Проект модернизации подстанции 110/6 кВ "Фильтровальная" ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания"

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра энергетики и технологии металлов

ДИПЛОМНЫЙПРОЕКТ

Проект модернизации подстанции 110/6 кВ «Фильтровальная» ОАО «Екатеринбургская электросетивая компания»

Расчетно - пояснительная записка

Студент группы: Киселев И.А./

Руководитель: доцент Данилов А.А. /

Курган 2013

Содержание задания на дипломный проект: проект состоит из расчетно-пояснительной записки объемом 100-120 стр., графической части 8-9 листов формата А1.

Расчетно-пояснительная записка:

1 Общая часть;

2 Обработка графиков нагрузки и их анализ;

3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов;

4 Выбор главной схемы электрических соединений подстанции;

5 Расчет токов короткого замыкания;

6 Выбор основного электрооборудования;

7 Выбор релейной защиты силового трансформатора;

8 Безопасность и экологичность проекта;

9 Организационно-экономическая часть проекта;

10 Спецвопрос.

Графическая часть:

1 Главная схема электрических соединений подстанции после модернизации (1 лист);

2 План подстанции (1 лист);

3 Разрезы подстанции и компановка ЗРУ (1 лист);

4 Схема релейной защиты силового трансформатора (1 лист);

5 Молниезащита и заземление подстанции (1 лист);

6 Освещение подстанции (1 лист);

7 Технико-экономические показатели проекта (1 лист);

8 Спецвопрос (1 лист).

Руководитель проекта (работы) Данилов А.А

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА

1.2 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

2. ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК И ИХ АНАЛИЗ

3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

4. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

5. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

6 ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

6.1 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

6.1.1 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 110 кВ

6.1.2 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 10 кВ

6.2 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

6.2.1 ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ 110 кВ

6.2.2 ВЫБОР ВВОДНЫХ И СЕКЦИОННЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ 10 кВ

6.2.3 ВЫБОР ВВОДНЫХ И СЕКЦИОННЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ 6 кВ

6.3 ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

6.4 ВЫБОР ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ

6.5 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

6.5.1 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ 110 кВ

6.5.2 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ 10 кВ

6.5.3 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ 6 кВ

6.6 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ

6.7 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

7. ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

7.1 РАСЧЕТ УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

7.1.1 ВЫБОР УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ОТСЕЧКИ (ДЗТ - 1)

7.1.2 ВЫБОР УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ (ДЗТ - 2)

7.1.3 СИГНАЛИЗАЦИЯ НЕБАЛАНСА В ПЛЕЧАХ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ (ДЗТ - 3)

7.2 ВЫБОР ГАЗОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

7.3 РАСЧЕТ УСТАВОК ТОКОВОЙ ОТСЕЧКИ (МТЗ - 1 ВН) ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

7.4 РАСЧЕТ УСТАВОК МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА (МТЗ - 2)

7.5 РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРА

8. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА.

8.1 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

8.2 БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА ПЕРСОНАЛА

8.3 БЕЗОПАСНОСТЬ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ УСЛОВИЯХ

9 ОРГАНИЗАЦИОННО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА

9.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

9.2 ФСА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

9.2.1 КОРРЕКТИРУЮЩАЯ ФОРМА ФСА

9.3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОЕКТА

10 СПЕЦВОПРОС. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ И ЛИНИЙ СВЯЗИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

проектный технический модернизация подстанция

При нормальной эксплуатации электрооборудование распределительных устройств и подстанций может работать много лет. За это время исправное электрооборудование может "устареть" и его дальнейшая эксплуатация становится нецелесообразной, так как появляется новое, более совершенное и экономичное аналогичное оборудование.

Применение более совершенного электрооборудования при проектировании электрической части подстанций, приведет к существенному улучшению потребительских свойств производимой продукции, повышение качества и снижение эксплуатационных расходов, повышение энергоэффективности, уменьшение числа отказов и аварий при эксплуатации, увеличение гарантийного срока эксплуатации, повышение степени утилизации продукции.

Преждевременный износ отдельных частей и деталей электрооборудования, как правило, является следствием неудовлетворительного обслуживания или плохо проведенного ремонта.

Современное электрооборудование существенно сокращает затраты на техническое обслуживание и ремонт, так как его срок службы до среднего ремонта очень высок.

Проект разработан в соответствии с действующими нормами, правилами и стандартами, в частности Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20-501.95), Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001, и Правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий РД153-34-03.301-00 (ВППБ 01-02-095). Исходные данные для проектирования получены на предприятии ОАО «Екатеринбургская электросетивая компания».

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА

Потребителями электроэнергии подстанции Фильтровальная являются: Западная фильтровальная станция, коттеджные поселки в черте города, а также предприятия частных предпринимателей.

Сброс недостаточно очищенных сточных вод от Западной фильтровальной станции осуществляется в городской черте в реку Исеть. Водоприемник являются маломощным, в нем практически не происходят процессы разбавления и естественного самоочищения, что влияет на качество воды в реке Исеть.

Увеличение производительности необходимо достичь за счет строительства дополнительных сооружений биологической и механической очистки, установки ультрафиолетового обеззараживания хлораторной станции, расширения и модернизации цеха по обезвоживанию осадка, что приведет к увеличению потребления электроэнергии.

