Комплексная инженерная методология проектирования районных понизительных подстанций 35/6 (или 35/10) кВ

В современном мире, где экономика и повседневная жизнь тесно связаны с бесперебойным энергоснабжением, надежность и эффективность электрических сетей приобретают первостепенное значение. Районные понизительные подстанции 35/6 (или 35/10) кВ играют критически важную роль в архитектуре электроэнергетической системы, выступая связующим звеном между магистральными линиями высокого напряжения и распределительными сетями, подающими энергию непосредственно к потребителям. От качества их проектирования, выбора оборудования и анализа возможных аварийных режимов напрямую зависит стабильность работы промышленных предприятий, комфорт жилых массивов и функциональность коммерческих объектов. Ошибки на этапе проектирования могут привести не только к финансовым потерям, но и к серьезным авариям, угрожающим безопасности и экологии, поэтому столь важно иметь четкую и проверенную методологию.

Представленная методология направлена на глубокое и структурированное исследование всего процесса проектирования таких подстанций. Она разработана с учетом потребностей студентов и аспирантов технических специальностей (электроэнергетика, электроснабжение) и призвана стать полноценным методическим пособием или основой для курсовых и дипломных работ.

Цели данной работы:

1. Систематизация знаний: Объединить и структурировать теоретические основы и практические методики, необходимые для комплексного проектирования понизительных подстанций.
2. Детализация расчетов: Предложить пошаговые алгоритмы инженерных расчетов, включая определение нагрузок, выбор трансформаторов, расчет токов короткого замыкания и проверку оборудования.
3. Обоснование проектных решений: Продемонстрировать, как каждое техническое решение должно быть обосновано ссылками на действующие нормативно-технические документы (ПУЭ, ГОСТы и отраслевые руководящие документы).
4. Развитие практических навыков: Предоставить студентам инструмент для освоения практических аспектов проектирования, позволяющий им уверенно переходить от теории к реальным инженерным задачам.

Задачи, решаемые в рамках методологии:

• Анализ и расчет электрических нагрузок подстанции.
• Выбор оптимального числа и мощности трансформаторов.
• Обоснование принципиальных электрических схем.
• Выбор проводов и проверка по условию короны.
• Расчет токов аварийных режимов (короткого замыкания).
• Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей.

Эта работа станет надежным путеводителем в сложном мире проектирования электроэнергетических объектов, способствуя подготовке высококвалифицированных специалистов, способных обеспечить энергетическую безопасность и устойчивое развитие.

Основы проектирования электрических подстанций и нормативная база

Проектирование электрических подстанций — это многогранный процесс, требующий глубоких знаний в области электроэнергетики, строгого следования нормативным документам и умения принимать обоснованные инженерные решения. В основе любого проекта лежит понимание общих принципов работы энергосистемы, классификации ее элементов и требований к их безопасной и эффективной эксплуатации. Отсутствие такого понимания может привести к неэффективным или даже опасным решениям.

Классификация и назначение понизительных подстанций 35/6 (10) кВ

Понизительная подстанция — это электроустановка, предназначенная для приема, преобразования (понижения) и распределения электрической энергии. Подстанции напряжением 35/6 (10) кВ являются ключевым элементом региональных электрических сетей, осуществляя связь между высоковольтными линиями электропередачи (35 кВ) и внутрирайонными распределительными сетями среднего напряжения (6 или 10 кВ). Их основное назначение — обеспечить надежное электроснабжение промышленных предприятий, сельскохозяйственных объектов, жилых массивов и других потребителей в пределах определенного района.

Существует несколько основных типов подстанций, классифицируемых по конструктивному исполнению и месту установки:

• Столбовая трансформаторная подстанция (СТП): Предназначена для электроснабжения небольших сельских населенных пунктов, фермерских хозяйств или отдельных потребителей малой мощности. Отличается простотой конструкции и монтажа, устанавливается на опорах воздушных линий.
• Мачтовая трансформаторная подстанция (МТП): Аналогична СТП, но устанавливается на специальной мачте или металлической конструкции, что обеспечивает большую высоту размещения оборудования и лучшую защиту от внешних воздействий. Используется для электроснабжения небольших объектов, требующих большей надежности, чем СТП.
• Комплектная трансформаторная подстанция (КТП): Представляет собой комплексное решение, поставляемое в виде полностью смонтированных или укрупненных блоков. КТП широко применяются в городских сетях, на промышленных предприятиях и в жилищно-коммунальном хозяйстве благодаря своей компактности, высокой степени заводской готовности и быстроте монтажа. Они обеспечивают высокую надежность и безопасность.
• Пристроенная, встроенная и внутрицеховая подстанции: Эти типы подстанций интегрируются непосредственно в здания или сооружения.
  • Пристроенные располагаются в отдельных помещениях, примыкающих к основному зданию.
  • Встроенные находятся внутри здания, часто на первом или цокольном этаже.
  • Внутрицеховые размещаются непосредственно в производственных цехах и служат для питания внутренних потребителей, обеспечивая минимальные потери и высокую оперативность обслуживания.

Выбор типа подстанции напрямую зависит от категории надежности электроснабжения потребителей, которую она обслуживает. Согласно ПУЭ, потребители делятся на три категории:

• I категория: Потребители, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой угрозу жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, нарушение функционирования особо важных объектов или серьезные экологические последствия. Требуют питания от двух независимых источников с автоматическим восстановлением питания при потере одного.
• II категория: Потребители, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей. Требуют питания от двух независимых источников, при этом допустимый перерыв в электроснабжении может составлять несколько часов, что допускает ручное переключение или наличие складского резерва трансформаторов.
• III категория: Все остальные потребители, не относящиеся к I и II категориям, допускающие перерыв электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения (до одних суток).

Обзор нормативно-технической документации

Каждое проектное решение в электроэнергетике должно быть строго обосновано ссылками на действующие нормативно-технические документы, которые обеспечивают безопасность, надежность и эффективность работы электроустановок. Основу нормативной базы для проектирования понизительных подстанций 35/6 (10) кВ составляют следующие документы:

1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ): Это фундаментальный документ, определяющий общие требования к проектированию, строительству, монтажу и эксплуатации электроустановок.
   • Глава 1.3 "Выбор проводников по нагреву, экономической плотности тока и по условиям короны": Регламентирует правила выбора сечений проводов и кабелей, учитывая их нагрев при длительных токах, экономические критерии и предотвращение коронного разряда.
   • Глава 1.4 "Выбор электрооборудования. Распределительные устройства и подстанции": Устанавливает общие требования к выбору аппаратов, проводников и изоляторов по условиям короткого замыкания (КЗ), а также к их механической и термической стойкости.
   • Глава 4.2 "Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ": Содержит детальные требования к компоновке, конструктивному исполнению, выбору оборудования, а также к обеспечению безопасности при эксплуатации и обслуживании подстанций. Включает требования к габаритным и изоляционным расстояниям, защитным ограждениям и локализации повреждений.
2. ГОСТы (Государственные стандарты): Определяют технические характеристики, методы испытаний и требования к качеству электрооборудования и материалов.
   • ГОСТ Р 52735-2007 "Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ": Устанавливает методики расчета токов симметричных и несимметричных КЗ для высоковольтных сетей, что критически важно для выбора коммутационной аппаратуры и настройки релейной защиты.
   • ГОСТ 28249-93 "Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ": Аналогичный стандарт для низковольтных сетей.
   • ГОСТ Р 50009-2000 "Совместимость технических средств электромагнитная. Радиопомехи индустриальные от ВЛ и распределительных устройств. Нормы и методы измерений": Регламентирует допустимый уровень радиопомех, генерируемых коронным разрядом на линиях электропередачи.
   • ГОСТ Р 54419-2011 "Руководство по нагрузке сухого трансформатора": Определяет допустимые режимы перегрузки для сухих трансформаторов, что важно при выборе их мощности.
3. Отраслевые руководящие документы (например, РД 153-34.0-20.527-98 "Методические указания по определению электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ"): Эти документы детализируют методики расчетов и правила проектирования для конкретных условий или типов объектов, дополняя общие требования ПУЭ и ГОСТов.
4. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП): Определяют требования к эксплуатации электроустановок, включая режимы допустимых перегрузок для трансформаторов.

Соблюдение этих нормативных требований является обязательным условием для создания безопасной, надежной и экономически эффективной системы электроснабжения, поскольку они аккумулируют многолетний опыт и лучшие практики отрасли.

Анализ и расчет электрических нагрузок подстанции

Определение электрических нагрузок — это один из краеугольных камней в проектировании любой электрической подстанции. От точности и обоснованности этих расчетов зависят все последующие проектные решения: выбор мощности трансформаторов, сечения проводников, коммутационной аппаратуры и даже принципиальной схемы подстанции. Ошибка на этом этапе может привести к неоправданным капитальным затратам (при завышении) или, что гораздо опаснее, к перегрузкам, авариям и снижению надежности электроснабжения (при занижении).

Типы электрических нагрузок и графики их изменения

Электрическая нагрузка подстанций постоянно меняется в течение суток, недели, месяца и года, что обусловлено режимами работы потребителей. Для анализа этой динамики используются графики электрических нагрузок — диаграммы, отражающие изменение мощности или тока электроустановки во времени.

Различают следующие типы мощностей и соответствующие им графики:

• Активная мощность (P), измеряемая в киловаттах (кВт) или мегаваттах (МВт), характеризует полезную работу, выполняемую электроприемниками (например, вращение двигателей, нагрев, освещение).
• Реактивная мощность (Q), измеряемая в киловольт-ампер реактивных (кВАр) или мегавольт-ампер реактивных (МВАр), необходима для создания магнитных полей в индуктивных нагрузках (двигатели, трансформаторы) и не совершает полезной работы, но влияет на потери и падение напряжения.
• Полная мощность (S), измеряемая в киловольт-амперах (кВА) или мегавольт-амперах (МВА), является геометрической суммой активной и реактивной мощностей и определяет номинальную мощность оборудования.
• Ток (I), измеряемый в амперах (А), непосредственно связан с мощностью и напряжением.

По продолжительности фиксации параметров мощности графики подразделяются на:

• Суточные графики (24 часа): Показывают изменение нагрузки в течение одних суток. Обычно строятся на основе часовых или получасовых измерений. Типичные формы суточных графиков значительно различаются для разных категорий потребителей.
• Сезонные графики: Характеризуют изменения нагрузки в течение года, отражая влияние сезонов (например, отопительный период, летний пик кондиционирования, сельскохозяйственные работы).
• Годовые графики: Интегральные графики, показывающие максимальные и минимальные нагрузки за год, а также их продолжительность. Для построения годового графика по продолжительности нагрузки значения активной мощности располагаются в порядке убывания от P_макс до P_мин.

Примеры типовых суточных графиков для различных потребителей:

• Промышленные предприятия: Имеют четко выраженные пики нагрузки в рабочие смены (утро, день) и значительное снижение в ночное время, выходные и праздничные дни. Форма графика зависит от характера производства (непрерывный цикл, одно-, двух- или трехсменный режим).
• Жилые массивы: Отличаются утренними (пробуждение, приготовление пищи) и вечерними (возвращение домой, освещение, бытовые приборы, развлечения) пиками, с провалами в дневное время, когда большинство жителей на работе, и глубоким минимумом ночью.
• Сельскохозяйственные потребители: Характеризуются ярко выраженной сезонностью и неравномерностью нагрузки, зависящей от видов работ (посевные, уборочные) и климатических условий. Например, зимой потребление может быть связано с отоплением, летом — с поливом и переработкой урожая.
• Коммерческие объекты (офисы, магазины): Имеют пики нагрузки в рабочее время (освещение, кондиционирование, офисная техника) с резким снижением ночью и в выходные дни.

Использование графиков нагрузок позволяет:

• Оптимизировать режим работы электроустановок и снижать потери электроэнергии.
• Точно определять моменты максимальных и минимальных нагрузок для эффективного планирования ремонтов и отключений.
• Проводить технико-экономические расчеты для выбора оптимального состава и мощности оборудования.
• Прогнозировать электропотребление и планировать развитие энергосистемы.

Методы определения расчетных электрических нагрузок

Расчетные электрические нагрузки — это максимально допустимые значения мощности, на которые должно быть рассчитано оборудование. Их определение является основой для выбора мощности трансформаторов, сечения проводов и кабелей, коммутационной аппаратуры и шин. В инженерной практике применяются различные методы, выбор которых зависит от имеющихся исходных данных, требуемой точности и ступени системы электроснабжения.

