Проектирование тяговой подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проектирование тяговой подстанции



Введение

трансформатор изолятор подстанция электрический

Тяговые подстанции являются одним из важнейших устройств системы тягового электроснабжения. Тяговая подстанция -- это электроустановка для преобразования и распределения электрической энергии. Тяговые подстанции предназначены для понижения электрического напряжения и последующего преобразования тока (только для подстанций постоянного тока) с целью передачи его в контактную сеть для обеспечения электрической энергией электровозов, трамваев и троллейбусов. Тяговые подстанции бывают постоянного и переменного тока.

Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением (электроустановкой), оснащенной мощной современной силовой (трансформаторы, автотрансформаторы, батареи конденсаторов), коммутационной (выключатели, разъединители, короткозамыкатели), и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления. Насыщенность тяговых подстанций разнообразной по назначению аппаратурой существенно выше, чем равных по мощности и классу первичного питающегося напряжения подстанции энергосистем.

Основной задачей системы электроснабжения является обеспечение эксплуатационной работы железной дороги для этого необходимо, что бы мощность всех элементов системы электроснабжения была достаточной для обеспечения потребной каждому локомотиву мощности при самых разнообразных условиях работы железной дороги. Известно, что недопустимое для данного элемента электрической установки увеличение нагрузки может привести к выходу его из строя. С другой стороны, увеличение номинальной мощности любого элемента и, следовательно, допустимой для него нагрузки связано с увеличением затрат.

Эти задачи могут быть решены только при правильно выбранных параметрах системы электроснабжения, т. е. обеспечивающих работу оборудования в допустимых для него пределах по нагрузке и необходимое качество электроэнергии.



Исходные данные

Номер подстанции - 7.

Тип подстанции - транзитная.

Таблица 1

Последние цифры зачетки	Номер подстанции	Мощность тяговых трансформаторов, МВА	UBH,кВ	UCH,кВ	UHH,кВ
97	7	16	230	27,5	6,6

Таблица 2

Номер варианта	Количество фидеров районной нагрузки	Мощность одного фидера, МВА	Количество фидеров контактной сети
7	5	1,3	2

Рисунок 1 - Расчетная схема внешнего электроснабжения



1. Однолинейная схема главных электрических соединений подстанции

1.1 Структурная схема подстанции

Электрифицированная железная дорога является потребителем первой категории, а трансформаторные (нетяговые) подстанции обеспечивают электрической энергией потребителей именно этой категории, то присоединение их к электрической сети должно быть осуществлено таким образом. Чтобы обеспечить бесперебойное питание этих подстанций при нормальном и аварийном режимах работ.

Подстанция получает питание по вводам от сети внешнего электроснабжения. Вводы от линий электропередачи к подстанции присоединяют к распределительному устройству (РУ) питающего напряжения открытого типа. Питающее напряжение подается на первичные обмотки главных понижающих трехобмоточных трансформаторов. Вторичные обмотки трансформаторов напряжением 27,5 кВ запитывают РУ - 27,5 кВ, которое служит для обеспечения электрической энергией железной дороги по фидерам контактной сети, питания нетяговых линейных железнодорожных потребителей по системе «два провода - рельс» (ДПР) и подключения трансформаторов собственных нужд (ТСН - 1 и ТСН - 2). От третьей обмотки главного понижающего трансформатора запитывается РУ - 6,6 кВ для питания нетяговых потребителей.



Рисунок 2 - Структурная схема тяговой подстанции переменного тока

1.2 Выбор типа силового трансформатора

По заданным параметрам силового трансформатора, т.е. номинальным напряжениям обмоток высшей, средней и низшей стороны и номинальной мощностью S_ном, выбирается вид силового трансформатора. Для классов напряжений 230/27,5/6,6 и S_ном = 16 МВА силовой трансформатор ТДТНЖ-16000/220 согласно ГОСТ 9680-77. Трансформаторы силовые мощностью 0,01 кВА и более. Ряд номинальных мощностей.