Постепенное увеличение потребляемой мощности создает необходимость замены силовых трансформаторов на более мощные.

Для увеличения мощности, на подстанции планируется заменить трансформаторы мощностью 16000 кВ•А на два трансформатора мощность 25000 кВ•А.

За время эксплуатации всё электротехническое оборудование данной подстанции выработало свой ресурс, физически устарело и нуждается в замене, так как уже не выполняет тех требований по электробезопасности и надежности, которые введены в настоящее время.

В дипломном проекте планируется осуществить модернизацию понизительной подстанции, с использованием современных достижений науки.

Решение о модернизации подстанции принято из условий, что строительство новой подстанции затруднено, так как оно предусматривает отыскание места строительства подстанции, питающих и отходящих линий, необходимость согласования со всеми коммуникациями, что приводит к неоправданным затратам.

1.2 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Существующая подстанция Фильтровальная 110/6 кВ находится на территории Западной фильтровальной станции расположенной в районе 11 км Московского тракта, города Екатеринбурга.

Оперативное техническое обслуживание подстанции Фильтровальная 110/6 кВ осуществляет открытое акционерное общество «Екатеринбургская электросетевая компания» на чьем балансе она и находится. Оперативное и ремонтно-эксплуатационное обслуживание подстанции выездное.

Потребителями электроэнергии подстанции Фильтровальная являются: Западная фильтровальная станция, коттеджные поселки в черте города, а также предприятия частных предпринимателей. Потребители относятся к I, II и III категориям надежности электроснабжения.

Подстанция Фильтровальная 110/6 кВ двухтрансформаторная отпаечная подстанция от транзитных ВЛ-110 кВ ВИЗ-Петрищевская 1 с отпайками и ВЛ-110 кВ ВИЗ-Петрищевская 2 с отпайками и состоит из двух конструктивных основных узлов ОРУ 110 кВ и ЗРУ 6 кВ, общей площадью 2783 м² - (60,5х46 м).

Аппаратура распределительного устройства 110 кВ и силовые трансформаторы устанавливаются открыто.

Т-1 16 МВ•А подключён к ВЛ-110 кВ ВИЗ-Петрищевская-1, на стороне 6 кВ включён на 1 секцию шин 6 кВ.

Т-2 16 МВ•А подключён к ВЛ-110 кВ ВИЗ-Петрищевская-2, на стороне 6 кВ включён на 2 секцию шин 6 кВ.

На стороне 110 кВ имеется ремонтная перемычка, РП-1-110 кВ нормально отключен.

СВ 6 кВ нормально отключён и находится в режиме АВР.

Параллельная работа Т1, Т2 по стороне 6 кВ допустима на время перевода питания 1(2)С 6 кВ от Т2(1).

Т1, Т2 оснащены устройствами РПН, в нормальном режиме РПН находятся в режиме автоматического управления.

Нейтраль Т1, Т2 нормально разземлена, защищена ОПН.

Имеется возможность резервирования секций шин 6 кВ через распределительную сеть от подстанции Широкая речка.

2. ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК И ИХ АНАЛИЗ

При определении графиков нагрузок потребителей подстанции Фильтровальная воспользуемся данными замеров нагрузок 2012 года, приведенными в таблице 2.1.

Анализируя исходные данные по загрузке трансформаторов, очевидно, что подстанция Фильтровальная в настоящее время несет самую большую нагрузку в декабре месяце (в зимний период) и июне месяце (в летний период). Исходя из этого, для дальнейшего построения суточных графиков нагрузок будем использовать данные этих месяцев.

Так как данный проект модернизации подстанции Фильтровальная разрабатывается не только с целью замены устаревшего электротехнического оборудования, но и с учетом увеличения потребляемой мощности потребителями данного энергоузла, то при построении графика нагрузок потребителей предлагается:

1 С учетом роста потребляемых мощностей в течение пяти лет увеличить реальную нагрузку подстанции на 50%;

2 Характер нагрузки в течение суток оставить прежним (реальным).

Исходя из этого, для дальнейшего построения суточных графиков нагрузок, с учетом увеличения мощности, будем использовать данные этих месяцев, приведенные в таблицах 2.4 и 2.5. Графики нагрузок потребителей, представлены на рисунках 2.1 и 2.2.

Из анализа графика нагрузок потребителей, можно сделать следующие выводы:

1 Характер нагрузки в зимний и летний периоды примерно одинаковы, что характеризуется двумя пиками в течение суток;

2 В зимний период нагрузка подстанции приблизительно в два раза превышает нагрузку, которую подстанция несет летом. Следовательно, существует возможность питать потребителей в летний период от одного трансформатора;

