивающие усилия на кабеле за счет равномерного их распределения по участкам между приводами, предохраняются кабели от механических повреждений и, следовательно, повышается качество прокладки.

Прокладка кабельной линии в траншее состоит из следующих основных операций: рытье траншеи; доставка, раскатка и укладка кабелей в траншее; защита кабелей от механических повреждений и засыпка траншеи; монтаж соединительных муфт. Траншеи роют глубиной 700 мм и шириной в зависимости от числа прокладываемых кабелей. В месте расположения муфт траншею расширяют и образуют котлован размером 1,5 X 2,5 м. При этом требуется подсыпать снизу и сверху кабеля слой мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака. Поверх этой подсыпки применяют защиту от механических повреждений, которые могут возникнуть при раскопках.

При небольшой длине кабельной трассы раскатка кабеля может быть произведена с барабана по специальным роликам с помощью лебедки или вручную. Барабан устанавливают на домкраты или кабелеукладчик, и кабель раскатывают по линейным роликам, расставленным вдоль трассы через каждые 2--3 м. На всех поворотах трассы применяют угловые ролики. После окончания раскатки кабель перекладывают с роликов на дно траншеи, где его укладывают с некоторой слабиной змейкой с запасом по длине 1--3%. В связи с этим длина кабельной нитки, уложенной в траншее, должна быть на 1,5% больше длины траншеи.

На одной из щек барабана краской нанесена стрелка, указывающая направление, по которому при перекатке необходимо вращать барабан. Соблюдение этого правила относится только к перекатке. При вращении барабана вокруг оси в процессе размотки кабеля направление вращения не имеет существенного значения. Кроме линейных и угловых роликов, давно применяемых для раскатки кабелей, используют 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 двумя роликами -- перпендикулярно им.

Линейный распорный ролик служит для поддержки кабеля при прокладке на прямых участках кабельной трассы в туннелях. Его упоры устанавливаются между полом и перекрытием туннеля. По конструкции это телескопическая стойка, которая регулируется по высоте от 1450 до 2300 мм. Прокладку кабелей производят в соответствии с действующими технологическими правилами и требованиями, общими для всех способов прокладки -- в траншеях, производственных помещениях, кабельных сооружениях.

Изоляция и оболочка силовых кабелей могут быть нарушены при чрезмерно крутых изгибах (возникают смещения и разрывы бумажных лент, образование на них морщин, трещины на пластмассовой, резиновой изоляции и оболочках и др.). Поэтому необходимо соблюдать наименьшие радиусы изгиба кабелей, установленные ПУЭ. Кратность допустимого радиуса изгиба кабелей к наружному диаметру кабеля должна быть не менее 25.

Кабели, проложенные по конструкциям, должны иметь запас по длине. При прокладке по лоткам или кронштейнам на горизонтальных участках трассы кабели не крепят. Отсутствие креплений позволяет кабелю свободно перемещаться при изменении температуры, поэтому на горизонтальных трассах крепление выполняют только на конечных опорах и поворотах. На вертикальных участках трассы крепления требуются не реже чем через 2 м, чтобы равномерно распределить массу кабеля между опорными конструкциями.

Если по конструкциям прокладывают кабели с неизолированной свинцовой или алюминиевой оболочкой, применяют изоляционные прокладки из электрокартона, толя и других материалов во избежание коррозии.

Наиболее сложной работой при канализации электроэнергии кабелями является монтаж концевых заделок и соединений кабелей. В последние годы разработаны и внедрены новые способы заделки и соединений кабелей, которые значительно повысили надежность работы кабельных сетей. Вместо применявшихся ранее концевых заделок в стальных воронках и с помощью киперной ленты теперь используют заделки поливинилхлоридной лентой, в комплектных резиновых перчатках и эпоксидные. Эти заделки кабеля отличаются малыми размерами, обладают необходимой диэлектрической и механической прочностями, стойкостью по отношению к минеральным маслам, влаго- и термостойкостью, меньшей трудоемкостью и рядом других преимуществ.