1.3 Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции

Схема главных электрических соединений тяговой подстанции составляется из схем отдельных распределительных устройств (РУ), объединённых тяговым трансформатором.

Схема РУ-110(220) кВ зависит от типа тяговой подстанции (опорная, промежуточная, тупиковая). Схемы всех РУ должны соответствовать типовым схемам принципиальных электрических распределительных устройств напряжением 6-750 кВ подстанций и указаниям по их применению, разработанным Энергосетьпроектом.

При выборе схемы РУ-110(220) кВ необходимо учитывать, что схемы с отделителями допустимо применять только на напряжение 110 кВ для трансформаторов мощностью до 25 кВА в случае, когда заказчик не может обеспечить укомплектование подстанций требуемым количеством выключателей, использование отделителей и короткозамыкателей не приводит к выпадению из синхронизма синхронных двигателей у потребителя или нарушению технологического процесса. Поскольку при работе короткозамыкателей и отделителей происходит ускоренный износ оборудования, в том числе и тяговых трансформаторов, данные схемы в современной практике проектирования тяговых подстанций практически не используются.

Схемы РУ-110(220) кВ выполняются в виде:

1. На опорных подстанциях одной секционированной системой шин и обходной шиной, обходным и секционным выключателем. При числе присоединений от 5 до 15 используется схема с двумя рабочими и обходной системами шин;

2. На промежуточных транзитных подстанциях применяют схему мостика с автоматической транзитной перемычкой и неавтоматической ремонтной;

3. на промежуточных ответвительных подстанциях схема РУ-ВН отличается от транзитной отсутствием ремонтной перемычки и заменой выключателя в рабочей на разъединитель;

4. на тупиковой подстанции схема РУ-ВН аналогично варианту отпаечной.

Схемы РУ-35,10(6) кВ выполняют с одной рабочей, секционированной выключателями и разъединителями системой сборных шин.

Сборные шины РУ-25 и кВ должны быть секционированы разъединителями на три секции - две рабочие и одну (среднюю) соединительную. РУ-25 и кВ кроме РУ с выкатными тележками выключателей оборудуются обходной (запасной) шиной с выключателем (запасным, обходным) для замены любого из выключателей фидеров контактной сети.

Основным элементом, связывающим между собой РУ различных напряжений, являются силовые тяговые трансформаторы. Выбор мощности тягового трансформатора производится исходя из нагрузки системы тягового электроснабжения, системы ДПР, мощности ТСН, мощности, потребляемой нетяговыми потребителями и потерь в трансформаторе.

Однолинейная схема тяговой подстанции - это схема электрических соединений подстанции. Она состоит из трех распределительных устройств РУ-220 кВ, РУ-35 кВ и РУ- 27,5 кВ, объединенных тяговым трансформатором. С помощью типовых схем приведенных для каждого распределительного устройства в справочной литературе, производится выбор необходимой схемы и их компоновка.

В ходе составления структурной схемы определяются тип подстанции, необходимые РУ высшего, среднего и низшего напряжений, количество главных понижающих трансформаторов, через которые осуществляется связь РУ между собой, количество линий потребителей, получающих питание от подстанции, привязка трансформаторов собственных нужд к РУ. Возможные и допустимые варианты структурной схемы формируется в соответствии с рекомендациями на проектирование.

От этой схемы зависят надёжность электроснабжения потребителей, ремонтоспособность, удобство технического обслуживания и безопасность персонала, рациональность размещения электрооборудования, гибкость и автоматичность коммутации при восстановлении функционирования после аварий. Простота и наглядность однолинейной схемы во многом предопределяют безошибочность работы оперативного и оперативно-ремонтного персонала.