Таблица 2.1 - Загрузка трансформаторов подстанции Фильтровальная в течение года

Месяц	Ток на вводе Т1(6 кВ), А	Ток на вводе Т2(6 кВ), А	Напряжение на1 с.ш. 6, кВ	Напряжение на2 с.ш. 6, кВ	Загрузка трансформатораТ1, МВ·А	Загрузка трансформатораТ2, МВ·А	Загрузка трансформатораТ1, %	Загрузка трансформатораТ2, %	Общая нагрузка подстанции, МВ·А	Общая нагрузка подстанции, %
Январь	1270	1040	6,3	6,3	8,00	6,55	50	40,9	14,55	45,5
Февраль	1570	1090	6,2	6,3	9,73	6,87	60,8	42,9	16,6	51,9
Март	1090	850	6,2	6,3	6,76	5,36	42,2	33,5	12,12	37,9
Апрель	-	1620	-	6,3	-	10,21	-	63,8	10,21	31,9
Май	1700	-	6,3	-	10,71	-	66,9	-	10,71	33,5
Июнь	1040	570	6,3	6,3	6,55	3,59	40,9	22,4	10,14	31,7
Июль	700	310	6,3	6,2	4,41	1,92	27,5	12	6,33	19,8
Август	700	310	6,2	6,2	4,34	1,92	27,1	12	6,26	19,6
Сентябрь	900	710	6,2	6,3	5,58	4,47	34,8	27,9	10,05	31,4
Октябрь	-	2340	-	6,2	-	14,51	-	90,7	14,51	45,3
Ноябрь	1370	1100	6,3	6,2	8,23	8,82	51,4	55,1	17,05	53,3
Декабрь	1590	1120	6,3	6,3	10,01	9,06	62,5	56,6	19,07	60,0

Таблица 2.2 - Общая нагрузка подстанции Фильтровальная в июне месяце

Часы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Нагрузка ПС, МВ·А	4,59	4,67	4,61	5,42	5,56	6,61	7,75	9,07	10,14	8,64	9,17	8,22
Часы	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Нагрузка ПС, МВ·А	8,64	8,68	9,95	9,98	9,56	8,87	7,70	6,20	5,31	5,18	5,09	5,03

Таблица 2.3 - Общая нагрузка подстанции Фильтровальная в декабре месяце

Часы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Нагрузка ПС, МВ·А	10,53	10,56	10,53	11,51	11,59	13,71	14,44	19,07	18,87	18,12	16,01	14,43
Часы	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Нагрузка ПС, МВ·А	14,49	14,82	15,20	15,77	18,71	18,09	17,71	16,71	14,65	12,59	11,34	10,85

Таблица 2.4 - Общая нагрузка подстанции Фильтровальная в летний период

Часы	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22	24
Нагрузка ПС, МВ·А	6,95	7,52	9,13	12,62	14,09	13,04	12,99	14,95	13,82	10,43	7,87	7,59

Таблица 2.5 - Общая нагрузка подстанции Фильтровальная в зимний период

Часы	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22	24
Нагрузка ПС, МВ•А	15,82	16,53	18,98	25,13	27,74	22,83	21,98	23,23	27,6	25,8	20,43	16,64

3 В данное время нагрузка подстанции невелика, что способствует на ранней стадии реализации проекта питанию потребителей от одного трансформатора, с последующим плавным вводом в работу второго трансформатора.

Рисунок 2.1 - Летний суточный график нагрузок потребителей с учетом увеличения потребляемой мощности

Рисунок 2.2 - Зимний суточный график нагрузок потребителей с учетом увеличения потребляемой мощности

Вывод: таким образом, в течении суток восемь часов трансформатор работает с перегрузкой. Пользуясь этим графиком нагрузки, можно выбрать необходимую мощность трансформатора, что выполнено в разделе 3 РПЗ.

3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

На подстанции Фильтровальная преобладают потребители 1 и 2 категории 60% следовательно применение двух трансформаторов будет целесообразней. Это значительно упрощает схему и конструкцию подстанции, и как правило, обеспечивает надежное питание потребителей всех категорий.

На подстанции Фильтровальная расположение трансформаторов открытое, тип атмосферы условно - чистая (1 категория), среднегодовая температура 7.8⁰С.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума, темпа роста нагрузок, стоимости электроэнергии, допустимой перегрузки трансформаторов.

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора, воспользуемся суточным графиком нагрузки, приведенным на рисунке 2.2. Максимальная нагрузка при этом составляет .

Рассчитываем ориентировочную мощность одного трансформатора по заданной мощности подстанции [7]:

; (3.1)

где S_т.расч - номинальная мощность трансформатора;

S_макс - максимальная нагрузка подстанции.

.

В соответствии с Нормами технического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35 - 750 кВ, намечаем к установке на подстанции два трансформатора ТРДН-25000/110, .

Так как мощность выбранного трансформатора 25000 кВ•А, то необходимо принимать трансформаторы с расщепленными обмотками по низшей стороне с целью ограничения токов короткого замыкания [20].

Мощность трансформаторов определяет с учетом аварийных и систематических перегрузок. В аварийных условиях (при отказе одного из трансформаторов) для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается в течение не более 5 суток перегрузка на 40 %, но не более 6 часов в сутки, если коэффициент начальной нагрузки К₁ не превышает 0,93 [30].

Систематическая перегрузка трансформаторов возможна за счет, неравномерной нагрузки в течение суток, а так же за счет недоиспользования её при сезонных колебаниях при условии нормального износа изоляции.

При рассмотрении графика нагрузок очевидно, что данные трансформаторы по систематической нагрузке проходят. И не требуется производить проверочный расчет по систематическим перегрузкам.