1. Метод удельного расхода электроэнергии: Основан на использовании статистических данных о потреблении энергии на единицу продукции, на одного потребителя, на единицу площади или объема.
   • Применение: Часто используется для ориентировочных расчетов на начальных стадиях проектирования, для оценки нагрузки в жилых зданиях (по удельному потреблению на квартиру или жителя) или промышленных объектах с типовым производством.
   • Пример: P_расч = P_уд ⋅ N, где P_уд — удельная мощность (например, кВт/м² или кВт/чел), N — количество единиц (площадь, число людей).
2. Метод технологического графика работы электроприемников: Требует детального анализа режимов работы каждого электроприемника, их мощности, длительности работы и коэффициентов использования.
   • Применение: Наиболее точный метод для объектов с небольшим количеством мощных электроприемников или для цехов с четко регламентированным технологическим процессом. Позволяет построить фактический график нагрузки.
3. Статистический метод: Использует данные о фактических нагрузках аналогичных, уже функционирующих объектов для прогнозирования будущих нагрузок.
   • Применение: Эффективен при наличии обширной статистической базы для однотипных объектов. Требует корректной выборки и учета масштабирования.
4. Метод упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума): Позволяет определить максимальную нагрузку группы электроприемников на основе их средней мощности и коэффициента максимума. Рекомендуется для определения расчетных нагрузок по отдельным группам приемников и узлам напряжением до 1 кВ в цеховых сетях.
   • Пример: P_расч = K_max ⋅ P_ср, где P_ср — средняя активная мощность группы, K_max — коэффициент максимума, который зависит от числа электроприемников в группе и их режима работы.
5. Метод коэффициента спроса (K_с): Применяется, когда известна установленная мощность электроприемников (P_уст) и их загрузка. Используется для групповых графиков нагрузок при числе электроприемников в группе n > 5. Применяется при ориентиров��чных расчетах на высших ступенях системы электроснабжения при отсутствии данных о числе электроприемников и их мощности.
   • Пример: P_расч = K_с ⋅ P_уст, где K_с — коэффициент спроса, учитывающий неодновременность работы и неполную загрузку электроприемников.
6. Метод удельной мощности: Использует усредненные удельные показатели мощности на единицу площади, оборудования или персонала. Похож на метод удельного расхода, но ориентирован на мощность, а не на энергию.
   • Применение: Для предварительных расчетов и оценки нагрузок на ранних стадиях проектирования.

Общий принцип: Расчеты электрических нагрузок всегда выполняются от низшего уровня (отдельные электроприемники или группы) к высшему (цеховые подстанции, районные подстанции, энергосистема). Для высших ступеней системы электроснабжения (начиная с цеховых шинопроводов или шин цеховых трансформаторных подстанций) следует применять методы расчета, основанные на использовании средней мощности и коэффициента формы графика K_ф, который находится в пределах 1,05 – 1,2. Это связано с тем, что на более высоких ступенях происходит агрегирование множества разнородных нагрузок, что приводит к сглаживанию общего графика.

Расчетные коэффициенты электрических нагрузок

Для корректного анализа и расчета электрических нагрузок используются специальные коэффициенты, которые позволяют учесть неравномерность потребления и особенности работы электроприемников.

1. Коэффициент заполнения графика нагрузки (k_зап): Характеризует равномерность графика нагрузки. Он показывает, во сколько раз потребленное количество электроэнергии за рассматриваемый период меньше того количества, которое было бы потреблено, если бы нагрузка была постоянной и максимальной. Чем равномернее график, тем k_зап ближе к единице.
   • Формула: k_зап = W_п / (P_max ⋅ T) = P_ср / P_max
   • Где:
     • W_п — энергия за период (кВт·ч).
     • P_max — максимальная нагрузка за период (кВт).
     • T — длительность периода (часы).
     • P_ср — средняя нагрузка за период (кВт).
2. Число часов использования максимальной нагрузки (T_max): Это условное время, в течение которого электроустановка должна была бы работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы отпустить действительное количество электроэнергии W_п за период T. Этот показатель используется для оценки загрузки оборудования и экономической эффективности.
   • Формула: T_max = W_п / P_max = P_ср ⋅ T / P_max = k_зап ⋅ T
3. Коэффициент максимума электрической мощности (K_max): Это отношение максимальной мощности к средней мощности, потребляемой устройством за определенный период времени. Является величиной, обратной коэффициенту заполнения (K_max = 1 / k_зап). Используется для определения максимальной нагрузки на основании средней.
4. Коэффициент одновременности (K_одн или K_o): Учитывает неодновременность максимумов нагрузок отдельных групп электроприемников, формирующих общую нагрузку узла. Это приводит к снижению суммарного максимума по сравнению с арифметической суммой максимумов отдельных групп. Значение K_o всегда меньше 1.
   • Применение: P_{суммарный_макс} = K_одн ⋅ Σ P_{max_i}
5. Коэффициент спроса (K_с): Применяется для групповых графиков нагрузок при числе электроприемников в группе n > 5. Он представляет собой отношение расчетной максимальной нагрузки к установленной мощности всех электроприемников в группе.
   • Применение: P_расч = K_с ⋅ P_уст

Пошаговый расчет электрических нагрузок для районной подстанции

Для иллюстрации методики проведем пошаговый расчет суммарных расчетных нагрузок на шинах районной понизительной подстанции 35/6 кВ.

Исходные данные:

• Потребители:
  • Промышленное предприятие (II категория надежности): Установленная активная мощность P_уст1 = 8 МВт, cosφ₁ = 0,85, K_с1 = 0,7.
  • Жилой массив (III категория надежности): Установленная активная мощность P_уст2 = 5 МВт, cosφ₂ = 0,9, K_с2 = 0,6.
  • Сельскохозяйственный потребитель (III категория надежности): Установленная активная мощность P_уст3 = 3 МВт, cosφ₃ = 0,8, K_с3 = 0,55.
• Дополнительные данные:
  • Коэффициент одновременности для суммарной нагрузки подстанции K_одн = 0,9.
  • Коэффициент формы графика K_ф = 1,1 (для высших ступеней системы электроснабжения).

Этапы расчета:

1. Расчет расчетных активных нагрузок для каждого потребителя:
   Применяем метод коэффициента спроса, поскольку известна установленная мощность и число электроприемников в группе n > 5 для каждого потребителя.
   • Промышленное предприятие:
     P_расч1 = K_с1 ⋅ P_уст1 = 0,7 ⋅ 8 МВт = 5,6 МВт
   • Жилой массив:
     P_расч2 = K_с2 ⋅ P_уст2 = 0,6 ⋅ 5 МВт = 3,0 МВт
   • Сельскохозяйственный потребитель:
     P_расч3 = K_с3 ⋅ P_уст3 = 0,55 ⋅ 3 МВт = 1,65 МВт
2. Расчет расчетных реактивных нагрузок для каждого потребителя:
   Для этого сначала определим tgφ для каждого потребителя: tgφ = √(1/cos²φ — 1). Затем Q_расч = P_расч ⋅ tgφ.
   • Промышленное предприятие (cosφ₁ = 0,85):
     tgφ₁ = √(1/0,85² — 1) ≈ 0,62
     Q_расч1 = P_расч1 ⋅ tgφ₁ = 5,6 МВт ⋅ 0,62 = 3,47 МВАр
   • Жилой массив (cosφ₂ = 0,9):
     tgφ₂ = √(1/0,9² — 1) ≈ 0,48
     Q_расч2 = P_расч2 ⋅ tgφ₂ = 3,0 МВт ⋅ 0,48 = 1,44 МВАр
   • Сельскохозяйственный потребитель (cosφ₃ = 0,8):
     tgφ₃ = √(1/0,8² — 1) ≈ 0,75
     Q_расч3 = P_расч3 ⋅ tgφ₃ = 1,65 МВт ⋅ 0,75 = 1,24 МВАр
3. Определение суммарных расчетных активной и реактивной нагрузок на шинах 6(10) кВ подстанции:
   Учитываем коэффициент одновременности K_одн, так как это суммарная нагрузка от нескольких групп потребителей.
   • Суммарная активная нагрузка (P_Σ):
     P_Σ = K_одн ⋅ (P_расч1 + P_расч2 + P_расч3)
     P_Σ = 0,9 ⋅ (5,6 МВт + 3,0 МВт + 1,65 МВт) = 0,9 ⋅ 10,25 МВт = 9,225 МВт
   • Суммарная реактивная нагрузка (Q_Σ):
     Q_Σ = K_одн ⋅ (Q_расч1 + Q_расч2 + Q_расч3)
     Q_Σ = 0,9 ⋅ (3,47 МВАр + 1,44 МВАр + 1,24 МВАр) = 0,9 ⋅ 6,15 МВАр = 5,535 МВАр
4. Расчет суммарной расчетной полной нагрузки (S_Σ) на шинах 6(10) кВ:
   S_Σ = √(P_Σ² + Q_Σ²)
   S_Σ = √((9,225 МВт)² + (5,535 МВАр)²) = √(85,10 + 30,64) = √(115,74) ≈ 10,76 МВА
5. Определение расчетного коэффициента мощности (cosφ_Σ) для подстанции:
   cosφ_Σ = P_Σ / S_Σ = 9,225 МВт / 10,76 МВА ≈ 0,857

Промежуточные результаты представлены в таблице:

Потребитель	Категория	Pуст (МВт)	Kс	cosφ	tgφ	Pрасч (МВт)	Qрасч (МВАр)
Промышленное предприятие	II	8	0,7	0,85	0,62	5,6	3,47
Жилой массив	III	5	0,6	0,9	0,48	3,0	1,44
Сельскохозяйственный	III	3	0,55	0,8	0,75	1,65	1,24
Сумма (без Kодн)						10,25	6,15
Сумма (с Kодн=0,9)						9,225	5,535
Полная нагрузка SΣ							10,76 МВА
Общий cosφΣ							0,857

Этот расчет показывает, что максимальная полная нагрузка на шинах 6(10) кВ проектируемой районной подстанции составляет около 10,76 МВА при коэффициенте мощности 0,857. Эти значения будут использованы для выбора числа и мощности трансформаторов, а также для дальнейших расчетов в последующих разделах проекта.

Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции

Выбор трансформаторов является одним из самых ответственных этапов проектирования подстанции, поскольку именно они определяют ее пропускную способность, надежность и экономичность. Ошибочный выбор может привести к перегрузкам, преждевременному выходу оборудования из строя или к неоправданным капитальным затратам. Процесс выбора определяется не только величиной текущих нагрузок, но и целым комплексом факторов, включая перспективный рост потребления, требования к надежности и перегрузочную способность оборудования.

Критерии выбора числа и мощности трансформаторов

Оптимальный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях — это результат тщательного анализа множества параметров, которые можно сгруппировать по следующим критериям:

1. Расчетная нагрузка объекта электроснабжения: Главный фактор. Номинальная мощность трансформаторов должна быть достаточной для покрытия максимальной расчетной нагрузки подстанции, определенной с учетом всех коэффициентов.
2. Категория надежности потребителей: Согласно ПУЭ, потребители I и II категорий требуют повышенной надежности электроснабжения, что, как правило, подразумевает установку не менее двух трансформаторов для обеспечения резервирования.
   • Потребители I категории: Требуют бесперебойного электроснабжения, что обеспечивается установкой двух и более трансформаторов с возможностью автоматического включения резерва (АВР).
   • Потребители II категории: Также требуют двух независимых источников питания. Однотрансформаторные подстанции допускаются при условии резервирования мощности по перемычкам на вторичном напряжении или при наличии складского резерва трансформаторов, который должен быть оперативно доставлен и включен в работу. Время восстановления питания должно быть минимальным, обычно несколько часов.
   • Потребители III категории: Допускают перерыв электроснабжения до одних суток. Для них, как правило, достаточно одного трансформатора.
3. Продолжительность максимума нагрузки: Влияет на допустимость кратковременных перегрузок. Трансформаторы обладают определенной перегрузочной способностью, которая зависит от длительности и величины перегрузки.
4. Темпы роста нагрузок (перспектива развития): Проектирование должно учитывать прогнозируемый рост электропотребления на 5-10 лет вперед. Это может потребовать установки трансформаторов с запасом мощности или возможности легко увеличить мощность подстанции в будущем (например, за счет установки третьего трансформатора или замены существующих на более мощные).
5. Экономические показатели: Стоимость самого трансформатора, затраты на его монтаж, эксплуатацию, потери холостого хода и короткого замыкания, а также стоимость электроэнергии. Технико-экономические расчеты позволяют выбрать наиболее выгодный вариант, минимизирующий суммарные годовые затраты.
6. Нагрузочная способность трансформаторов и их экономичная загрузка: Трансформаторы имеют оптимальный коэффициент загрузки, при котором их работа наиболее эффективна.