Общее требование ко всем видам заделок и соединений -- обеспечение герметичности изоляции кабеля в месте вывода токопроводящих жил во избежание проникновения влаги в кабель. Надежность муфт и заделок зависит от тщательного выполнения монтажа, соблюдения технологии, указанной монтажными инструкциями, и норм санитарной гигиены. Попадание влаги или грязи в муфту или заделку резко ухудшает электрическую прочность и приводит к выходу из строя кабеля при его испытаниях после монтажа или во время эксплуатации. Поэтому работы по монтажу муфт и заделок должны выполняться чистыми руками и инструментом, без перерыва в работе до полного их окончания. Корпус муфты перед началом работы также необходимо тщательно очистить с обеих сторон и протереть тряпками, смоченными в бензине.

Применение и технология монтажа муфт и заделок рассмотрены в «Технической документации на муфты для силовых кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ», поэтому ниже приведены только общие сведения и отдельные элементы монтажа муфт и заделок.

Монтаж заделок и муфт начинают с монтажных операций, называемых разделкой конца кабеля, которая заключается в последовательном удалении на определенной длине защитных покровов, брони, оболочки и изоляции кабеля. В результате получается ступенчатая разделка, размеры ступеней которой зависят от напряжения, типа и габаритов муфт и заделок. Предварительно, до разделки, проверяют бумажную изоляцию на отсутствие влаги: обрывают с конца кабеля бумажные ленты и опускают в разогретый до 140--150 °С парафин. При увлажненной изоляции наблюдаются потрескивание и выделение пены. Увлажненную изоляцию на участке 250--300 мм удаляют и еще раз проверяют до получения положительных результатов.

При разделке конца кабеля накладывают поверх джутового покрова бандаж (рисунок 1, а) из двух-трех витков стальной оцинкованной проволоки; разматывают кабельную пряжу (рисунок 1, б) до бандажа и оставляют ее для защиты брони от коррозии после монтажа муфты (временно наматывают на неразделываемую часть кабеля); накладывают второй бандаж на расстоянии 50--70 мм от первого (при соединительных муфтах 100 мм); используют участок между двумя бандажами для присоединения проводника заземления; надрезают броню (рисунок 1, в) по кромке бандажа и удаляют (рисунок 1, г) вместе с подушкой (рисунок 1, д); удаляют сульфатную бумагу и битумный состав (предварительно осторожно беглым огнем подогревают газовой горелкой или паяльной лампой); протирают' свинцовую или алюминиевую оболочку тряпкой, смоченной в бензине или в подогретом до 40 °С трансформаторном масле на участке для припайки проводника заземления и герметизации горловины муфты; выполняют два кольцевых надреза свинцовой или алюминиевой оболочки (рисунок 1, е) на расстоянии 20 мм друг от друга и на определяемом по технической документации от среза брони (при алюминиевой оболочке выполняют спиральный надрез, (рисунок 1, к), выполняют два продольных надреза оболочки (рисунок 1, ж) на расстоянии 10 мм один от другого; удаляют полоску оболочки (рисунок 1, з), а затем всю оболочку (рисунок 1, и) от конца кабеля до второго надреза (оболочку между обоими кольцевыми надрезами временно оставляют для предохранения поясной изоляции при изгибании жил); выгибают жилы по шаблону или вручную с радиусом изгиба не менее десятикратной высоты сектора или диаметра жилы по изоляции; перевязывают изоляцию жил у места обреза двумя-тремя витками хлопчатобумажных ниток и удаляют бумажные ленты, разматывая и устраняя их у бандажа; отгибают свинцовую оболочку разбортовкой; удаляют после соединения или оконцевания жил оставленный ранее кольцевой поясок оболочки.

Соединение кабелей на напряжение до 1000 В выполняют, как правило, в чугунных муфтах, в которых основной изоляцией служит заливочная мастика, что вполне достаточно для низкого напряжения при сохранении изоляционных расстояний между жилами фарфоровыми распорками. Корпус муфты СЧ (СЧм) состоит из двух половин, соединяемых болтами. В нижней полумуфте по всему периметру имеется паз с уложенной в нем герметизирующей прокладкой из маслостойкой резины или пенькового просмоленного каната, 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 или сварке). В муфтах СЧм вместо распорок используют изолирующие подмотки на оголенных местах жил. Распорки скрепляют с жилами хлопчатобумажной лентой, проваренной в кабельном составе. Основной 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.