Проверяем трансформатор на аварийную перегрузку.

На рисунке 2.2 изображен суточный график нагрузки, из которого видно, что в утренние и вечерни часы трансформатор перегружен, а в остальные недогружен. При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается. Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии, что наибольшая температура обмотки +140⁰С, наибольшая температура масла в верхних слоях +95⁰С и износ изоляции за время максимальной нагрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки не превышает +98⁰С [30].

Для определения допустимости аварийных перегрузок был выбран наиболее тяжелый режим работы - зимний период. По упрощенной методике проверим трансформаторы на перегрузочную способность. Для этого проводим горизонталь S_т.ном.= 25 МВ^.А, которая выделит участки перегрузки и недогрузки.

Коэффициент начальной нагрузки К₁ определяется по формуле:

, (3.2)

где S₁, S₂,...,S_m - значения нагрузки в интервалах ?t₁, ?t₂,..., ?t_m.

.

Предварительное значение коэффициента максимальной нагрузки К2^/ равно:

, (3.3)

где S^/_1, S^/₂,..., S^/_м - значения перегрузки в интервалах ?h₁, ?h₂,..., ?h_m.

Сравниваем предварительное значение К^/₂ с величиной К_max исходного графика.

; (3.4)

;

>, то примем .

Следовательно данные трансформаторы ТРДН-25000/110 проходят как по систематическим, так и по аварийным перегрузкам, и именно их мы установим на подстанции.

Это значение допустимой аварийной перегрузки не превышает установленной перегрузки по [30] в зависимости от коэффициента начальной нагрузки , температуры охлаждающей среды (Для Екатеринбурга) во время возникновения аварийной перегрузки и длительности перегрузки часов. ( по [30]). Максимальное значение перегрузки не должно превышать .

Следовательно, выбранный автотрансформатор пригоден к эксплуатации, так как он соответствует таблице аварийных перегрузок. Паспортные данные трансформатора ТРДН-25000/110 представлены в таблице 3.1 [5].

Таблица 3.1 - Паспортные данные трансформатора ТРДН-25000/110

Тип

Sном, МВ•А

Пределы регулирования, %

Каталожные данные

Расчетные данные

Uном обмоток, кВ

Uк, %

ДРк, кВт

ДРх, кВт

Iх, %

Rт, Ом

Хх, Ом

ДQх, квар

ВН

НН

ТРДН-25000/110

25

±9Ч1,78

115

6,3/10,5

10,5

120

27

0,7

2,54

55,9

175

Вывод: таким образом, к установке принимаются трансформаторы ТРДН-25000/110.

4. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

Подстанция «Фильтровальная» 110/6 кВ является ответвительной подстанцией. Присоединение подстанции к сетям энергосистемы осуществляется отпайками от воздушных линий 110 кВ «ВИЗ - Петрищевская 1» и «ВИЗ - Петрищевская 2.

Открытое распределительное устройство 110 кВ выполнено по схеме 110-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». Данная схема соответствует рекомендациям, изложенным в [17], поэтому настоящим проектом изменение схемы распределительного устройства 110 кВ не предусмотрено.

В течение пяти лет предполагается увеличение нагрузки подстанции на 50%, ввиду подключения новых потребителей.

Питание которых от сети 6 кВ будет экономически не целесообразно, поэтому на подстанции предполагается установка двух трансформаторов с расщепленными обмотками, на напряжении 6 кВ и 10 кВ принимаем схему 10(6) - 2 «Две секционированные выключателями системы шин».

Схема электрических соединений подстанции - лист 140211-13-СХ.02.Э4.

Вывод: таким образом, была выбрана главная схема на проектируемой подстанции, добавлена вторая система шин в составе КРУ типа К - 63 с вакуумными выключателями.

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

При расчетах токов КЗ принимаются ряд допущений, которые значительно упрощают расчеты, не внося при этом существенных погрешностей не учитываются:

- сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных генераторов, компенсаторов и электродвигателей, если продолжительность КЗ не превышает 0,5 с;

- ток намагничивания силовых трансформаторов и автотрансформаторов;

- насыщение магнитных систем электрических машин;

- поперечную емкость воздушных линий электропередачи;

- при расчете периодической составляющей тока КЗ -- активные сопротивления элементов электроэнергетической системы, в частности воздушных линий электропередачи, если результирующее эквивалентное активное сопротивление относительно точки КЗ не превышает 30 % результирующего эквивалентного индуктивного сопротивления. Однако активное сопротивление необходимо учитывать при определении постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Т_а.

Расчет токов трехфазного КЗ выполняется в следующем порядке:

- составляется расчетная схема рассматриваемой электроустановки, намечаются расчетные точки КЗ;

- на основании расчетной схемы составляется эквивалентная схема замещения, все сопротивления на ней нумеруются;

- определяются величины сопротивлений всех элементов схемы замещения в относительных единицах и указываются на схеме замещения; обозначаются расчетные точки КЗ;

- путем постепенного преобразования относительно расчетной точки КЗ приводят схему замещения к наиболее простому виду, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующаяся определенными значениями эквивалентной ЭДС и ударного коэффициента k_уд, были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;

- определяются по закону Ома начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ I_п0, а затем ударный ток i_уд, периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t (I_пt ,i_аt).