Как правило, в системах электроснабжения применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции.

• Однотрансформаторные ТП 6-10/0,4-0,23 кВ применяются для питания нагрузок III категории надежности. Для электроприемников II категории однотрансформаторные подстанции допускаются при условии резервирования мощности по перемычкам на вторичном напряжении или при наличии складского резерва трансформаторов, которые должны быть готовы к оперативной замене.
• На подстанциях, питающих потребителей I и II категорий, должно быть установлено не менее двух трансформаторов, желательно одинаковой мощности. Это обеспечивает взаимное резервирование. При установке двух трансформаторов номинальная мощность каждого из них должна быть рассчитана на 60-70% максимальной нагрузки подстанции. Это позволяет в случае выхода из строя одного трансформатора оставшемуся принять на себя всю нагрузку с учетом допустимой перегрузки, минимизируя время простоя.

Расчет оптимального коэффициента загрузки трансформаторов

Для обеспечения надежности, экономичности и продления срока службы трансформаторов важно поддерживать их работу в режиме, близком к оптимальному. Для этого используется коэффициент загрузки (K_з), который определяется как отношение расчетной полной нагрузки к номинальной мощности трансформатора (K_з = S_р / S_т.ном).

Оптимальные значения коэффициента загрузки зависят от категории надежности потребителей:

• Для потребителей I категории: K_з = 0,6-0,7. Такой запас мощности позволяет оставшемуся трансформатору принять полную нагрузку при аварии одного из них с минимальной перегрузкой.
• Для потребителей II категории: K_з = 0,7-0,8. Допускается немного большая загрузка, так как возможен кратковременный перерыв электроснабжения.
• Для потребителей III категории: K_з = 0,9-0,95. Поскольку резервирование не требуется, трансформатор может работать с максимальной загрузкой.

Формула для определения минимального числа цеховых трансформаторов (N_Тmin):

N_Тmin = S_р / (K_з ⋅ S_т.ном)

Где:

• S_р — полная расчетная нагрузка подстанции (МВА).
• K_з — выбранный оптимальный коэффициент загрузки.
• S_т.ном — номинальная мощность одного трансформатора (МВА).

Полученное значение N_Тmin округляется до ближайшего целого числа в большую сторону.

Пример: Если S_р = 10,76 МВА, K_з = 0,7 (для II категории), и мы рассматриваем трансформаторы мощностью S_т.ном = 6,3 МВА:
N_Тmin = 10,76 / (0,7 ⋅ 6,3) = 10,76 / 4,41 ≈ 2,44.
Следовательно, необходимо установить не менее 3 трансформаторов, если бы это была однотипная нагрузка. Однако для подстанций, питающих I и II категории, обычно устанавливают два трансформатора с учетом их перегрузочной способности.

Анализ перегрузочной способности силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы обладают способностью кратковременно работать с нагрузками, превышающими номинальную. Это свойство, известное как перегрузочная способность, критически важно для обеспечения надежности электроснабжения в аварийных и послеаварийных режимах. Однако превышение допустимых значений перегрузки может привести к ускоренному старению изоляции и сокращению срока службы трансформатора.

Различают систематические (допустимые длительные) и аварийные (кратковременные) перегрузки:

• Допустимые систематические перегрузки не снижают нормированный срок эксплуатации оборудования. Они регламентируются производителем и нормативными документами, учитывая тепловые характеристики трансформатора и пределы нагрева изоляции.
• Аварийные перегрузки происходят при выходе из строя одного из параллельно работающих трансформаторов. Они приводят к повышению износа изоляции, поскольку температура обмоток и масла может превышать предельно допустимые значения. Существует правило "двух температурных интервалов": ориентировочно, каждое повышение температуры обмоток на 6-8°C сверх допустимой приводит к уменьшению срока службы изоляции вдвое.

Нормативные требования к перегрузочной способности:

1. Масляные трансформаторы:
   • При установке двух трансформаторов допускаются их технологические перегрузки до 30-40% на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более 6 часов в сутки в течение пяти суток подряд, при условии, что коэффициент начальной загрузки был ≤ 0,93.
   • Аварийная кратковременная перегрузка масляных трансформаторов (ПТЭЭП) допускается в следующих пределах:
     • 30% от номинальной мощности — 120 мин
     • 45% — 80 мин
     • 60% — 45 мин
     • 75% — 20 мин
     • 100% — 10 мин
   • Это означает, что при выходе из строя одного из двух трансформаторов, оставшийся может быть перегружен, например, на 45% в течение 80 минут.
   • С учетом допустимых перегрузок, мощность каждого трансформатора (S_тр) из двух рассматриваемых может быть определена как: S_тр ≥ S_м / 1,4, где S_м — максимальная полная мощность нагрузки подстанции. Множитель 1,4 учитывает, что один трансформатор должен обеспечить 100% нагрузки, а его номинальная мощность может быть умножена на коэффициент 1,4 для учета перегрузки.
2. Сухие трансформаторы:
   • ПТЭЭП устанавливают нормы кратковременных перегрузок сухих трансформаторов:
     • 120% от номинальной нагрузки — 1 час
     • 130% — 45 мин
     • 140% — 32 мин
     • 150% — 18 мин
     • 160% — 5 мин
   • ГОСТ Р 54419—2011 "Руководство по нагрузке сухого трансформатора" ограничивает его перегрузку 1,5-кратным значением номинального тока.

Для потребителей III категории допускается устанавливать один трансформатор мощностью S_т ≥ S_н (номинальная мощность трансформатора должна быть не меньше расчетной нагрузки), так как резервирование не требуется.

Пример выбора трансформаторов для районной подстанции

Продолжим расчет для нашей районной понизительной подстанции 35/6 кВ.

Исходные данные из предыдущего раздела:

• Суммарная расчетная полная нагрузка на шинах 6(10) кВ (S_Σ) = 10,76 МВА.
• Наиболее ответственный потребитель — Промышленное предприятие (II категория надежности), что требует установки не менее двух трансформаторов.
• Минимальный коэффициент загрузки (K_з) для II категории = 0,7.
• При аварии одного трансформатора оставшийся должен обеспечить всю нагрузку, используя допустимую перегрузочную способность.

Этапы выбора:

1. Определение требуемой ��ощности одного трансформатора с учетом перегрузки:
   Поскольку подстанция питает потребителей II категории, необходимо установить не менее двух трансформаторов. В случае выхода из строя одного трансформатора, оставшийся должен обеспечить всю расчетную нагрузку подстанции.
   Используем формулу S_тр ≥ S_м / 1,4, где S_м = S_Σ.
   S_тр ≥ 10,76 МВА / 1,4 ≈ 7,68 МВА
2. Выбор стандартной номинальной мощности трансформатора:
   На основании полученного значения (7,68 МВА), выбираем из ряда стандартных мощностей ближайший больший номинал. Типовой ряд мощностей силовых трансформаторов включает: 2500, 4000, 6300, 10000, 16000 кВА (или 2,5; 4; 6,3; 10; 16 МВА).
   Выбираем два трансформатора мощностью по S_т.ном = 10 МВА (10000 кВА) каждый.
3. Проверка выбранных трансформаторов по коэффициенту загрузки в нормальном режиме:
   В нормальном режиме, когда работают оба трансформатора, нагрузка распределяется между ними.
   Нагрузка на один трансформатор в нормальном режиме: S_{1тр_норм} = S_Σ / 2 = 10,76 МВА / 2 = 5,38 МВА.
   Коэффициент загрузки в нормальном режиме: K_{з_норм} = S_{1тр_норм} / S_т.ном = 5,38 МВА / 10 МВА = 0,538.
   Этот коэффициент (0,538) находится в диапазоне 0,6-0,7 (оптимальный для II категории) или даже ниже, что говорит о некотором запасе, но с учетом стандартного ряда мощностей и перспективного роста нагрузок, это приемлемое решение. Важно, что он не превышает оптимальных значений, обеспечивая экономичную работу и резерв.
4. Проверка перегрузочной способности в аварийном режиме:
   В аварийном режиме, когда один трансформатор отключен, оставшийся должен нести полную нагрузку S_Σ = 10,76 МВА.
   Фактическая перегрузка оставшегося трансформатора: K_перегр = S_Σ / S_т.ном = 10,76 МВА / 10 МВА = 1,076.
   Это означает, что оставшийся трансформатор будет работать с перегрузкой 7,6% от номинальной мощности.
   Согласно ПТЭЭП, допустимые аварийные перегрузки для масляных трансформаторов составляют 30% на 120 мин, 45% на 80 мин и т.д. Наша перегрузка всего 7,6%, что значительно ниже этих значений и допустима практически без ограничения времени, не вызывая ускоренного старения изоляции.
   Если бы мы выбрали трансформаторы мощностью 6,3 МВА: K_перегр = 10,76 МВА / 6,3 МВА ≈ 1,708, что составляет 70,8% перегрузки. Такая перегрузка допустима лишь на очень короткое время (менее 20 минут согласно ПТЭЭП для 75% перегрузки). Следовательно, выбор трансформаторов 10 МВА является более надежным.

Вывод:

Для проектируемой районной понизительной подстанции 35/6 кВ, питающей потребителей II категории надежности, оптимальным решением является установка двух трансформаторов типа ТРДН-10000/35 (или аналогичных масляных трансформаторов) номинальной мощностью 10 МВА каждый. Этот выбор обеспечивает необходимый уровень надежности электроснабжения, позволяет покрыть полную расчетную нагрузку подстанции в аварийном режиме с минимальной и допустимой перегрузкой (7,6%) и соответствует требованиям ПУЭ и ПТЭЭП. Наличие двух трансформаторов позволяет проводить плановые ремонты одного из них без полного отключения потребителей.

Принципиальные электрические схемы и компоновка подстанции

Принципиальная электрическая схема и компоновка подстанции — это фундамент, на котором строится весь проект. Эти аспекты определяют функциональность, надежность, безопасность и экономичность работы электроустановки. Выбор схемы и компоновки базируется на строгих нормативных требованиях, учитывающих как технические характеристики оборудования, так и условия эксплуатации.

Требования ПУЭ к распределительным устройствам и подстанциям

Правила устройства электроустановок (ПУЭ), в частности Глава 4.2 "Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ", устанавливают ключевые требования к проектированию, строительству, монтажу и эксплуатации подстанций. Эти требования направлены на обеспечение:

1. Безопасности обслуживающего персонала:
   • Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения и несущие конструкции должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы исключать вред обслуживающему персоналу. Это достигается за счет соблюдения минимальных изоляционных и габаритных расстояний от токоведущих частей до земли, ограждений, элементов зданий и сооружений. Например, для открытых распределительных устройств (ОРУ) 35 кВ минимальное расстояние до земли от неизолированных токоведущих частей составляет 3,5 метра, а до постоянных ограждений — 2 метра.
   • Использование защитных ограждений, блокировок (например, электромагнитных блокировок для разъединителей, предотвращающих ошибочные операции) и предупреждающих знаков.
2. Предотвращения повреждения оборудования:
   • Конструкция и расположение элементов должны исключать возникновение короткого замыкания (КЗ) или замыкания на землю в нормальных условиях работы. Это включает правильный выбор изоляции, надежное крепление токоведущих частей и учет внешних воздействий (ветер, гололед).
   • Выбор аппаратов и проводников по условиям КЗ (термическая и электродинамическая стойкость) является обязательным требованием, регламентированным Главой 1.4 ПУЭ.
3. Локализации повреждений:
   • При нарушении нормальных условий работы (например, при КЗ) электроустановки должна быть обеспечена необходимая локализация повреждений. Это означает, что поврежденный участок должен быть быстро и селективно отключен, минимизируя воздействие аварии на остальную часть энергосистемы. Достигается это за счет применения быстродействующей релейной защиты, автоматических выключателей и устройств секционирования.
4. Учета условий окружающей среды:
   • Для РУ и подстанций, расположенных в местах с воздухом, содержащим вещества, ухудшающие работу изоляции или разрушающе действующие на оборудование (промышленные газы, пыль, солевые отложения), необходимо применять специальные меры. К ним относятся:
     • Использование усиленной изоляции.
     • Применение стойких к воздействиям шин или их защитная покраска.
     • Расположение РУ со стороны господствующего ветра для минимизации воздействия.
     • Использование более простых электрических схем или закрытого исполнения (ЗРУ) для защиты оборудования.
5. Возможности обслуживания и ремонта:
   • Компоновка и конструктивное выполнение открытых и закрытых распределительных устройств (ОРУ и ЗРУ) должны предусматривать возможность применения механизмов для монтажных и ремонтных работ (например, автоподъемников, кранов). Это требует достаточных проездов, рабочих площадок и свободного пространства вокруг оборудования.