1.4 Описание назначения основных элементов схемы тяговой подстанции

Тяговая подстанция получает питание по вводам от сети внешнего электроснабжения. Питающее напряжение подается на первичные обмотки силовых трансформаторов Т1 и Т2. Вторичные обмотки трансформаторов напряжением 27,5 кВ запитывают РУ - 27,5 кВ, которое служит для обеспечения электрической энергией железной дороги по фидерам контактной сети и подключения трансформаторов собственных нужд ТСН - 1 и ТСН - 2. От третьей обмотки силового трансформатора запитывается РУ - 6,6 кВ для питания нетяговых потребителей.

На подстанции установлено два тяговых трансформатора. Нормально в работе находится один из них, другой в резерве. В вынужденных режимах работе могут находиться оба трансформатора.

Однолинейная схема проектируемой транзитной тяговой подстанции (для ОРУ 230 кВ) по условиям работы защит секционируемой ЛЭП выполняется с применением схемы мостика с выключателями в цепях линии, установкой транзитного выключателя и ремонтной перемычкой со стороны ЛЭП.

Тяговая сторона тяговой подстанции. Распределительное устройство 27,5 кВ включает в себя сборные шины, вводы от обмоток 27,5 кВ главных понижающих трансформаторов, фидеры контактной сети и ДПР, трансформаторы собственных нужд.

Секционирование сборных шин обеспечивает безопасное выполнение работ и на секциях шин. Фаза С представляет собой рельс, уложенный в земле, который соединен с контуром заземления подстанции, рельсом подъездного пути, отсасывающей линией и тяговым рельсом.

Линии ДПР подключаются к разным секциям шин и запитывают оба направления от подстанции.

Трансформаторы собственных нужд также подключаются к двум разным секциям шин 27,5 кВ.

Районная сторона тяговой подстанции (РУ-6,6 кВ). Данное распределительное устройство используется на тяговых и трансформаторных подстанциях для питания нетяговых потребителей напряжением этого уровня.



2. Расчет токов нормального режима

Расчетная электрическая схема приведена на рисунке 3.

Рисунок 3- Расчетная электрическая схема

1. Рабочий максимальный ток на вводах опорных и транзитных ТП, перемычки между вводами будет определяться по формуле:

(2.1)

где- коэффициент перспективы, принимается 1,3;

- суммарная мощность трансформаторов подстанции;

- суммарная мощность транзита через подстанцию,

- коэффициент разновременности нагрузок проектируемой и соседних подстанций для однопутных участков , для двухпутных ;

- номинальное напряжение на вводе подстанции.

2. Рабочий максимальный ток первичной обмотки тягового трансформатора будет определяться по формуле (2.2):

3.

(2.2)

где - номинальная мощность трансформатора.

2. Ввод СТЭ:

3.

(2.3)

где U_стэ=27,5 кВ.

4. Ввод обмотки районной стороны:

5.

(2.4)

где =, =, n - числофидеров.

6. Шины СТЭ:

(2.5)



где - коэффициент распределения нагрузки по шинам равен

(0,5 - при числе присоединений 5 и более, при меньшем - 0,7).

7. Шины районной стороны:

(2.6)

где - максимальная мощность районной нагрузки.

8. Фидер районной стороны:

(2.7)

Рабочий максимальный ток фидера контактной сети принимаем равным:

=0,5 кА.

9. ТСН (трансформатор собственных нужд):

(2.8)

где = 630 кВА;

В таблице 3 представлены итоги расчетов токов нормального режима.

Таблица 3 - Итоги расчетов

Ток	Формула	Значение
Рабочий максимальный ток на вводах опорных и транзитных ТП		0,188 кА
Рабочий максимальный ток первичной обмотки тягового трансформатора		0,056 кА
Ввод СТЭ		1,47 кА
Ввод обмотки районной стороны		0,47 кА
Шины стороны СТЭ		0,739 кА
Шины районной стороны		0,336 кА
Фидер районной стороны		0,1137 кА
Рабочий максимальный ток фидера контактной сети		0,5 кА
ТСН		13,22 кА



3. Расчет токов короткого замыкания в сетях выше 1000 В

Короткое замыкание (КЗ) -- электрическое соединение двух точек электрической цепи с различными значениями потенциала, не предусмотренное конструкцией устройства и нарушающее его нормальную работу. Короткое замыкание может возникать в результате нарушения изоляции токоведущих элементов или механического соприкосновения неизолированных элементов.Также коротким замыканием называютсостояние, когда сопротивление нагрузки меньше внутреннего сопротивления источника питания.