После остывания состава до температуры окружающей среды закладывают в канавку заливочного отверстия прокладку из резины или пенькового каната, закрепляют крышку болтами и покрывают швы сочленений, шейки, муфты и болты горячим битумным составом или лаком. Муфты заземляют медным многопроволочным проводом, который присоединяют одним концом к оболочкам и бронелентам каждого кабеля, а другим (с напрессованным или приваренным наконечником) -- к контактной площадке (под болт заземления) в нижней полумуфте. Соединение кабелей в чугунной муфте показано на рисунке 2, а, б. Соединение жил в муфте должно обеспечивать надежность контакта, обладать малым переходным сопротивлением и механической прочностью. Место соединения должно быть без наплывов, заусенцев и других выступающих частей, с ровной поверхностью и плавными закругленными переходами.

Концевая заделка КВсл (рисунок 3) предназначена для оконцевания кабелей с бумажной изоляцией на напряжение 1--6--10 кВ с алюминиевыми и медными жилами сечением до 240 мм² в сухих помещениях при разности уровней до 10 м и выполняется самослипающимися лентами ЛЭТСАР (или ЛЭТСАР-ЛПт) и лаком КО-916, которые имеют хорошую адгезию к материалам кабеля и высокие электрические характеристики.

Разновидностью заделок КВсл являются концевые заделки внутренней установки КВслт из самослипающихся лент и полиэтиленовых термоусаживаемых трубок для кабелей с бумажной изоляцией на напряжение 1000 В.

Концевая заделка в термоусаживаемых полиэтиленовых перчатках используется для оконцевания трехжильных (ЗКВТп) и четырехжильных (4КВТп) силовых кабелей с бумажной 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 металлической оболочке кабеля специальным клеем-расплавом (ГИПК-14-17), при этом диаметр трубок для кабелей сечением 16--240 мм² от 14/7 до 30/15 (в числителе указан внутренний диаметр до усадки, в знаменателе -- после усадки в свободном состоянии). Усадку трубок производят равномерно обогревом (пламенем газовой горелки) начиная от корешка заделки. После усадки трубки должны плотно облегать жилы кабеля (без морщин и складок).

Закрытые трансформаторные подстанции применяют потребителей I и II категории с двухсторонним питанием. Обычно это двухтрансформаторные подстанции с автоматическим включением резерва.

Фундаменты под здание собирают из блоков серии ИИ-03-02 или выполняют ленточными бутобетонными. Покрытие и перекрытие выполняют из сборных железобетонных панелей.

В целях создания безопасных условий труда на подстанциях заземляют нейтраль обмоток низшего напряжения силового трансформатора. В соответствии с ПТБ заземляют также все металлические 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 должно быть не более 4 Ом для электроустановок 380/220 В и 8 Ом для электроустановок напряжением 220/127 В.

В качестве заземляющего устройства в первую очередь используют естественные заземлители (проложенные в земле металлические трубопроводы, металлические конструкции, оболочки кабелей и т.п.).

Контур заземления (заземляющее устройство) обычно выполняют из нескольких заземлителей (количество зависит от удельного сопротивления грунта в месте сооружения подстанции и требуемого сопротивления заземляющего устройства), представляющих собой стальные стержни диаметром 10...12 мм, длиной до 5 м, вертикально погруженных в грунт и соединенных между собой круглой сталью диаметром 10 мм при помощи сварки.

Горизонтальные заземлители прокладывают на уровне верхних концов вертикальных заземлителей. Все подземные соединения и присоединение заземляющих проводников к заземляемым конструкциям выполняют сваркой, а к корпусам аппаратов -- сваркой или болтами. Каждый заземляемый элемент подстанции присоединяют к заземляющему контуру при помощи отдельного ответвления. Последовательно включать в заземляющий проводник несколько заземляемых частей установки запрещается.

При сооружении подстанций и распределительных устройств в последнее время широко применяют 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, приборами и аппаратами защиты и заземления, учета и сигнализации, ошиновками и проводами вторичных цепей. Выключатели с приводами устанавливают стационарно или на выкатных тележках. КТП состоит из трансформатора, распределительного или вводного устройства высшего напряжения, комплектного РУ низшего напряжения с токопроводом между ними. КРУ и КТП изготовляют для внутренней или наружной установки. Применение КРУ и КТП позволяет повысить уровень индустриализации монтажных работ; уменьшить объем строительных работ; снизить трудозатраты при монтаже; повысить надежность и безопасность обслуживания; упростить комплектацию РУ.