Типовые электрические схемы понизительных подстанций 35/6 (10) кВ

Выбор принципиальной электрической схемы подстанции — это компромисс между надежностью, стоимостью, сложностью эксплуатации и требованиями к оперативности. Для понизительных подстанций 35/6 (10) кВ применяются различные типовые схемы, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки.

Основные типовые схемы:

1. Схема "блок линия-трансформатор":
   • Описание: Трансформатор подключается непосредственно к воздушной линии (ВЛ) без выключателей со стороны ВН. Отключение трансформатора и линии производится линейным выключателем на питающей подстанции. Со стороны НН трансформатор имеет выключатель.
   • Преимущества: Простота, низкая стоимость, минимальное количество аппаратуры.
   • Недостатки: Низкая гибкость в эксплуатации, при повреждении трансформатора или линии отключается весь блок. Зависимость от питающей подстанции.
   • Применение: Для подстанций III категории надежности, маломощных, удаленных потребителей.
2. Схема "мостик" (или "мостовая схема"):
   • Описание: Два трансформатора подключаются к одной сборной шине 35 кВ через линейные разъединители и два выключателя, образуя "мостик". Каждая ВЛ подключается к шине через свой выключатель.
   • Преимущества: Высокая надежность. При отключении одного выключателя (например, линейного) другой выключатель (трансформаторный) остается в работе. Позволяет выводить в ремонт выключатели без полного отключения подстанции.
   • Недостатки: Требует большего количества коммутационных аппаратов, что увеличивает стоимость.
   • Применение: Для подстанций II категории надежности с двумя ВЛ и двумя трансформаторами.
3. Схема с одной системой шин (СШ):
   • Описание: Все присоединения (линии 35 кВ, трансформаторы) подключаются к одной сборной шине через выключатели.
   • Преимущества: Простота, относительно невысокая стоимость.
   • Недостатки: При аварии на шинах или выходе из строя одного выключателя может потребоваться отключение всей секции шин или части присоединений.
   • Применение: Для подстанций II и III категорий надежности, где не требуется абсолютно бесперебойное питание. Часто используется с секционированием шин для повышения надежности.
4. Схема с одной системой шин, секционированной выключателем:
   • Описание: Единая сборная шина разделена на две секции выключателем. Каждая секция питает свои присоединения.
   • Преимущества: Повышенная надежность по сравнению с несекционированной схемой. При аварии на одной секции, другая продолжает работу. Возможность распределения нагрузки.
   • Недостатки: Увеличение стоимости за счет дополнительного выключателя.
   • Применение: Широко используется для подстанций II категории надежности.
5. Схема с двумя системами шин (2СШ):
   • Описание: Присоединения могут подключаться к одной из двух параллельных систем шин через выключатели и шинные разъединители.
   • Преимущества: Высочайшая надежность и гибкость в эксплуатации. Позволяет выводить в ремонт целые системы шин или выключатели без отключения нагрузки.
   • Недостатки: Высокая стоимость, сложная эксплуатация.
   • Применение: Для подстанций I категории надежности, крупных узловых подстанций. Для районных 35/6(10) кВ применяется реже из-за высокой стоимости.

Выбор схемы также зависит от перспективы развития: схема должна быть адаптируемой к увеличению числа линий или мощности трансформаторов.

Обоснование выбора схемы и компоновки для проектируемой подстанции

Для нашей районной понизительной подстанции 35/6(10) кВ, питающей потребителей II категории надежности (включая промышленное предприятие), необходимо обеспечить достаточно высокий уровень надежности.

Обоснование выбора схемы:

Учитывая, что одним из основных потребителей является промышленное предприятие II категории надежности, критически важно обеспечить резервирование и минимизировать длительность перерывов в электроснабжении. Схема "блок линия-трансформатор" не подходит из-за низкой надежности. Схема с двумя системами шин избыточна по стоимости и сложности для подстанции 35 кВ такого класса.

Наиболее оптимальным решением для районной подстанции, питающей потребителей II категории, является схема с одной системой шин, секционированной выключателем (на стороне 35 кВ).

• Преимущества этой схемы для нашей подстанции:
  • Резервирование: При выходе из строя одного из двух трансформаторов, оставшийся трансформатор, подключенный к другой секции шин, может принять на себя всю нагрузку с допустимой перегрузкой.
  • Локализация повреждений: При коротком замыкании на одной секции шин или на одном присоединении, секционный выключатель позволяет отключить только поврежденную секцию, не затрагивая другую, что обеспечивает непрерывность питания основной части потребителей.
  • Гибкость в эксплуатации: Позволяет проводить ремонтные работы на одном трансформаторе или одной секции шин без полного отключения подстанции.
  • Экономичность: Относительно невысокая стоимость по сравнению со схемами с двумя системами шин.
  • Перспектива развития: Схема допускает относительно простое расширение, например, путем добавления еще одной линии или трансформатора к одной из секций.

Компоновка подстанции:

Для компоновки подстанции 35/6(10) кВ, учитывая требуемые габариты оборудования и необходимость обслуживания, целесообразно использовать открытое распределительное устройство (ОРУ) для стороны 35 кВ и закрытое распределительное устройство (ЗРУ) для стороны 6(10) кВ.

• ОРУ 35 кВ: Позволяет размещать крупногабаритное оборудование (трансформаторы, выключатели, разъединители) на открытом воздухе, соблюдая необходимые изоляционные расстояния. Это снижает затраты на строительство зданий и облегчает доступ для монтажных и ремонтных механизмов (кранов, автовышек).
• ЗРУ 6(10) кВ: Оборудование среднего напряжения (комплектные распределительные устройства КРУ 6(10) кВ) часто размещается в закрытых помещениях для защиты от атмосферных воздействий, повышения безопасности персонала и обеспечения стабильных условий эксплуатации.

Требования к компоновке оборудования и механизмам обслуживания

Проектирование компоновки оборудования на подстанции должно строго соответствовать требованиям ПУЭ и обеспечивать не только надежность работы, но и безопасность персонала, а также возможность эффективного проведения монтажных и ремонтных работ.

1. Габаритные и изоляционные расстояния: Все элементы подстанции (токоведущие части, изоляторы, оборудование, ограждения, здания) должны располагаться на строго регламентированных расстояниях друг от друга и от земли. Эти расстояния определяются напряжением установки, типом изоляции и конструктивными особенностями. Например, в ОРУ 35 кВ между фазами и от фазы до заземленных частей должны быть выдержаны минимальные расстояния, чтобы исключить пробой изоляции и короткие замыкания.
2. Проезды и рабочие площадки: Компоновка должна предусматривать достаточные проезды для транспорта и механизмов (кранов, автоподъемников) для доставки, монтажа и демонтажа крупногабаритного оборудования (трансформаторы, высоковольтные выключатели). Должны быть предусмотрены удобные рабочие площадки для обслуживания аппаратуры.
3. Ограждения и безопасность: Все токоведущие части, находящиеся под напряжением, должны быть ограждены или расположены на недоступной высоте. Должны быть предусмотрены постоянные ограждения (сетчатые заборы) по периметру подстанции и временные (съемные) ограждения для обозначения опасных зон во время ремонтных работ.
4. Размещение в условиях агрессивной среды: Если подстанция расположена в районе с агрессивной средой (например, вблизи химических производств, приморских зон), необходимо предусмотреть специальные меры:
   • Усиленная изоляция: Применение изоляторов с увеличенной длиной пути утечки (например, фарфоровых или полимерных изоляторов с развитой поверхностью) для предотвращения перекрытий из-за загрязнений.
   • Стойкие материалы или защитная покраска: Использование шин из коррозионно-стойких материалов или их покрытие специальными защитными красками.
   • Ориентация РУ: Размещение ОРУ с учетом господствующего ветра для минимизации осаждения агрессивных частиц.
   • Закрытое исполнение: В особо агрессивных средах предпочтительнее использовать закрытые распределительные устройства (ЗРУ) или КТП в защищенном исполнении.

Таким образом, выбор принципиальной схемы и детальная компоновка оборудования являются ключевыми элементами проекта, требующими всестороннего анализа и строгого соблюдения нормативных требований для обеспечения надежности и безопасности всей электроустановки. Разве может быть иначе, когда речь идет о безопасности и бесперебойности энергоснабжения?

Выбор проводов и проверка по условиям короны

Выбор электрических проводников является фундаментальной частью проектирования любой электрической сети. От правильности этого выбора зависит не только эффективность передачи электроэнергии, но и безопасность, надежность и экономичность всей системы. Процесс включает в себя не только определение достаточного сечения для прохождения тока, но и учет целого ряда физических явлений, таких как нагрев, электродинамические силы и коронный разряд.

Критерии выбора сечений электрических проводников

Выбор сечений электрических проводников (неизолированные и изолированные провода, кабели, шины) осуществляется на основании нескольких взаимосвязанных критериев, которые обеспечивают их надежную и экономичную работу:

1. По нагреву (длительно допустимому току): Это основной критерий. Сечение проводника должно быть таким, чтобы при протекании максимального длительного рабочего тока его температура не превышала предельно допустимых значений, регламентированных ПУЭ (Глава 1.3). Превышение этих значений приводит к ускоренному старению изоляции, снижению механической прочности и даже к повреждению. При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока.
   • Детализация: ПУЭ (Глава 1.3) устанавливает максимально допустимые длительные температуры нагрева для различных типов проводников и их изоляции. Например, для алюминиевых жил кабелей с бумажной пропитанной изоляцией допустимая длительная температура нагрева составляет +65°C, а для жил кабелей с поливинилхлоридной изоляцией — +70°C.
2. По экономической плотности тока (j_эк): Этот метод позволяет выбрать сечение проводника, при котором сумма годовых затрат, включающих амортизационные отчисления на проводники и потери энергии в них, является минимальной. Он применяется для линий, работающих длительное время с постоянной нагрузкой.
   • Детализация: Экономическая плотность тока j_эк (А/мм²) — это значение, при котором достигается наименьшая суммарная стоимость владения линией. Для различных материалов и режимов работы j_эк имеет табличные значения. Сечение S = I_расч / j_эк.
3. По условиям короны: Для линий напряжением 35 кВ и выше, особенно для гибких проводников, необходимо проверять на возникновение коронного разряда. Это явление связано с ионизацией воздуха вокруг проводника при высокой напряженности электрического поля.
4. По термической и электродинамической стойкости при токах КЗ: Проводники должны выдерживать кратковременные перегрузки при коротких замыканиях без недопустимого нагрева (термическая стойкость) и механических повреждений (электродинамическая стойкость).
5. По потерям и отклонениям напряжения: Сечение проводника должно быть достаточным, чтобы потери напряжения в линии не превышали допустимых значений, и потери мощности были приемлемыми.
6. По механической прочности: Проводники должны обладать достаточной механической прочностью для выдерживания нагрузок от собственного веса, ветра, гололеда и других внешних воздействий.
7. По защите от перегрузки: В некоторых случаях (например, для кабелей) сечение может быть выбрано с учетом возможности срабатывания устройств защиты от перегрузки.

Если сечение, определенное по этим условиям, оказывается меньше требуемого по другим критериям, то принимается наибольшее требуемое сечение.
При выборе сечений проводов для воздушных линий (ВЛ) рекомендуется принимать расчетную нагрузку на перспективу в 5 лет, считая от года ввода ВЛ в эксплуатацию, чтобы избежать преждевременной замены проводов. Для ВЛ 35 кВ, предназначенных для резервирования, применяются минимальные по длительно допустимому току сечения проводов, исходя из обеспечения питания потребителей в послеаварийных и ремонтных режимах.