Виды коротких замыканий:

В трёхфазных электрических сетях различают следующие виды коротких замыканий:

1. однофазное (замыкание фазы на землю или нейтральный провод);

2. двухфазное (замыкание двух фаз между собой);

3. двухфазное на землю (две фазы между собой и одновременно на землю);

4. трёхфазное (три фазы между собой).

В электрических машинах возможны короткие замыкания:

1. межвитковые - замыкание между собой витков обмоток ротора или статора, либо витков обмоток трансформаторов;

2. замыкание обмотки на металлический корпус.

Методы защиты.

Для защиты от короткого замыкания принимают специальные меры:

1. Ограничивающие ток от короткого замыкания:

1) устанавливают токоограничивающие электрические реакторы;

2) применяют распараллеливание электрических цепей, то есть отключение секционных и шиносоединительных выключателей;

3) используют понижающие трансформаторы с расщеплённой обмоткой низкого напряжения;

4) используют отключающее оборудование - быстродействующие коммутацион-

ные аппараты с функцией ограничения тока короткого замыкания - плавкие предохранители и автоматические выключатели;

2. Применяют устройства релейной защиты для отключения поврежденных участков цепи.

На рисунке 4 представлена расчетная электрическая схема подстанции.

Рисунок 4 - Расчетная электрическая схема.

Мощность КЗ на вводе подстанции: S_k=1750 МВА.

На основании номинальной мощности и номинальных напряжений обмоток тягового трансформатора, выбирается трансформатор с напряжением КЗ (%) [1]:

Таблица 4 - Напряжение КЗ трансформатора

UКВН	UКВС	UКСН
12,5	20	6,5



Составляем расчётную схему замещения (рисунок 5).

Рисунок 5 - Расчетная схема замещения

Выбирается основная (базисная) ступень, к которой будут приводиться параметры всех элементов. Пусть это будет ступень высшего напряжения (ВН). Напряжение этой ступени сверяется со шкалой средних номинальных напряжений =230 кВ.

Расчет тока короткого замыкания в точке К₁.

Рисунок 5 - Схема замещения тяговой подстанции для точки К_1.



Ток короткого замыкания в точке К₁ определим по формуле:

(3.1)

где Е_С - ЭДС системы,

Х_С - сопротивление системы.

Е_С=1,05*U_BH=1,05*230=241,5 кВ;

Производим расчёт тока короткого замыкания в точке К₂.

Составим схему замещения для точки К₂(рисунок 6):

Рисунок 6 - Схема замещения подстанции для точки К₂.



Ток короткого замыкания в точке К₂ определим по формуле:

(3.2)

где - эквивалентное сопротивление схемы относительно точки , рассчитывается по формуле (3.3).

(3.3)

где и - сопротивления обмоток высшего и среднего напряжения тягового трансформатора, рассчитываются по формулам (3.4) и (3.5).

(3.4)

(3.5)

;



Полученный ток пересчитывается фактически:

На стороне тяговой обмотки в качестве межфазного КЗ может возникнуть лишь двухфазное КЗ, поэтому необходим его расчет:

Производим расчёт тока короткого замыкания в точке К₃

Составим схему замещения для точки К₃ (рисунок 7).

Рисунок 7 - Схема замещения подстанции для точки К₃

Ток короткого замыкания в точке К₃ определим по формуле:

(3.6)



где Хк3- эквивалентное сопротивление схемы относительно точки К3.

Полученный ток пересчитывается фактически:

Результаты расчета представляются соответствующей схемой замещения, представленной на рисунке 8.