Считается достаточным рассмотреть ток трехфазного КЗ в характерных точках системы электроснабжения и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети.

Для практических расчетов токов КЗ исходим из следующих условий:

- все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки к.з. работают одновременно с номинальной нагрузкой;

- короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток к.з. будет иметь наибольшее значение;

- все синхронные машины имеют автоматическую регулировку напряжения и устройства форсировки возбуждения;

- ЭДС всех источников совпадают по фазе;

- расчётные напряжения каждой ступени принимаются на 5% выше номинального напряжения сети;

- на токи к.з. оказывают влияния синхронные двигатели, присоединённые к денной сети;

- трансформаторы работают раздельно.

Для расчета токов короткого замыкания принимаем метод относительных единиц. Трансформаторы в нормальном режиме работают раздельно.

Составляем расчетную схему и схему замещения.



Рисунок 5.1 - Расчетная схема ПС Фильтровальная

На основании расчетной схемы составляем схему замещения.

Рисунок 5.2 - Схема замещения ПС Фильтровальная

Исходные данные для расчета:

Т1: трансформатор ТРДН-25000/110: Sн=25 МВ·А, uк = 10,5%;

Т2: трансформатор ТРДН-25000/110: Sн=25 МВ·А, uк = 10,5%;

Л1: одноцепная ВЛ с проводом АС-120/19: х0=0,427 Ом/км, L=37 км;

Л2: одноцепная ВЛ с проводом АС-120/19: х0=0,427 Ом/км, L=16 км.

Токи КЗ в максимальном режиме:

- на шинах ПС ВИЗ I_КЗ^max = 4325 A;

- на шинах ПС Петрищевская I_КЗ^max = 4117 A.

Определим параметры схемы замещения при приближенном приведении в относительных единицах.

Рассчитаем токи короткого замыкания в максимальном режиме. За базисную ступень напряжения, возьмем ступень 110 кВ. Базисное напряжение принимаем U_{Б 110} = 115 кВ, базисная мощность S_Б = 100 МВ•А.

Базисная мощность принимается одной и той же на всех ступенях напряжения, а базисное напряжение U_Б на каждой ступени свое. Далее для каждой ступени напряжения находим базисный ток и базисное сопротивление.

Сопротивление систем в относительных единицах находим как:

; (5.1)

Сопротивление воздушных линий находим как:

(5.2)

Сопротивление трансформаторов. Сопротивление обмотки высшего напряжения трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой находим по [35] как:

(5.3)

.

Сопротивление обмотки низшего напряжения трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой находим по [35] как:

(5.4)

.

Эквивалентное сопротивление систем и линий находим как:

 (5.5)

.

Базисный ток находим как:

(5.6)

Определим токи и мощности короткого замыкания для точки К1(шины 110 кВ).Периодическая составляющая I_Пt принимается неизменной в течение всего процесса замыкания и равной ее начальному значению I_П,0:

(5.7)

Ударный ток короткого замыкания в точке К1:

(5.8)

где k_у - ударный коэффициент [20].

Апериодическая составляющая тока к.з.:

iat = ? IK1 ? е -t/Та ; (5.9)

Расчетное время t, для которого требуется определить токи короткого замыкания [20], зависит от места к.з. и вычисляется как:

t = tрс+tсв+n•?t, (5.10)

где tрс - время срабатывания релейной защиты (не более 0,1 с);

tсв - собственное время отключения выключателя. Для современных выключателей оно не превышает 0,1 с;

n - количество ступеней селективности;

?t - продолжительность ступеней селективности (0,3 - 0,5 с).

Постоянная времени затухания апериодической составляющей - Т_а, для установок напряжением выше 1000 В принемаем Т_а = 0,05 с.[20].

iat1= ?5,15 ? е -0,06/0,05 = 2,19 кА;

Рабочий ток в утяжеленном режиме:

Iраб.ут=1,4?Sн.т/?Uн; (5.11)

Iраб.ут=1,4?25000/?115=175,7 A.

Мощность трехфазного режима короткого замыкания :

; (5.12)

Определим ток короткого замыкания в точке К2 (шины 10 кВ):

; (5.13)

Ударный ток короткого замыкания в точке К2 по формуле (5.8):

где k_у - ударный коэффициент [20].

Апериодическая составляющая тока к.з. по формуле (5.9):

i_at2 = ? 5,89 ? е ^-0,06/0,05 = 2,51 кА.

Мощность трехфазного режима короткого замыкания по формуле (5.12):

Рабочий ток в утяжеленном режиме:

Iраб.ут=1,4?25000/2•?11=918,5 A.

Определим ток короткого замыкания в точке К3 (шины 6 кВ):

; (5.14)

Ударный ток короткого замыкания в точке К3 по формуле (5.8):

где k_у - ударный коэффициент [20].

Апериодическая составляющая тока к.з. по формуле (5.9):

i_at3 = ? 9,82 ? е ^-0,06/0,05 = 4,18 кА.

Мощность трехфазного режима короткого замыкания по формуле (5.12):

Рабочий ток в утяжеленном режиме:

Iраб.ут=1,4?25000/2•?6,3=1531 A.