Материалы и типы проводников для ВЛ 35 кВ и ошиновки

Выбор материала и типа проводников зависит от их назначения (ВЛ, шинопроводы), условий эксплуатации и требуемых электрических и механических характеристик.

Для воздушных линий 10 и 35 кВ:

• Используются в основном многопроволочные алюминиевые провода (марки А) и сталеалюминиевые провода (марки АС, АСУ, АСКС и др.).
  • Алюминиевые провода (А): Легкие, имеют хорошую электропроводность, относительно недорогие. Начинают применяться с сечения 16 мм² и выше.
  • Сталеалюминиевые провода (АС): Состоят из стального сердечника (обеспечивает высокую механическую прочность) и алюминиевой оболочки (обеспечивает электропроводность). Идеальны для длинных пролетов и районов с тяжелыми климатическими условиями (гололед, сильный ветер).
• Также могут использоваться стальные провода марки ПС для маломощных ответвлений или в качестве грозозащитных тросов.

Для ошиновки распределительных устройств и подстанций:

• Как правило, ошиновку следует выполнять из алюминиевых и сталеалюминиевых проводов, полос, труб и шин из профилей алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения.
  • Алюминиевые шины (полосы, трубы, профили): Предпочтительны из-за их более низкой стоимости, меньшего веса и достаточной электропроводности.
  • Медные шины: Обладают лучшей электропроводностью и механической прочностью. Применяются в случаях, когда требуется:
    • Компактность: В условиях ограниченного пространства, где алюминиевые шины не могут обеспечить требуемую токовую нагрузку.
    • Высокие токовые нагрузки: Для мощных присоединений.
    • Условия агрессивных сред: Где алюминий менее стоек к коррозии.
    • Изготовление контактных элементов: Для разъединителей, выключателей.

Принципы возникновения и опасности коронного разряда

Коронный разряд — это явление, возникающее в воздухе вокруг проводников высоковольтных линий электропередачи, когда напряженность электрического поля у поверхности проводника превышает определенное критическое значение (начальную напряженность короны). При этом происходит ионизация воздуха, сопровождающаяся свечением, шипением, выделением озона и потерей энергии.

Физика явления короны:
Электрическое поле между проводниками ВЛ вызывает ускорение свободных электронов в воздухе. Если напряженность поля достаточно высока, эти электроны приобретают энергию, достаточную для ионизации молекул воздуха при столкновениях. В результате образуются новые электроны и ионы, которые, в свою очередь, также ионизируют воздух, создавая лавинный процесс — коронный разряд.

Негативные последствия короны:

1. Потери энергии: Коронный разряд приводит к дополнительным потерям активной мощности в линии, снижая эффективность передачи электроэнергии.
2. Радиопомехи: Ионизация воздуха сопровождается электромагнитным излучением, которое создает радиопомехи, влияющие на работу систем связи, радио- и телевещания.
   • Нормативные требования: Допустимый уровень радиопомех от короны регламентируется соответствующими ГОСТами, такими как ГОСТ Р 50009-2000 "Совместимость технических средств электромагнитная. Радиопомехи индустриальные от ВЛ и распределительных устройств. Нормы и методы измерений", и не должен превышать установленных значений.
3. Разрушение изоляции: Длительное воздействие коронного разряда приводит к образованию озона и оксидов азота, которые химически агрессивны и могут разрушать изоляцию проводов и оборудования.
4. Свечение и шум: В ночное время или при плохих погодных условиях корона может быть видна как синеватое свечение, а также сопровождаться характерным шумом (шипением или потрескиванием), что может вызывать дискомфорт у населения.

Методика проверки проводников по условию короны

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников напряжением 35 кВ и выше. Основное условие для предотвращения возникновения общей короны формулируется следующим образом:

Наибольшая напряженность поля у поверхности любого из проводников, определенная при среднем эксплуатационном напряжении, должна быть не более 0,9 начальной напряженности электрического поля, соответствующей появлению общей короны.

Математически это условие выражается как:

E ≤ 0,9 ⋅ Eн

Где:

• E — максимальная напряженность электрического поля у поверхности провода (кВ/см).
• E_н — начальная напряженность электрического поля, при которой начинается общая корона (кВ/см).

Начальная напряженность поля E_н зависит от множества факторов:

1. Атмосферные условия:
   • Среднегодовые значения плотности и температуры воздуха: Чем выше плотность воздуха и ниже температура, тем выше E_н.
   • Высота расположения электроустановки над уровнем моря: С увеличением высоты плотность воздуха уменьшается, что снижает E_н.
   • Погодные условия: Дождь, снег, изморозь, гололед значительно снижают E_н, так как капли воды или кристаллы льда на поверхности провода создают острые неровности, где напряженность поля локально возрастает.
2. Параметры проводника:
   • Приведенный радиус проводника (r_пр): Чем больше радиус, тем ниже напряженность поля на его поверхности. Для расщепленных проводов (нескольких проводов в фазе) используется эквивалентный радиус, который значительно больше радиуса одиночного провода.
   • Коэффициент негладкости проводников (k_негл): Учитывает неровности поверхности проводника.
     • Для сухой, чистой поверхности k_негл составляет 0,83-0,9.
     • В условиях дождя, мокрого снега, изморози или гололеда k_негл может снижаться до 0,5-0,65, что существенно облегчает возникновение короны.

Формула для начальной напряженности поля E_н (при стандартных атмосферных условиях):

Eн = Eкр ⋅ δ ⋅ kнегл

Где:

• E_кр — критическая напряженность поля для сухого, гладкого проводника в стандартных условиях (обычно 21-23 кВ/см для воздуха).
• δ — относительная плотность воздуха, учитывающая температуру и давление (высоту над уровнем моря).
• k_негл — коэффициент негладкости.

Способы снижения напряженности электрического поля

Если расчетная напряженность поля E превышает допустимое значение (0,9 ⋅ E_н), необходимо принять меры для ее снижения:

1. Увеличение поверхности провода (увеличение радиуса одиночного провода): Это самый простой способ. Чем больше диаметр провода, тем меньше напряженность поля на его поверхности. Однако это приводит к увеличению веса провода и его стоимости.
2. Применение расщепленных проводов: Это наиболее эффективный способ для высоковольтных линий. Вместо одного провода в фазе используются два, три или более провода, расположенных на некотором расстоянии друг от друга (например, в вершинах равностороннего треугольника или квадрата).
   • Преимущества расщепленных проводов:
     • Значительное увеличение эквивалентного радиуса фазы, что приводит к существенному снижению напряженности электрического поля на поверхности каждого проводника и предотвращает корону.
     • Уменьшение потерь на корону.
     • Снижение индуктивности линии, что повышает ее пропускную способность.
     • Увеличение емкости линии.
     • Снижение уровня радиопомех.

Пример расчета и выбора сечения проводов с учетом короны

Рассмотрим пример выбора сечения проводов для воздушной линии 35 кВ, питающей нашу районную подстанцию.

Исходные данные:

• Длина линии L = 20 км.
• Передаваемая полная мощность S_Л = 10,76 МВА (полная нагрузка подстанции).
• Номинальное напряжение линии U_ном = 35 кВ.
• Напряжение в начале линии U₁ = 35 кВ.
• Средняя высота над уровнем моря h = 500 м.
• Среднегодовая температура воздуха t = +10°C.
• Коэффициент негладкости для сухой погоды k_{негл_сух} = 0,88.
• Коэффициент негладкости для плохой погоды (дождь/изморозь) k_{негл_плох} = 0,6.
• Тип провода: сталеалюминиевый АС.

Этапы расчета:

1. Выбор по нагреву (длительно допустимому току):
   • Расчетный ток линии: I_Л = S_Л / (√3 ⋅ U_ном) = 10,76 ⋅ 10³ кВА / (1,732 ⋅ 35 кВ) ≈ 177,6 А.
   • По таблицам длительно допустимых токов для сталеалюминиевых проводов, выбираем ближайшее стандартное сечение. Например, для провода АС-95 длительно допустимый ток составляет 265 А (с запасом). Принимаем АС-95.
2. Выбор по экономической плотности тока:
   • Принимаем экономическую плотность тока для ВЛ 35 кВ из алюминиевых проводов j_эк = 0,8 А/мм².
   • Экономическое сечение S_эк = I_Л / j_эк = 177,6 А / 0,8 А/мм² ≈ 222 мм².
   • Ближайшее стандартное сечение АС-240 (240 мм²).
   • По этому критерию получаем большее сечение, чем по нагреву. Принимаем АС-240.
3. Проверка по условию короны:
   Для АС-240:
   • Диаметр провода d = 21,6 мм, радиус r = 10,8 мм = 1,08 см.
   • Критическая напряженность поля E_кр ≈ 21 кВ/см (для стандартных условий).
   • Определение относительной плотности воздуха δ:
     Давление на высоте h = 500 м: P_h = P₀ ⋅ (1 — h/44300)&sup5;²⁵⁵. Приближенно, для h=500 м, P_h ≈ 720 мм рт. ст.
     P₀ = 760 мм рт. ст. (стандартное давление).
     Температура T = 273 + 10 = 283 К.
     δ = (P_h / P₀) ⋅ (273 / T) = (720 / 760) ⋅ (273 / 283) ≈ 0,947 ⋅ 0,965 ≈ 0,914.
   • Расчет начальной напряженности короны E_н:
     • Для сухой погоды:
       E_{н_сух} = E_кр ⋅ δ ⋅ k_{негл_сух} = 21 кВ/см ⋅ 0,914 ⋅ 0,88 ≈ 16,91 кВ/см.
       Допустимая напряженность: E_{доп_сух} = 0,9 ⋅ E_{н_сух} = 0,9 ⋅ 16,91 ≈ 15,22 кВ/см.
     • Для плохой погоды:
       E_{н_плох} = E_кр ⋅ δ ⋅ k_{негл_плох} = 21 кВ/см ⋅ 0,914 ⋅ 0,6 ≈ 11,52 кВ/см.
       Допустимая напряженность: E_{доп_плох} = 0,9 ⋅ E_{н_плох} = 0,9 ⋅ 11,52 ≈ 10,37 кВ/см.
   • Расчет фактической напряженности поля у поверхности провода E:
     Для одиночного провода: E = U_ф / (r ⋅ ln(D_ср / r)), где U_ф = U_ном/√3 = 35/1,732 ≈ 20,2 кВ. D_ср — среднее геометрическое расстояние между фазами (для ВЛ 35 кВ ≈ 2-3 м). Примем D_ср = 2,5 м = 250 см.
     E = 20,2 кВ / (1,08 см ⋅ ln(250 см / 1,08 см)) = 20,2 / (1,08 ⋅ ln(231,5)) = 20,2 / (1,08 ⋅ 5,44) ≈ 20,2 / 5,87 ≈ 3,44 кВ/см.
   • Сравнение:
     Фактическая напряженность E = 3,44 кВ/см.
     Допустимая напряженность в плохую погоду E_{доп_плох} = 10,37 кВ/см.

   Поскольку E (3,44 кВ/см) значительно меньше, чем E_{доп_плох} (10,37 кВ/см), провод АС-240 с запасом проходит по условию короны.
   Такой низкий результат для 35 кВ обусловлен тем, что корона становится серьезной проблемой на гораздо более высоких напряжениях (от 110 кВ и выше). Для 35 кВ достаточно большого радиуса провода, выбранного по экономической плотности тока, чтобы условие короны выполнялось с большим запасом.

   Окончательный выбор сечения проводов:

   Принимаем сечение провода АС-240 как наиболее экономически обоснованное и с запасом выполняющее все необходимые условия, включая проверку на корону.

   Таблица результатов выбора проводов:

   Критерий	Требуемое сечение (мм²)	Выбранное стандартное сечение (мм²)
   По нагреву (IЛ=177,6 А)	≈ 95 (для АС-95 Iдл=265 А)	АС-95
   По экономической плотности тока	≈ 222	АС-240
   По условию короны (для АС-240)	Проходит с запасом	АС-240
   Окончательный выбор		АС-240

   Таким образом, для воздушной линии 35 кВ, питающей районную подстанцию, выбирается сталеалюминиевый провод марки АС-240.

   Расчет токов короткого замыкания и выбор аппаратов по условиям КЗ

   Расчет токов короткого замыкания (КЗ) — это критически важный этап в проектировании любой электроустановки, особенно подстанции, где концентрируются значительные мощности. Ошибки в этих расчетах могут привести к неправильному выбору оборудования, неверным уставкам релейной защиты, что в конечном итоге ставит под угрозу безопасность персонала, целостность оборудования и надежность электроснабжения.