Рисунок 8 - Результаты расчета

Здесь кВ. Дробь возле каждого сопротивления означает: числитель - порядковый номер сопротивления, знаменатель - численное значение:

Х₁ = Х_С = 30,23 Ом;

Х₂ = Х₃ = Х_Т1В = Х_Т2В = 429,8Ом;

Х₄ = Х₅ = Х_Т1С = Х_Т2С = 0 Ом;

Х₆ = Х₇ = Х_Т1Н = Х_Т2Н = 462,88 Ом.

Результаты расчетов приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Результаты расчетов токов КЗ и ударных токов

Ток КЗ	Максимальный ток межфазного КЗ,кА
IК1(3)	4,6
IК2(2)	4,13
IК3(3)	7

Рассчитаем ударные токи.Для проверки электрических аппаратов и токоведущих частей необходимо знание ударного тока КЗ, т.е. максимального амплитудного значения полного тока, который может быть определен по формуле (3.7):

(3.7)

где - периодическая составляющая тока КЗ в данной точке;

- ударный коэффициент, показывающий скорость затухания апериодической составляющей, для шин РУВН тягового трансформатора можно принять =1,8, а для шин РУСН и НН =1,91,92.

Рассчитанные значения ударных токов сводим в таблицу 6.



Таблица 6 - Итоговая таблица

Ток КЗ	Максимальный ток межфазного КЗ кА	Ударный ток кА
IК1(3)	4,6	11,7
IК2(2)	4,13	11,01
IК3(3)	5,26	18,8



4. Расчет токов короткого замыкания в сетях до 1000 В

Данный расчет производится согласно ГОСТ 28249 - 2003 Расчет токов короткого замыкания в сетях до 1 кВ.

I способ:

Расчетная исходная электрическая схема имеет вид, представленный на рисунке 1.

Рисунок 9 - Расчетная схема

1. Выбираем тип трансформатора подходящий для расчета: ТМ-400/35 75У1[1].

После выбора трансформатора выбираем его электрические характеристики: 1) номинальное напряжение обмоток: ВН= 27,5 кВ, НН= 0,4 кВ, 2) потери: Р_к= 5,5 кВА, u_k=4,5%[2].

Схема замещения представлена на рисунке 10.



Рисунок 10 - Схема замещения

Расчетный ток находится по формуле (4.1)

(4.1)

где - полное сопротивление, которое находится по формуле (1.2) (как сумма активного и реактивного сопротивления):

; (4.2)

; (4.3)

. (4.4)

Мощность ТСН S_ТСН=400кВА.

Сопротивление системы находится по формуле (4.5)

(4.5)



где

Активное сопротивление ТСН находится по формуле (4.6)

(4.6)

,

(4.7)

где - коэффициент трансформации

.

Реактивное сопротивление ТСН находится по формуле (4.8)

(4.8)

где

Расчетный ток КЗ равен:

II способ:

Расчетная исходная электрическая схема имеет вид, представленный на рисунке 11.

Рисунок 11 - Расчетная исходная электрическая схема

Рассчитываемый ток находится по формуле (4.9):

(4.9)

где- полное сопротивление, которое находится по формуле (как сумма активного и реактивного сопротивления).

; (4.10)

; (4.11)

; (4.12)

(4.13)

где l_шин=10м;

(4.14)

,

(4.15)

Выбираем шину - алюминий по:

h=50мм=0,05м - ширина шины,

d₁₂=0,1м,

а₂₃=0,1м,

а₁₂=0,2м,

(4.16)

где ,

F=250 мм²,

,

,

,

,

,

,

;

=0,0975 мОм;

=18,4 мОм;

X_ТА=0,02 мОм;

=1,4 мОм.

;



5. Выбор и проверка токоведущих частей и изоляторов

5.1 Выбор и проверка гибких и жестких шин

Одна из главных связующих ролей в энергосистеме (электроустановке) отводиться соединительным шинам. Эти электротехнические изделия связывают элементы всей электроустановки в одну эквивалентную точку.