Расчитаем токи короткого замыкания в минемальном режиме.

Токи КЗ в минимальном режиме:

- на шинах ПС ВИЗ I_КЗ^min=2260 A;

- на шинах ПС Петрищевская I_КЗ^min=2715 A.

Примем базисную мощность S_Б = 100 MBA, зa базисное напряжение принимаем среднее номинальное напряжение U_Б = 115 кВ.

Сопротивление систем в относительных единицах по формуле (5.1):

о.е;

о.е.

Эквивалентное сопротивление систем и линий по формуле (5.5):

.

Определим ток короткого замыкания в точке К1 (шины 110 кВ).

Ток короткого замыкания в точке К1 по формуле (5.7):

кА.

Определим ток короткого замыкания в точке К2 (шины 10 кВ).

Ток короткого замыкания в точке К2:

(5.15)

Определим ток короткого замыкания в точке К3 (шины 6 кВ).

Ток короткого замыкания в точке К3 по формуле (5.15):

Таблица 5.1 - Сводная таблица расчета токов короткого замыкания

Расчетная точка	Iп.о, кА	iу, кА	Sк, МВА	iat, кА	Iраб.ут, А	Iп.о(min), кА
K1	5,15	11,71	1025,8	2,19	175,7	1,78
K2	5,89	14,99	112,22	2,51	918,5	4,89
К3	9,82	30,62	112,26	4,18	1531	8,53

Вывод: расчетные токи короткого замыкания на шинах ВН и НН подстанции получились небольшие, следовательно, дополнительных устройств для снижения этих токов не требуется. Выпускаемые в настоящее время выключатели способны отключить такой ток без дополнительных мер по снижению токов К.З. (I_{откл.ном}=40 кА для ВН и I_{откл.ном}=12,5 кА для НН).

6. ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

6.1 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

6.1.1 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 110 кВ

Открытое распределительное устройство 110 кВ подстанции «Фильтровальная» выполним в блочно-модульном исполнении (БМК) «Исеть» производства ЗАО Производственная Фирма «КТП-Урал» [17].

Применение блочно-модульного исполнения ОРУ позволяет сократить срок реализации проекта за счет использования унифицированных типовых блоков при проектировании, а также дает возможность выполнения реконструкции существующего распределительного устройства в условиях ограниченной площадки строительства за счет возможности компоновки типовых блоков с учетом индивидуальных требований проекта.

Ошиновку ОРУ 110 кВ выполним системой жестких шин трубчатого сечения, изготовленных из алюминиевого сплава 1915Т. Соединение жестких шин между собой, а также шин с контактами оборудования осуществляется сертифицированными литыми шинодержателями и гибкими контактными связями, разработанными ЗАО ПФ «КТП-Урал» (Группа компаний «ЭнТерра»). Маркировка фаз шинного модуля выполняется покраской шин по всей длине в соответствии с требованиями «Правилами устройства электроустановок».

Максимально возможный ток с учетом перегрузки трансформатора определяется по выражению:

(6.1)

где S_т.ном - номинальная мощность трансформатора, кВ•А;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

.

Выбираем комплектную ошиновку ОЖК.110.2000 с сечением трубы 80Ч10 мм [17] с условием проверки:

- по длительному току:

; (6.2)

- на электродинамическую стойкость:

; (6.3)

где i_дин - наибольший пик (ток электродинамической стойкости);

- на термическую стойкость:

, (6.4)

где I_тер - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости);

t_тер - длительность протекания тока термической стойкости; В_к - тепловой импульс тока короткого замыкания:

, (6.5)

t_откл - длительность короткого замыкания.

Тепловой импульс тока короткого замыкания согласно (6.5) при t_откл=3 с и Т_a=0,05 с:

.

Согласно (6.4) при t_тер=3 с и I_тер=50 кА [22]:

.

Результаты выбора сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Выбор комплектной ошиновки ОЖК.110.2000 ОРУ 110 кВ

Условие выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные
	115	115 кВ
	175,7	2000
	11,71	125
	7,14	50
, кА2•с	80,85	7500

Проверка жесткой ошиновки на механическую прочность, видимую корону и радиопомехи, свободные колебания и ветровую стойкость не производится, так как соответствие ошиновки данным испытаниям гарантировано заводом-изготовителем.

Внутриячейковые связи и связь ОРУ с трансформатором выполним сталеалюминиевым проводом.

Сечение провода определяем по экономической плотности тока. Согласно [22] экономическая плотность тока для неизолированных проводов и шин из алюминия при Т_max= 3000 - 5000 ч равна j_э=1,1 А/мм².

Сечение провода определяется выражением:

, (6.6)

где - рабочий ток без учета перегрузки, А.

; (6.7)

;

.

Выбираем провод марки АС-120/19 с длительно допустимым током равным I_доп =390 А [18], что больше максимального тока

Проверка на схлестывание не выполняем, так как ток трехфазного короткого замыкания [2].

Вывод: сравнивая расчётные и каталожные данные (Таблица 6.1), видим, что ошиновка выбрана правильно.