   Назначение и виды расчетов токов короткого замыкания

   Цели расчетов токов КЗ:

   1. Выбор и проверка электрооборудования:
      • Выключатели: Должны иметь отключающую способность, достаточную для разрыва тока КЗ.
      • Разъединители, выключатели нагрузки: Должны выдерживать ударный ток КЗ (электродинамическая стойкость) и термический импульс (термическая стойкость) в течение времени действия защиты.
      • Трансформаторы тока и напряжения: Аналогично проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.
      • Проводники (шины, кабели, провода): Проверяются на термическую стойкость (недопустимый нагрев) и электродинамическую стойкость (механические деформации).
   2. Выбор коммутационных аппаратов: Определение их номинальных токов, напряжений и отключающей способности.
   3. Расчет уставок релейной защиты: Защита должна быть настроена таким образом, чтобы надежно отключать поврежденный участок сети при минимальном времени, обеспечивая селективность и чувствительность.
   4. Проектирование заземляющих устройств: Токи замыкания на землю определяют потенциалы, возникающие в заземляющем устройстве, и влияют на безопасность.

   Виды КЗ:

   • Симметричные КЗ: Трехфазное короткое замыкание (3ФКЗ). Является наиболее тяжелым по значению тока, но встречается реже. Используется для выбора оборудования по электродинамической и термической стойкости.
   • Несимметричные КЗ:
     • Однофазное замыкание на землю (ОЗЗ).
     • Двухфазное замыкание (2ФКЗ).
     • Двухфазное замыкание на землю (2ФКЗЗ).

     Эти виды КЗ чаще встречаются в реальных сетях и используются для расчета уставок релейной защиты.

   Нормативные документы:

   • ГОСТ Р 52735-2007 "Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ": Регламентирует методы расчета токов симметричных и несимметричных КЗ в высоковольтных сетях (наш случай для 35 кВ и 6/10 кВ).
   • ГОСТ 28249-93 "Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ": Используется для расчетов в низковольтных цепях подстанции.

   Методика расчета токов КЗ в сетях свыше 1 кВ

   Расчет токов КЗ включает определение нескольких ключевых параметров:

   1. Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ (I″_к): Это действующее значение тока в первый момент КЗ до начала его затухания. Используется для выбора оборудования по термической и отключающей способности.
   2. Апериодическая составляющая тока КЗ (i_А): Появляется в цепи при внезапном КЗ и затухает с определенной постоянной времени. Она определяет ударный ток.
   3. Ударный ток КЗ (i_уд): Максимальное мгновенное значение тока КЗ, включающее периодическую и апериодическую составляющие. Используется для проверки оборудования на электродинамическую стойкость (механические усилия). i_уд = k_уд ⋅ I″_к, где k_уд — ударный коэффициент.
   4. Действующее значение периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени (I_к(t)): Используется для настройки релейной защиты.

   Упрощенные методы расчетов токов КЗ:
   Допускаются, если их погрешность не превышает 5-10%. Такие методы могут быть применены для предварительных расчетов, при определении уставок релейн��й защиты для радиальных сетей или для оценки токов КЗ в сетях низкого напряжения, где высокая точность не всегда критична. Например, метод абсолютных единиц или метод типовых сопротивлений.

   Факторы, учитываемые при расчетах:

   • Сопротивление электрической дуги в месте КЗ: При КЗ, особенно на стороне среднего или низкого напряжения, возникает электрическая дуга. Ее сопротивление может снижать расчетные токи КЗ на 5-15% в зависимости от напряжения и типа КЗ. Однако при расчетах токов КЗ в распределительных сетях 6-10 кВ упрощенно допускается не учитывать переходное сопротивление в месте КЗ, рассматривая все повреждения как металлические для получения максимально возможных (запасных) значений тока.
   • Изменение активного сопротивления проводников короткозамкнутой цепи вследствие их нагрева: При КЗ проводники быстро нагреваются, что увеличивает их активное сопротивление и может снизить ток КЗ. Этот фактор часто учитывается в более точных расчетах.
   • Влияние комплексной нагрузки (электродвигатели, преобразователи, термические установки, лампы накаливания): При КЗ электродвигатели и другие вращающиеся машины могут подпитывать ток КЗ, что увеличивает его значение. Этот фактор необходимо учитывать, если их номинальный ток превышает 1,0% начального значения периодической составляющей тока КЗ, рассчитанного без учета нагрузки.
     • Детализация: Ток, генерируемый асинхронными электродвигателями в режиме короткого замыкания, быстро затухает (обычно в течение 0,1-0,2 секунды) из-за быстрого спада остаточного магнитного потока в роторе. При времени действия защиты более 0,3 с подпитка от асинхронных электродвигателей, как правило, не учитывается, так как их вклад становится незначительным.
     • Следует учитывать влияние каждой комплексной нагрузки, если ток в месте КЗ от этой нагрузки составляет не менее 5% тока в месте КЗ, определенного без учета нагрузки.

   В электроустановках с автономными источниками электроэнергии (например, дизель-генераторы, собственные электростанции) необходимо учитывать значения параметров всех элементов автономной электрической системы.

   Схемы замещения для расчета токов КЗ

   Для расчета токов КЗ по известной первичной схеме необходимо составить схемы замещения прямой последовательности. В этих схемах:

   • Источники питания (генераторы, эквиваленты энергосистемы) замещаются источниками ЭДС за комплексными сопротивлениями (индуктивными и активными). ЭДС обычно принимается равной номинальному фазному напряжению.
   • Пассивные элементы (линии, трансформаторы, реакторы) замещаются своими комплексными сопротивлениями (R + jX).

   Для несимметричных КЗ используются также схемы замещения обратной и нулевой последовательностей. Однако для трехфазного КЗ достаточно схемы прямой последовательности.

   Пример построения схемы замещения для подстанции:

   • Энергосистема (ЭС): Замещается эквивалентным сопротивлением Z_ЭС = R_ЭС + jX_ЭС. Обычно R_ЭС пренебрегают, и X_ЭС = U²_ном / S_{к3_ЭС}, где S_{к3_ЭС} — мощность КЗ на шинах питающей энергосистемы.
   • Линия электропередачи 35 кВ (ВЛ): Замещается сопротивлением Z_ВЛ = R_ВЛ + jX_ВЛ.
     • R_ВЛ = r_уд ⋅ L, где r_уд — удельное активное сопротивление провода на 1 км, L — длина линии.
     • X_ВЛ = x_уд ⋅ L, где x_уд — удельное индуктивное сопротивление провода на 1 км.
   • Силовой трансформатор (Т): Замещается сопротивлением Z_Т = R_Т + jX_Т.
     • X_Т = U_к% ⋅ U²_ном / (100 ⋅ S_номТ), где U_к% — напряжение короткого замыкания трансформатора в процентах, S_номТ — номинальная мощность трансформатора.
     • R_Т = P_кз ⋅ U²_ном / (S²_номТ), где P_кз — потери короткого замыкания трансформатора.

   Пример расчета токов КЗ для шин 35 кВ и 6(10) кВ подстанции

   Рассчитаем токи трехфазного КЗ на шинах 35 кВ и 6(10) кВ нашей районной понизительной подстанции.

   Исходные данные:

   • Напряжение питающей энергосистемы U_ЭС = 110 кВ.
   • Мощность КЗ на шинах 110 кВ питающей энергосистемы S_{кз_ЭС} = 1500 МВА.
   • Питающая линия 110 кВ: Z_ВЛ110 = 0 + j15 Ом (упрощенно только индуктивное сопротивление).
   • Трансформатор на питающей подстанции: Т_пп 110/35 кВ, S_номТпп = 40 МВА, U_кТпп = 10,5%.
   • Линия 35 кВ до нашей районной подстанции: L = 20 км, провод АС-240.
     • Для АС-240: r_уд = 0,121 Ом/км, x_уд = 0,39 Ом/км (примем для 35 кВ).
   • Наши трансформаторы на районной подстанции: 2 шт. ТРДН-10000/35, 35/6 кВ, S_номТ = 10 МВА каждый, U_кТ = 7,5%.
     • Потери КЗ для ТРДН-10000/35: P_кз ≈ 60 кВт.
   • Шины 6 кВ: Z_шин = 0 (пренебрегаем сопротивлением шин).

   Примем базисное напряжение U_баз = 35 кВ.
   Базисная мощность S_баз = 100 МВА.

   1. Расчет сопротивлений элементов в относительных единицах (о.е.) для U_баз = 35 кВ, S_баз = 100 МВА:

   • Сопротивление энергосистемы, приведенное к 35 кВ:
     X_ЭС(35) = U²_баз / S_{кз_ЭС} = (35 кВ)² / 1500 МВА = 1225 / 1500 = 0,8167 Ом.
     X_ЭС.о.е. = X_ЭС(35) / Z_баз(35), где Z_баз(35) = U²_баз / S_баз = (35 кВ)² / 100 МВА = 12,25 Ом.
     X_ЭС.о.е. = 0,8167 / 12,25 = 0,0667 о.е.
     (Для простоты расчетов, пренебрежем сопротивлением питающей линии 110 кВ и трансформатора на питающей подстанции, считая, что X_ЭС.о.е. уже включает их вклад на шинах 35 кВ питающей подстанции. В реальном проекте необходимо их учесть.)
   • Сопротивление линии 35 кВ:
     R_ВЛ35 = r_уд ⋅ L = 0,121 Ом/км ⋅ 20 км = 2,42 Ом.
     X_ВЛ35 = x_уд ⋅ L = 0,39 Ом/км ⋅ 20 км = 7,8 Ом.
     Z_ВЛ35 = R_ВЛ35 + jX_ВЛ35 = 2,42 + j7,8 Ом.
     Z_{ВЛ35.о.е.} = Z_ВЛ35 / Z_баз(35) = (2,42 + j7,8) / 12,25 = 0,1976 + j0,6367 о.е.
   • Сопротивление каждого трансформатора ТРДН-10000/35:
     X_Т.о.е. = U_кТ% / 100 ⋅ (S_баз / S_номТ) = 7,5 / 100 ⋅ (100 МВА / 10 МВА) = 0,075 ⋅ 10 = 0,75 о.е.
     R_Т.о.е. = (P_кз / S_номТ) ⋅ (S_баз / S_номТ) = (60 кВт / 10000 кВА) ⋅ (100 МВА / 10 МВА) = 0,006 ⋅ 10 = 0,06 о.е.
     Z_Т.о.е. = 0,06 + j0,75 о.е.

   2. Расчет трехфазного КЗ на шинах 35 кВ районной подстанции (точка К1):

   Схема замещения для К1: Энергосистема + Линия 35 кВ.
   Z_к1.о.е. = X_ЭС.о.е. + Z_{ВЛ35.о.е.} = 0,0667 + 0,1976 + j0,6367 = 0,2643 + j0,6367 о.е.
   Модуль Z_к1.о.е. = √(0,2643² + 0,6367²) = √(0,0698 + 0,4054) = √(0,4752) ≈ 0,689 о.е.

   • Начальный ток КЗ (I″_к1):
     I″_к1.о.е. = 1 / Z_к1.о.е. = 1 / 0,689 ≈ 1,451 о.е.
     I″_к1 = I″_к1.о.е. ⋅ I_баз(35), где I_баз(35) = S_баз / (√3 ⋅ U_баз) = 100 ⋅ 10³ кВА / (1,732 ⋅ 35 кВ) ≈ 1649 А.
     I″_к1 = 1,451 ⋅ 1649 А ≈ 2393 А.
   • Ударный ток КЗ (i_уд1):
     Коэффициент ударного тока k_уд для точки КЗ, удаленной от генераторов (на шинах подстанции), можно принять равным 1,8.
     i_уд1 = k_уд ⋅ I″_к1 = 1,8 ⋅ 2393 А ≈ 4307 А.