Совокупность соединительных токопроводящих шин в электроустановке называется шинопроводом. Он крепиться на опорных изоляторах и помещается в защитный короб или канал, главное требование к нему - высокая устойчивость к ударным токовым, тепловым и динамическим нагрузкам.

1. Выбор и проверка сборных шин ОРУ-220:

Выберем шину по справочной литературе [3] АС-240 , допустимый ток которой равен , а максимальный рабочий ток равен , тогда

1) по условию длительного допустимого тока получим неравенство:

; (5.1)

;

2) проверка проводников на термическую стойкость при КЗ:

; (5.2)

Сначала определим значение по кривым для определения температуры нагрева проводов при коротком замыкании (приложение А), соответствующих материалу проверяемого проводника и начальной температуре проводника. Для проводов и окрашенных шин, неизолированных такая температура составляет 70 .

Определим значение интеграла Джоуля при расчётных условиях короткого замыкания. Рассматриваем неравенство:

; (5.3)

где - расчётная продолжительность КЗ, определяется:

; (5.4)

где =0,25 с - время работы релейной защиты в данной части схемы;

- полное время отключения выключателя, для ВГТ-220 кВ t_в=0,055 с;

- электромагнитная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, равная 0,05.

;

Проверим по неравенству (5.2):

;

.

Так как условие неравенства выполняются определим тепловой импульс тока короткого замыкания, по формуле:

; (5.5)

;

.

Найдем значение величины , соответствующее конечной температуре нагрева проводника:

; (5.6)

где S=240

А²с/мм².

Значение для А_?к=0,56310⁴А²с/мм²(приложение А), следуя Руководящим указаниям по расчету токов КЗ и выбору электрооборудования для алюминиевой части сталеалюминевых проводов . Сравнение полученных значений:

72200;

3) Проверка на отсутствие коронирования:

Условие отсутствия коронирования:

(5.7)

где Е₀ -максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см;

(5.8)

где m_n - коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов m_n = 0,83-0,87;

r_пр - радиус провода, см, определяется по принятому сечению, r_пр=1,08см для АС-240;

Е - напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см.

(5.9)

где Д_ср - среднегеометрическое расстояние между осями проводов, см, находится через расстояние Д между осями проводов, принимается про справочной литературе 5 Д_ср=1,26Д.

Д =400 мм для

Д_ср =1,26400=504 мм.

Проверяем по условию (5.7):

2. Выбор и проверка сборных шин ОРУ-27,5 кВ:

Выберем шину А-120, допустимый ток которой равен , а максимальный рабочий ток равен , тогда

1) по условию длительного допустимого тока:

375336 А;

2) проверка проводников на термическую стойкость при коротком замыкании:

А²•с/мм²;

;

, для ВБН-27,5 П-20/1250 ХЛ1;

;

Проверяем по условию (5.3):

0,23

Условие выполнено, тогда определим тепловой импульс:

;

;

S=120

А²с/мм².

По рисунку в приложении Аопределим ,проверим по условию (5.2):

76,8200.

3. Выбор и проверка сборных шин РУ-6,6 кВ:

Выберем шину А-40Ч4, допустимый ток которой равен , а максимальный рабочий ток равен , тогда

3) по условию длительного допустимого тока:

480370 А;

4) проверка проводников на термическую стойкость при коротком замыкании:

А²•с/мм²;

;

, для ВБЭ-10-31,5/1600 У3;

;



Проверяем по условию (5.3):

0,22

Условие выполнено, тогда определим тепловой импульс:

;

;

S=160

А²с/мм²

По рисунку в приложении А определим, проверим по условию (5.2):

78,4200.

Выбранные шины заносятся в таблицу 7.