6.1.2 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 10 кВ

Распределительное устройство 10 кВ подстанции выполним шкафами КРУ серии К-63 производства ЗАО «Электрощит ТМ-Самара». Шкафы КРУ монтируются в один ряд в здании ЗРУ. Проверка жестких шин не производится, обусловлено гарантией завода-изготовителя.

Связь ЗРУ с трансформатором выполним гибким токопроводом.

Сечение провода определяем по экономической плотности тока. Согласно [22] экономическая плотность тока для неизолированных проводов и шин из алюминия при Т_max= 3000 - 5000 ч равна j_э=1,1 А/мм².

Рабочий ток на стороне 10 кВ без учета перегрузки:

;

.

Выбираем провод марки АС-700/86 с длительно допустимым током равным I_доп =1180 А [18].

Максимальный ток на стороне 10 кВ с учетом перегрузки трансформатора равен:

,

что меньше длительно допустимого тока.

Вывод: сравнивая расчётные и каталожные данные, видим, что токоведущие части распределительного устройства 10 кВ выбраны правильно.

6.2 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

6.2.1 ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ 110 кВ

Намечаем к установке элегазовые выключатели ВГТ-110-40/2500У1 с собственным временем отключения секунд и пружинным приводом типа ППрК, с управлением на постоянном токе 220 В.

Выключатели ВГТ-110-40/2500У1 полностью взаимозаменяемы с маломасляными выключателями серии ВМТ по присоединительным и установочным размерам.

Каталожные данные выключателей высокого напряжения и расчетные параметры сети приведены и сопоставлены в таблице 6.2.

В соответствии с ГОСТ 687--78Е выключатели характеризуются следующими параметрами:

а) Проверка по номинальному напряжению места установки:

U_уст ? U_ном,

где U_уст = 110 кВ - номинальное напряжение установки.

U_ном - 110 кВ.

б) номинальному току:

I_Н ? I_{раб.утяж.}

где I_{раб.утяж.} - рабочий ток через выключатель в наиболее тяжелом режиме;

I_Н - номинальный ток выключателя, кА.

(6.8)

в) номинальному току электродинамической стойкости:

- симметричному;

I_П.О. ? I_дин;

5,15 ? 40 кА;

- асимметричному

11.71 кА < 102 кА.

г) проверка на отключающую способность:

- по отключению периодической составляющей

;

5,15 кА ? 40 кА,

где - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя, кА;

- номинальный ток отключения выключателя, кА;

- по отключению апериодической составляющей

; (6.9)

 кА,

где - апериодическая составляющая тока в момент расхождения контактов выключателя, кА;

- нормированное процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания, значения определяется зависимостью .

; (6.10)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания (для РУ повышенного напряжения подстанции ).

с; (6.11)

с,

где = 0,02 с. - минимальное время действия релейной защиты [16];

-собственное время отключения выключателя по [21].

д) проверим выключатель на термическую стойкость по тепловому импульсу тока к.з. (интеграл Джоуля) :

;

; (6.12)

кА²•с;

(6.13)

здесь - максимальное время отключения повреждения на этом участке (включая действие релейной защиты).

Таким образом, видно, что выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям.

Окончательный выбор выключателя ВГТ-110-40/2500У1 представляется в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Выбор выключателей на стороне 110 кВ

Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные выключателя
	110	110
	175,7	2500
	5,15	40
	11,71	102
	40;3
, кА2•с	3,32

Вывод: сравнивая расчётные и каталожные данные (Таблица 6.2), видим, что выключатели на стороне 110 кВ выбраны правильно.

6.2.2 ВЫБОР ВВОДНЫХ И СЕКЦИОННЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ 10 кВ

Намечаем к установке вакуумные выключатели марки ВВ/TEL производства ООО «РК ТАВРИДА ЭЛЕКТРИК».

Время полного отключения выключателя:

; (6.14)

где - минимальное время срабатывания защиты, ПУЭ рекомендует принимать его в расчетах равным 0,02с;

- собственное время отключения выключателя (для выключателя ВВ/TEL равно 0,05с).

.

По расчетному максимальному току выбираем вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-1000/20У2.

Проверка по длительному току.

.

Проверка на динамическую устойчивость.

.

Проверка на термическую устойчивость.

;

,

где T_а - постоянная затухающая апериодической составляющей тока.

,

. (6.15)

Таблица 6.3 - Выбор выключателей на стороне 10 кВ

Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные выключателя
	10	10
	918,5	1000
	5,89	20
	14,99	51
	20;3
, кА2•с	3,99	1200

Вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-20/1000У2 термически стоек и по всем условиям выбора оборудования подходит.

Вывод: указанный выключатель выбирается для вводных и секционных ячеек, выключатели для ячеек отходящих линий выбираются на меньший рабочий ток. Выбираем для линейных ячеек выключатели марки ВВ/TEL-10-12,5/630У2.

6.2.3 ВЫБОР ВВОДНЫХ И СЕКЦИОННЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ 6 кВ

Намечаем к установке вакуумные выключатели марки ВВ/TEL производства ООО «РК ТАВРИДА ЭЛЕКТРИК».

Время полного отключения выключателя:

; (6.16)

где - минимальное время срабатывания защиты, ПУЭ рекомендует принимать его в расчетах равным 0,02с;

- собственное время отключения выключателя (для выключателя ВВ/TEL равно 0,05с).