   3. Расчет трехфазного КЗ на шинах 6 кВ районной подстанции (точка К2):

   Схема замещения для К2: Энергосистема + Линия 35 кВ + Параллельно включенные трансформаторы 1Т и 2Т.
   Суммарное сопротивление двух параллельных трансформаторов: Z_ТΣ.о.е. = Z_Т.о.е. / 2 = (0,06 + j0,75) / 2 = 0,03 + j0,375 о.е.
   Полное сопротивление до точки К2:
   Z_к2.о.е. = X_ЭС.о.е. + Z_{ВЛ35.о.е.} + Z_ТΣ.о.е. = 0,0667 + 0,1976 + j0,6367 + 0,03 + j0,375
   Z_к2.о.е. = (0,0667 + 0,1976 + 0,03) + j(0,6367 + 0,375) = 0,2943 + j1,0117 о.е.
   Модуль Z_к2.о.е. = √(0,2943² + 1,0117²) = √(0,0866 + 1,0236) = √(1,1102) ≈ 1,053 о.е.

   • Начальный ток КЗ (I″_к2):
     I″_к2.о.е. = 1 / Z_к2.о.е. = 1 / 1,053 ≈ 0,95 о.е.
     Теперь необходимо пересчитать I″_к2 к базисному току на напряжении 6 кВ.
     I_баз(6) = S_баз / (√3 ⋅ U_баз(6)) = 100 ⋅ 10³ кВА / (1,732 ⋅ 6 кВ) ≈ 9623 А.
     I″_к2 = I″_к2.о.е. ⋅ I_баз(6) = 0,95 ⋅ 9623 А ≈ 9142 А.
   • Ударный ток КЗ (i_уд2):
     i_уд2 = k_уд ⋅ I″_к2 = 1,8 ⋅ 9142 А ≈ 16456 А.

   Таблица результатов расчета токов КЗ:

   Точка КЗ	Напряжение (кВ)	I″к (А)	iуд (А)
   Шины 35 кВ (К1)	35	2393	4307
   Шины 6 кВ (К2)	6	9142	16456

   Обоснование принятых упрощений:

   • Пренебрежение активными сопротивлениями линии и трансформатора питающей подстанции при расчете X_ЭС.о.е. — это стандартное допущение для удаленных КЗ в высоковольтных сетях, где индуктивное сопротивление доминирует.
   • Принятие K_уд = 1,8 — является типовым значением для точек КЗ, удаленных от мощных генераторов, как в нашем случае.
   • Пренебрежение сопротивлением электрической дуги и влиянием комплексной нагрузки — это допущение, которое приводит к несколько завышенным, но безопасным (в плане выбора оборудования) значениям токов КЗ. Для более точных расчетов, особенно при определении уставок релейной защиты, эти факторы могут быть учтены.

   Полученные значения токов КЗ являются исходными данными для выбора выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, а также для проверки шин и проводов на термическую и электродинамическую стойкость. Например, выключатели на стороне 6 кВ должны иметь отключающую способность не менее 9,142 кА, а их номинальный ударный ток должен быть не ниже 16,456 кА.

   Выбор основного электрооборудования подстанции

   Выбор основного электрооборудования подстанции — это ключевой этап, который напрямую влияет на надежность, безопасность и экономичность ее работы. Каждый элемент, от ошиновки до коммутационных аппаратов и систем защиты, должен быть тщательно подобран с учетом всех возможных режимов работы, включая нормальные и аварийные. Этот процесс строго регламентируется нормативно-технической документацией, прежде всего Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).

   Общие требования к выбору оборудования

   ПУЭ, в частности Глава 1.4 "Выбор электрооборудования. Распределительные устройства и подстанции" и Глава 4.2 "Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ", устанавливают комплексные требования к выбору и установке электрооборудования. Эти требования направлены на обеспечение:

   1. Безопасности персонала: Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения и несущие конструкции должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или иные сопутствующие явления не могли причинить вред обслуживающему персоналу.
      • Детализация: Для обеспечения безопасности устанавливаются минимальные габаритные и изоляционные расстояния от токоведущих частей до земли, до других частей электроустановки, а также до элементов зданий и сооружений. Применяются защитные ограждения, блокировки (например, механические или электромагнитные, предотвращающие включение разъединителя под нагрузкой) и сигнализация.
   2. Предотвращения повреждений оборудования: Выбор оборудования должен исключать его повреждение и возникновение короткого замыкания (КЗ) в нормальных условиях работы.
   3. Локализации повреждений: При нарушении нормальных условий работы (например, КЗ) должна быть обеспечена необходимая локализация повреждений. Это означает, что оборудование должно выдерживать токи КЗ и не создавать дополнительных повреждений, а также способствовать быстрому отключению поврежденного участка.
      • Соответствие условиям КЗ: Аппараты, проводники и изоляторы должны быть проверены по условиям КЗ на:
        • Термическую стойкость: Способность выдерживать нагрев от тока КЗ в течение времени действия защиты без повреждения изоляции.
        • Электродинамическую стойкость: Способность выдерживать механические усилия, возникающие при прохождении ударного тока КЗ, без деформации или разрушения.
        • Отключающую способность: Для выключателей — способность надежно отключить ток КЗ.

   Выбор ошиновки распределительных устройств

   Ошиновка — это совокупность токоведущих частей (шин), соединяющих основное оборудование распределительного устройства. Ее правильный выбор критичен для передачи электроэнергии и обеспечения термической и электродинамической стойкости.

   Критерии выбора:

   1. Материал:
      • Алюминиевые и сталеалюминиевые провода, полосы, трубы и шины из профилей алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения: Являются наиболее распространенными. Алюминий обладает хорошей электропроводностью, малым весом и относительно низкой стоимостью.
      • Медные шины: Обладают лучшей электропроводностью и механической прочностью. Их применение обосновано в случаях:
        • Когда требуется компактность и высокие токовые нагрузки при ограниченном пространстве.
        • Для ответственных контактных соединений (например, в разъединителях, выключателях), где необходима высокая надежность контакта.
        • В условиях агрессивных сред, где алюминий менее стоек к коррозии.
        • Изготовление контактных элементов: Для разъединителей, выключателей.
   2. Конструкция: Ошиновка может быть выполнена в виде:
      • Гибких проводов (для ОРУ, больших пролетов).
      • Жестких шин (плоские полосы, трубы, профили) — для компактных РУ, КРУ.
   3. Проверка по условиям КЗ:
      • Термическая стойкость: Шины должны выдерживать нагрев от тока КЗ в течение времени срабатывания защиты без достижения критических температур.
      • Электродинамическая стойкость: Шины и их крепления должны выдерживать механические силы, возникающие при прохождении ударного тока КЗ, без необратимых деформаций или разрушений. Эти силы пропорциональны квадрату тока и обратно пропорциональны расстоянию между фазами.

   Выбор разъединителей и их конструктивные особенности

   Разъединители — это наиболее распространенные аппараты высокого напряжения, предназначенные для включения и отключения обесточенных участков электрической сети, а также для создания видимого разрыва электрической цепи и заземления отключенных участков.

   Критерии выбора:

   1. Номинальный ток (I_ном): Должен быть равен или больше максимального длительного рабочего тока цепи.
   2. Номинальное напряжение (U_ном): Должно быть равно или больше номинального напряжения сети.
   3. Род установки: Для внутренней (в ЗРУ, КРУ) или наружной (в ОРУ) установки.
   4. Конструктивное выполнение: Зависит от схемы РУ, климатических условий.
   5. Электродинамическая и термическая стойкость: Должны выдерживать токи КЗ в течение времени действия защиты.

   Конструктивные особенности для 35 кВ:

   • Для напряжения 35 кВ разъединители обычно применяются для наружной установки из-за больших размеров и межполюсных расстояний, что затрудняет их установку в комплектные распределительные устройства (КРУ) внутренней установки.
   • Полюс разъединителя обычно выполняется в виде двухколонкового аппарата с разворотом главных ножей в горизонтальной плоскости. Он состоит из:
     • Основания: Металлическая рама, на которой крепятся все элементы.
     • Опорных изоляторов: Поддерживают токоведущие части и обеспечивают необходимую изоляцию от земли.
     • Токоведущей системы контактов: Включает главные ножи и неподвижные контакты. Контактные ножи часто изготавливаются из медных шин с закрепленными ламелями из бронзового сплава для обеспечения надежного контакта и предотвращения окисления.
     • Заземляющего устройства (ножи заземления): Предназначены для заземления отключенных участков цепи для безопасности персонала.
   • Управление: Главными ножами разъединителей и заземлителями осуществляется как электродвигательными (например, привод типа ПД-14), так и ручными приводами (например, ПРГ-5). Приводы часто комплектуются устройством электромагнитной блокировки, предотвращающей ошибочные операции (например, включение заземлителей при включенных главных ножах или отключение главных ножей под нагрузкой).

   Выбор выключателей и измерительных трансформаторов

   Выключатели: Являются основными коммутационными аппаратами, предназначенными для включения и отключения электрических цепей в нормальных режимах, а также для автоматического отключения токов КЗ и перегрузок.

   Критерии выбора выключателей:

   1. Номинальное напряжение (U_ном): Соответствие напряжению сети.
   2. Номинальный ток (I_ном): Должен быть равен или больше максимального длительного рабочего тока.
   3. Отключающая способность (I_откл): Критически важный параметр. Выключатель должен быть способен надежно отключить максимальный ток КЗ в точке его установки. I_откл ≥ I″_к.
   4. Коммутационный ресурс: Число допустимых операций включения/отключения при номинальных и предельных токах.
   5. Тип выключателя: Масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные. Для 35 кВ в современных проектах чаще применяются элегазовые или вакуумные выключатели из-за их компактности, высокой надежности, пожаробезопасности и малого объема обслуживания.

   Измерительные трансформаторы: Предназначены для преобразования высоких токов и напряжений в стандартные значения, безопасные для измерительных приборов, счетчиков и релейной защиты.

   Выбор трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН):

   1. Коэффициенты трансформации (K_ТТ, K_ТН): Определяются исходя из максимальных токов и напряжений сети, а также номинальных значений вторичных обмоток измерительных приборов и релейной защиты.
      • K_ТТ = I_{перв_ном} / I_{втор_ном}.
      • K_ТН = U_{перв_ном} / U_{втор_ном}.
   2. Классы точности: Определяются назначением обмоток.
      • Для измерительных обмоток (для счетчиков электроэнергии): Высокий класс точности (0,2S, 0,5S) для коммерческого учета.
      • Для обмоток релейной защиты: Класс точности 5P, 10P или PR для обеспечения надежной работы защиты при КЗ.
   3. Термическая и электродинамическая стойкость: Обмотки ТТ должны выдерживать токи КЗ.
   4. Номинальная мощность вторичных обмоток: Должна быть достаточной для питания подключенных к ней измерительных приборов, счетчиков и релейной защиты.

   Защита от перенапряжений и заземляющие устройства

   Защита от перенапряжений: Обеспечивает защиту оборудования подстанции от атмосферных (грозовых) и коммутационных перенапряжений.

   Принципы выбора ограничителей перенапряжений (ОПН) и разрядников:

   1. Ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН): Современные устройства, пришедшие на смену вентильным разрядникам. Обладают нелинейной вольт-амперной характеристикой: при нормальном напряжении имеют очень высокое сопротивление, при превышении напряжения — резко снижают его, отводя импульс перенапряжения в землю.
      • Выбор: По номинальному напряжению сети, классу напряжения, энергетической способности (способности поглощать энергию перенапряжения). Устанавливаются на вводе линий, на шинах ОРУ и непосредственно у трансформаторов.
   2. Разрядники: Традиционные устройства, которые при превышении напряжения пробиваются, создавая путь для разрядного тока в землю, а затем гасят дугу. Менее эффективны, чем ОПН.

   Заземляющие устройства: Предназначены для обеспечения безопасности персонала (защита от поражения электрическим током при повреждении изоляции) и нормальной работы электроустановок (отвод токов замыкания на землю, выравнивание потенциалов).

   Расчет и проектирование заземляющих устройств:

   1. Соответствие ПУЭ (Глава 1.7 "Заземление и защитные меры электробезопасности"): Все расчеты и конструктивные решения должны строго соответствовать требованиям ПУЭ.
   2. Расчет сопротивления заземляющего устройства: Должно быть не более допустимого значения (например, 4 Ом для электроустановок свыше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью).
   3. Расчет токов замыкания на землю: Определяют максимальный ток, который протекает через заземляющее устройство.
   4. Расчет напряжений прикосновения и шага: Эти напряжения должны быть в пределах допустимых значений для обеспечения безопасности человека.
   5. Конструкция заземляющего устройства: Может быть выполнено в виде вертикальных электродов (стержней) и горизонтальных электродов (полосовая сталь, круглая сталь), объединенных в общую сетку. Размеры, глубина заложения и количество электродов определяются расчетом, исходя из удельного сопротивления грунта.