К монтажу КРУ приступают после окончания всех строительных и отделочных работ, чтобы исключить увлажнение изоляции монтируемых устройств. Закладные части для установки КРУ и обрамления для кабельных проводок должны соответствовать проектам. Неровность несущих поверхностей закладных швелеров не должна превышать 1 мм на 1 м длины швелера и 5 мм на всю длину секции КРУ. Шкафы КРУ устанавливают, начиная с крайнего шкафа, соответственно схеме заполнения. Смежные шкафы соединяют болтами. Зазор между ними не должен превышать 1 мм. После выверки установленных шкафов их прикрепляют к закладным деталям сваркой. Затем устанавливают сборные шины, присоединяют ответвления, монтируют шинки оперативных цепей, устанавливают приборы. Для механизации работ по монтажу КРУ и КТП применяют сборно-разборные порталы, тележки для перевозки шкафов и др. После окончания монтажа выполняют ревизию и регулировку механической части КРУ и КТП.

При монтаже КТП наружной установки силовые трансформаторы и КРУ разгружают на фундамент, выверяют и закрепляют. Затем устанавливают ошиновку и ведут работы по монтажу вторичных цепей, заземлению и освещению. Кабели по территории подстанции укладывают в лотки или короба. В блочных подстанциях токоведущие соединения выполняют жесткой ошиновкой. Вокруг подстанций устанавливают сеточное ограждение.

Фазировка кабелей и трансформаторов. Необходимость в фазировке электрических цепей возникает при включении трансформаторов и кабелей на параллельную работу. На стадии монтажа до присоединения кабелей фазировку выполняют прозвонкой электрических цепей. Перед подачей напряжения и после выдачи разрешения на параллельную работу производят окончательную фазировку под напряжением.

При фазировке под напряжением должна быть электрическая связь между фазируемыми цепями. В сетях с заземленной нейтралью такая связь создается через заземление нейтрали, а в сетях с изолированной нейтралью - путем соединения перемычкой любой фазы одного трансформатора с любой фазой другого. После подачи напряжения на подготовленные таким образом цепи измеряют напряжение между каждым выводом одного трансформатора и всеми выводами другого.

Напряжение в сетях до 1000 В измеряют вольтметрами, рассчитанными на двойное линейное напряжение. При подключении к одноименным фазам показание вольтметра будет иметь нулевое значение. Во всех остальных случаях они будут отличаться от нулевого значения. В сетях выше 1000 В применяют специальный указатель напряжения для фазировки, который представляет собой два указателя напряжения, соединенных гибким проводом с усиленной изоляцией. Внутри трубок указателей размещают газоразрядную индикаторную лампу, конденсаторы и резисторы. При прикосновении крюками указателей к фазам свечение неоновой лампы указывает на то, что фазы разноименны, а его отсутствие - что фазы одноименны.

При фазировке жилы кабелей или проводников должны быть разведены на безопасное расстояние и надежно закреплены. Фазировку выполняют с изолированных подставок, в резиновых перчатках и в очках. Лица, выполняющие фазировку, должны занимать устойчивое положение и не прикасаться к стенам и металлическим предметам.

3.2 Организация эксплуатации электрооборудования

Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) - это электрическая установка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного тока. Она состоит из одного или двух трансформаторов, устройства высшего напряжения УВН) с коммутационной аппаратурой, комплектного РУ со стороны низшего напряжения (РУНН) и служит для распределения энергии между отдельными электроприемниками или 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 исполнения.

Условия эксплуатации комплектных трансформаторных подстанций:

- высота установки трансформатора над уровнем моря не более 1000 м.

- температура окружающего воздуха от -40 до +40 С.

- отсутствие тряски, вибрации, ударов.

- окружающая среда - невзрывоопасная, химически неактивная.

- гарантийный срок - три года со дня 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-1 или шкаф ШВВ-2УЗ с выключателем нагрузки ВНП;

- силовые трансформаторы (один - для КТП, два - для 2КТП): масляные ТМФ-250, ТМФ-400-для КТП-250-400; масляные ТМЗ;