.

По расчетному максимальному току выбираем вакуумный выключатель ВВ/TEL-6-25/2000У2.

Проверка по длительному току.

.

Проверка на динамическую устойчивость.

.

Проверка на термическую устойчивость.

; (6.17)

,

где T_а - постоянная затухающая апериодической составляющей тока.

;

. (6.18)

Таблица 6.3 - Выбор выключателей на стороне 6 кВ

Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные выключателя
	6	6
	1531	2000
	9,82	25
	26,96	51
	25;3
, кА2•с	12,18	1875

Вывод: вакуумный выключатель ВВ/TEL-6-25/2000У2 термически стоек и по всем условиям выбора оборудования подходит.

Указанный выключатель выбирается для вводных и секционных ячеек, выключатели для ячеек отходящих линий выбираются на меньший рабочий ток. Выбираем для линейных ячеек выключатели марки ВВ/TEL-6-12,5/630У2.

6.3 ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Выбор разъединителей выполняется:

- по напряжению установки: ;

- по току: ;

- по конструкции;

- по электродинамической стойкости:;

- по термической стойкости:.

Выбираем разъединитель РГП - 110/1000УХЛ1 тип привода для управления контактными ножами и заземлителями ПД - 14УХЛ1 с двигателями переменного тока.

Приводы комплектуются выносными блоками управления для дистанционного управления.

Параметры разъединителя приведены в таблица 6.4.

Таблица 6.4 - Выбор разъединителей

Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные разъединителя
	кВ	кВ
	А	А
	кА	кА
	кА2•с	кА2•с

Вывод: сравнивая расчётные и каталожные данные (Таблица 6.4), видим, что разъединители 110 кВ выбраны правильно.

6.4 ВЫБОР ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ

Для защиты оборудования от различного вида перенапряжений на подстанции используются ограничители перенапряжения.

Согласно рекомендациям, изложенным в [12] выбираем на стороне 110 кВ фазный ограничитель перенапряжения типа ОПН P144-XV123 и ограничитель перенапряжения в нейтраль PEXLIM P84-XN123. На стороне 10 кВ устанавливаем ограничители перенапряжения типа ОПН-10/12-10УХЛ1, ОПН-6/6,9-УХЛ1. Принимаем к установке заземлитель серии ЗРО-110/1000УХЛ1 производства ЗАО «ЭНЕРГОМАШ».

6.5 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА

Трансформатор тока выбирают:

1) по напряжению установки ;

2) по току , ;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

3) по конструкции и классу точности;

4) по электродинамической стойкости: ; ,

где - ударный ток КЗ по расчёту;

- кратность электродинамической стойкости по каталогу;

- номинальный первичный ток трансформатора тока;

- ток электродинамической стойкости.

5) по термической стойкости: ; ,

где - тепловой импульс по расчёту;

- кратность термической стойкости по каталогу;

6) по вторичной нагрузке ,

где - вторичная нагрузка трансформатора;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

(6.11)

Сопротивление приборов определяется по выражению:

, (6.12)

где - мощность, потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом [14]. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

; (6.13)

откуда:

. (6.14)

Сечение соединительных проводов определяем по формуле:

, (6.15)

где - удельное сопротивление материала провода;

- расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока.

6.5.1 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ 110 кВ

На стороне 110 кВ подстанции устанавливаем выносные трансформаторы тока марки ТРГ-110-200/400/800/5 УХЛ1 производства ЗАО «ЭНЕРГОМАШ».

В таблице 6.5 представлены приборы подключаемые к трансформатору тока на стороне 110 кВ.

Общее сопротивление приборов согласно (6.12):

Ом.

Таблица 6.5 - Вторичная нагрузка трансформатора тока 110 кВ

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, В•А
		А	В	С
Амперметр	Э-365	0,5	0,5	0,5
Итого:	0,5	0,5	0,5

Для ТРГ-110-200/5 УХЛ1 в классе 0,2S Ом.

Допустимое сопротивление провода согласно (6.14):

Ом.

В качестве соединительных проводов применим кабель с медными жилами. Удельное сопротивление провода равно = 0,0175 Ом/мм² [4]. Длину кабеля принимаем равной 100 м [14].

Сечение кабеля согласно (6.39) равно:

мм².

Расчетное сечение получается равным 0,93 мм², что недопустимо по условиям механической прочности согласно [16].

Результаты выбора сведем в таблицу 6.6.

Таблица 6.6 - Выбор трансформатора тока ТРГ-110-200/400/800/5 УХЛ1

Условие выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные
	110	110
	175,7 А	200 А
	11,71 кА	102 кА
, кА2•с	3,99 кА2•с	4800 кА2•с
	0,82 Ом	2,0 Ом

Принимаем контрольный кабель марки КВВГЭ с жилами сечением 2,5 мм²:

Ом.

Следовательно, вторичная нагрузка составит:

Ом.

При =40 кА и =3 с [15]:

Вывод: таким образом, трансформатор тока ТРГ-110-200/400/800/5 УХЛ1 с коэффициентом трансформации 200/5 и классом точности 0,2S/0,5S/5Р/10Р/10Р проходит по всем параметрам. Данные трансформаторы используются д...