   Тщательный и обоснованный выбор каждого элемента оборудования с учетом всех эксплуатационных и аварийных режимов является залогом успешного проектирования надежной и безопасной районной понизительной подстанции. Каким образом инженеры могут игнорировать эти фундаментальные принципы?

   Выводы и рекомендации

   Разработка комплексной инженерной методологии проектирования районных понизительных подстанций 35/6 (или 35/10) кВ, представленная в данной работе, охватывает все ключевые этапы — от определения электрических нагрузок до выбора основного оборудования и анализа аварийных режимов. Каждый раздел был детально раскрыт с учетом актуальных нормативно-технических документов (ПУЭ, ГОСТы) и лучших инженерных практик.

   Основные выводы:

   1. Фундаментальное значение анализа нагрузок: Точный расчет электрических нагрузок с применением разнообразных методов (удельного расхода, коэффициента спроса, упорядоченных диаграмм) и корректирующих коэффициентов (заполнения графика, одновременности) является отправной точкой и определяет все последующие проектные решения. Пример расчета суммарной расчетной нагрузки на шинах подстанции (10,76 МВА) продемонстрировал важность учета разнородности потребителей.
   2. Системный подход к выбору трансформаторов: Выбор числа и мощности трансформаторов — это не просто арифметический расчет, а многофакторный анализ, учитывающий категорию надежности потребителей, перспективный рост нагрузок, допустимую перегрузочную способность (систематическую и аварийную). Выбор двух трансформаторов по 10 МВА для нашей подстанции, питающей потребителей II категории, обеспечил необходимый запас надежности и допустимую перегрузку 7,6% в аварийном режиме, что соответствует требованиям ПТЭЭП.
   3. Критичность выбора принципиальной схемы и компоновки: Принципиальная электрическая схема с одной секционированной системой шин на стороне 35 кВ была обоснована как оптимальное решение для подстанции II категории надежности, обеспечивающее баланс между надежностью, гибкостью и стоимостью. Требования ПУЭ к габаритным расстояниям, безопасности персонала и возможностям обслуживания легли в основу компоновочных решений (ОРУ 35 кВ, ЗРУ 6(10) кВ).
   4. Комплексный подход к выбору проводников: Сечение проводов и шин определяется не только по нагреву, но и по экономической плотности тока, механической прочности, а для напряжений 35 кВ и выше — по условию короны. Детальная проверка на корону для провода АС-240 показала большой запас по этому критерию для напряжения 35 кВ, подтверждая целесообразность использования более крупных сечений, выбранных по экономическим соображениям.
   5. Первостепенное значение расчетов КЗ: Расчет токов короткого замыкания (2393 А на шинах 35 кВ и 9142 А на шинах 6 кВ) является определяющим для выбора и проверки всего электрооборудования по термической и электродинамической стойкости, а также для настройки релейной защиты. Учет таких факторов, как сопротивление дуги и вклад комплексных нагрузок, повышает точность и надежность проекта.
   6. Строгость при выборе аппаратуры: Каждый элемент оборудования — от ошиновки до разъединителей, выключателей и измерительных трансформаторов — должен выбираться с учетом номинальных параметров, условий эксплуатации, а главное, способности выдерживать аварийные режимы. Применение ОПН и грамотное проектирование заземляющих устройств обеспечивают защиту от перенапряжений и электробезопасность.

   Разработанная методология является исчерпывающим руководством для студентов и молодых инженеров, позволяя им системно подходить к проектированию, обосновывать каждое решение ссылками на действующие стандарты и выполнять необходимые инженерные расчеты.

   Дальнейшие направления исследований и рекомендации:

   1. Включение динамического моделирования нагрузок: Для более точного прогнозирования нагрузок и оптимизации режимов работы подстанции целесообразно использовать инструменты динамического моделирования, учитывающие стохастический характер потребления и влияние возобновляемых источников энергии.
   2. Оптимизация проектных решений с учетом жизненного цикла оборудования (LCC): Расширение технико-экономических расчетов с учетом полной стоимости жизненного цикла оборудования, включая эксплуатационные расходы, затраты на обслуживание и утилизацию, позволит принимать более обоснованные инвестиционные решения.
   3. Применение новых технологий: Исследование возможностей внедрения цифровых подстанций (ЦПС) с использованием стандарта МЭК 61850, интеллектуальных систем управления и диагностики оборудования для повышения надежности, управляемости и снижения эксплуатационных затрат.
   4. Учет специфических условий эксплуатации: Дальнейшее детализированное рассмотрение проектирования подстанций в условиях Крайнего Севера, сейсмоопасных районах или в условиях сильных ветровых нагрузок, где требуется применение особых конструктивных решений и материалов.
   5. Разработка интерактивного инструментария: Создание программного обеспечения или расчетных шаблонов, которые автоматизируют рутинные расчеты и помогают студентам быстрее освоить методологию проектирования.

   Представленная методология закладывает прочный фундамент для глубокого понимания процесса проектирования районных понизительных подстанций и послужит ценным ресурсом для подготовки будущих специалистов электроэнергетической отрасли.

   Список использованной литературы

   1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Раздел 1. Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, экономической плотности тока и по условиям короны (Издание шестое).
   2. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Глава 4.2. Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ.
   3. Конюхова, Е. А. Электроснабжение объектов. Москва: Мастерство, 2001.
   4. Рожкова, Л. Д., Козулин, В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Москва: Энергоатомиздат, 1987.
   5. Ульянов, С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. Москва: Энергия, 1972.
   6. Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю. Г. Барыбина, Л. Е. Федорова, М. Г. Зименкова, А. Г. Смирнова. Москва: Энергоатомиздат, 1990.
   7. Неклепаев, Б. Н. Электрические станции. Москва: Энергия, 1976.
   8. Электрическая часть электростанций и подстанций : справочные материалы / под ред. Б. Н. Неклепаева. Москва: Энергия, 1978.
   9. Мельников, Н. А. Электрические сети и системы : учебное пособие для вузов. Москва: Энергия, 1975.
   10. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / под ред. И. А. Баумштейна и М. В. Хомякова. Москва: Энергоиздат, 1981.
   11. Вакуумная коммутационная аппаратура. Саратов: ФГУП «НПП Контакт», 2005.
   12. Высоковольтное оборудование. Карпинск: Карпинский электромашиностроительный завод, 2005.
   13. Вакуумные выключатели ВВ/ТЕL, ОПН/TEL. Москва: Таврида Электрик, 2005.
   14. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / под ред. Б. Н. Неклепаева. Москва: НЦ ЭНАС, 2001.
   15. ГОСТ 28249-93. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.
   16. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.
   17. Расчет числа и мощности трансформаторов трансформаторных подстанций, количество трансформаторов, выбор мощности ТП. URL: https://online-electric.ru/base-knowledge/raschet-chisla-i-moshhnosti-transformatorov/.
   18. Значения допустимых перегрузок сухих трансформаторов, нормы. URL: https://www.enetra.ru/normy-i-pravila/dopuskaemye-peregruzki-suhikh-transformatorov/.
   19. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. URL: https://energy.sfu-kras.ru/node/1500.
   20. Методические указания расчет токов коротких замыканий и. URL: http://www.mechanotronica.ru/assets/files/metodichki/toki_kz.pdf.
   21. Выбор числа и мощности трансформаторов: принципы и правила. URL: https://venergetike.ru/vybor-chisla-i-moshhnosti-transformatorov.html.
   22. Методы расчета электрических нагрузок. URL: https://kursk.sstu.ru/files/Metodichki/Metody_rascheta_elektricheskih_nagruzok_Zavyalov.pdf.
   23. Расчетные электрические нагрузки подстанций. URL: https://www.e-t-i.ru/article/raschetnye-elektricheskie-nagruzki-podstanciy.html.
   24. Перегрузочная способность силовых масляных трансформаторов мощностью 16 … 2500 кВА. URL: https://www.enetra.ru/stati/peregruzochnaya-sposobnost-silovykh-maslyanykh-transformatorov/.
   25. Допустимая перегрузка сухих трансформаторов. URL: https://energo-trans.ru/dopuskaemaya-peregruzka-suhih-transformatorov/.
   26. Перегрузка силовых трансформаторов (длительная допустимая и кратковременная аварийная). URL: https://elensis.ru/poleznye-materialy/peregruzka-silovykh-transformatorov.html.
   27. К ВОПРОСУ ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/k-voprosu-ob-opredelenii-elektricheskih-nagruzok-transformatornyh-podstantsiy.
   28. Расчет электрических нагрузок. URL: https://www.e-electric.ru/content/view/28/.
   29. Корона на проводах линии электропередачи. URL: https://www.elecab.ru/article/korona-na-provodah-linii-elektroperedachi.html.

   С этим материалом также изучают

   ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ДЛЯ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ ПОСТОЯННОГО ТОКА

   ... 2.2 Расчет токов в цепях схемы 11 2.3 Расчет мощностей трансформатора 12 2.4 Расчет продолжительности коммутации тока 13 3 Выбор трансформатора Выдержка из текста Основными элементами тяговых подстанций постоянного тока электриче ...

   Расчет силового трансформатора ТДТНЖФ-40000/63000/110 У1 с форсированной системой охлаждения для тяговых подстанций переменного тока

   ... стоимость которого будут мало чем отличаться от трансформатора установленного на подстанции, при мощности увеличенной в полтора раза. Для трансформаторов с достаточно большим остаточным ресурсом наименее затратным ...

   Проектирование отпаечной тяговой подстанции постоянного тока с питающим напряжением 220 кВ

   ... (ОПН) 335.5 Выбор КРУ - 10 кВ 345.6 Выбор измерительных трансформаторов тока 365.7 Выбор трансформаторов напряжения 405.8 Выбор вида оперативного тока 435.9 Проектирование системы собственных нужд подстанции 446. МОЛНИЕЗАЩИТА И ...

   Выбор режима работы транзистора по переменному току и расчет параметров усилительного каскада в этом режиме

   ... Они служат для усиления электрических сигналов по напряжению, току или мощности. В реальных ... Выбор режима работы транзистора по постоянному току и расчет номиналов элементов усилителя 3. Выбор режима работы транзистора по переменному току и расчет ...

   Инженерно-технический расчет годового отпуска теплоты от ТЭЦ: от построения графика нагрузки до выбора оборудования и оценки экономичности

   Полный инженерно-технический расчет тепловых нагрузок ТЭЦ. Методика определения Q-годовой, построение графика, выбор турбин (Т, ПТ) и оценка экономичности.

   Как спроектировать привод с редуктором для курсовой работы — пошаговый пример с расчетами

   Подробное руководство по курсовому проектированию привода с редуктором, охватывающее все этапы от выбора типа редуктора и кинематического расчета до подбора подшипников, материалов и оформления по ГОСТ. Изучите методику расчета зубчатых передач, валов и получите уверенность в своем проекте.

   Методика выполнения курсовой работы по расчету магистрального трубопровода при капитальном ремонте

   Разбираем все этапы курсовой работы по ремонту трубопровода. Внутри: пошаговые методики расчета балластировки, тягового усилия и подбора трубоукладчиков.

   РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ТИПА ЭЛЕКТРОДВИГОТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА ПЕРЕМЕНОГО ТОКА ДЛЯ ПРИВОДА РАБОЧЕГО МЕХАНИЗМА

   ... Расчет проводов……………………………………………………………...10 3. Выбор аппаратов управления и защиты……………………………………11 4. Расчет мощности компенсирующего устройства………………………….14 5. Выбор ... или т.п.). Список использованной литературы 1. Электротехника: Учебник для ...

   Разработка Методологии Адаптации Отраслевых ИТ-Решений 1С для Автоматизации Учета Путевых Листов и Расчета Заработной Платы в АТП (на примере 1С:Управление Автотранспортом)

   Комплексная методология адаптации 1С:УАТ для автоматизации учета путевых листов (ЭПЛ), ГСМ и расчета сдельной зарплаты в АТП. Экономическое обоснование и ROI проекта.

   Как рассчитать ректификационную колонну для курсовой работы подробный пример с расчетами

   Детальный разбор всех этапов расчета ректификационной колонны для курсовой работы. Внутри вы найдете пошаговый пример, включая материальный баланс, определение числа тарелок, гидравлический расчет и подбор вспомогательного оборудования.