Таблица 7- Результаты выбора и проверки шин

Марка провода	Iраб макс, А	Iдоп, А	S, мм2
АС-240	188	605	240
А-120	336	375	600
А-40Ч4	470	480	-

5.2 Выбор и проверка изоляторов

Для крепления и изоляции гибких шин РУ-230 и РУ-27,5 используют подвесные изоляторы, которые собирают в подвесные или натяжные гирлянды. Выбор изоляторов проводим согласно ГОСТ 6490-93. Изоляторы, линейные, подвесные, тарельчатые. Количество подвесных изоляторов в гирлянде в зависимости от класса напряжения выбираются по справочным данным, представлены в таблице 8.



Таблица 8 - Количество подвесных изоляторов в гирлянде

Тип изолятора	Место установки	Количество изоляторов
ПС - 70	ОРУ - 230	16
ПС - 70	ОРУ - 27,5	3

Подвесные изоляторы на термическую и электродинамическую стойкость по режиму КЗ и по разрушающей нагрузке не проверяются.

В конструкциях РУ - 6,6 кВ используются опорные и проходные изоляторы. Опорные изоляторы служат для крепления и изоляции жестких шин РУ. Опорные изоляторы выбираются по номинальному напряжению электроустановки:

, (5.10)

.

где - номинальное напряжение изолятора;

- напряжение электроустановки в месте установки изолятора.

По условию (5.10) подходит изолятор ИО-10-7,5 РРУ3. Характеристики изолятора приведены в таблице 9 и дальнейшая поверка ведется для него.

Таблица 9 - Характеристики опорного изолятора

Марка изолятора	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее допустимое напряжение, кВ	Минимальная разрушающая сила при изгибе, кН
ИО-10-7,5 РРУ3	10	12	7,5

Проверка изолятора выполняется по условию (5.11):

(5.11)



где , - соответственно фактическая и допустимая нагрузка на изолятор, Н.

Величина допустимой нагрузки определяется с коэффициентом запаса 60% от разрушающей нагрузки на изгиб изолятора, выбирается в зависимости от выбранного типа исполнения:

(5.12)

Максимальная фактическая нагрузка на изолятор определяется:

(5.13)

где i_у - величина ударного тока;

K_расп - коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников, K_расп= 1 при расположении их в одной плоскости;

- коэффициент, зависящий от расчетной схемы, для защемленной шины на жестких опорах;

а - расстояние между осями проводников, должно превышать допустимое изоляционное расстояние для данного рабочего напряжения по условиям пробоя (для кВ м);

- длина пролета между изоляторами (для РУ - 10 кВ м);

K_ф- коэффициент формы, определяемый для шин прямоугольной сечения в зависимости от их размеров и величины а по справочной диаграмме;

Определяется коэффициент К_физ соотношений:



По диаграмме для определения коэффициента формы шин прямоугольного сечения в приложении Б видно, что К_ф=1;

- динамический коэффициент, определяемый в зависимости от частоты собственных колебаний шины, f_с=50 Гц) по справочной диаграмме.

(5.14)

где r₁- коэффициент, определяемый по справочной литературе в зависимости от взаимного расположения шин (для защемленной шины на жестких опорах r₁ = 4,73);

Е- модуль упругости (для шин из алюминия и его сплавовПа);

ж-момент инерции, зависящий от формы и расположения шин. Для горизонтальных шин прямоугольного сечения м⁴, где b и hсоответственно короткая и длинная сторона сечения шины;

m - масса одного погонного метра шины, определяемая по справочной литературе (m=0,203 кг/м).

По формуле (5.14) определим основную гармонику колебаний шин:

(Гц),

Следовательно, по диаграмме для определения коэффициента формы шин прямоугольного сечения (приложение В) з=1,8.

По формуле (5.13) определим максимальную фактическую нагрузку на изолятор:

По формуле (5.3) определим допустимую нагрузку на изолятор:

.

Проверка по условию (5.11):

0,55 ? 4,5

Условие выполняется.

Проходные изоляторы применяются на подстанции для соединения частей электроустановки внутри и снаружи ячеек РУ, для соединения наружных и внутренних частей электрических аппаратов. Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению и номинальному току:

(5.15)

где - максимальный рабочий ток;

- номинальный ток изолятора, А.

По условию (5.14) подходит изолятор ИПУ-10/630-7,5УХЛ1, технические характеристики которого приведены в таблице 10, и дальнейшая поверка ведется для него.

Таблица 10 - Характеристика проходного изолятора

Марка изолятора	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Минимальная разрушающая сила на изгиб, кН	Применение
ИПУ-10/630-7,5УХЛ1	10	630	7,5	Наружно-внутренняя установка



Проверка изолятора выполняется по условию (5.11). Проходные изоляторы воспринимают лишь половину усилия приходящегося на длину пролета, поэтому максимальная фактическая нагрузка на изолятор определяется:

(5.16)

Проверка по условию (5.11):

0,275 ? 4,5

Условие выполняется.

Проходные изоляторы необходимо проверить на термическое действие токов КЗ, определив наименьшее возможное сечение токоведущего стержня:

(5.17)

(5.18)

где С- коэффициент, учитывающий соотношение максимально допустимой температуры токоведущей части и температуры при нормальном режиме работы, С=90 для проводов марки А;

В_К- интеграл Джоуля, в данном случае равен 13,23·10⁶ А²·с.

(мм²);

Проверка по условию

160<40,4 (мм²)

Условие выполняется.

Проверим жесткие шины на электродинамическое действие токов короткого замыкания.

Проверка жестких шин на электродинамическое действие токов КЗ заключается в сравнении расчётного максимального механического напряжения в материале шин при трёхфазном КЗ с допустимым значением:

; (5.19)

Расчётное напряжение найдем, МПа:

; (5.20)

где - момент сопротивления поперечного сечения шины, м³, определяемый по справочным формулам в зависимости от профиля шины, так, для горизонтально расположенных прямоугольных шин:

; (5.21)

где

- коэффициент, зависящий от условий опирания шин и числа пролётов конструкции с неразрезными шинами, значение которого приводится также в справочной литературе, для рассматриваемого варианта исполнения шин .

85?5,06 МПа

Условие выполняется.



6. Выбор и проверка электрических аппаратов

6.1 Выбор и проверка разъединителей

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат используемый в электроустановках выше 1000 В, основное назначение которого - создание видимого разрыва и изолирование части электроустановки, отдельного аппарата от смежных частей, находящихся под напряжением, для безопасного ремонта. Поскольку контактная система разъединителя не имеет дугогасительного устройства, с его помощью нельзя отключать ток нагрузки, а тем более КЗ. Однако для упрощения схем электроустановок, допускается использовать разъединители для производства следующих операций:

- отключения и включения нейтралей трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

- отключения и включения зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);

- отключения и включения нагрузочного тока до 15 А трёхполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже;

- разъединителем разрешается также производить операции, если он надёжно шунтирован низкоомной параллельной цепью (шиносоединительным или обходным выключателем);

- разъединителем разрешается отключать и включать незначительный намагничивающий ток силовых трансформаторов и зарядный ток воздушных и кабельных линий.

Выбор разъединителей производится по условиям нормального режима, виду установки (наружной - для ОРУ, внутренней - для ЗРУ) и климатическому исполнению.

Проверка выбранных разъединителей проводится:

- по электродинамической стойкости ;

- по термической стойкости ;

где - амплитудное значение предельного сквозного тока согласно паспорта, кА;

- ток термической стойкости по паспорту, кА;

- длительность протекания тока термической стойкости по паспорту, с.

Выполним выбор разъединителей и приведем их технические характеристики для каждого устройства:

Для РУ-230 кВ выбираем разъединитель РГН-220/1000 УХЛ 1 с техническими характеристиками, приведённые в таблице 11:

Таблица 11 - Технические характеристики разъединителя для РУ-230 кВ

Тип разъединителя	РГН-220/1000 УХЛ 1
Номинальное напряжение, кВ	220
Номинальный ток, А	1000
Предельный сквозной ток,(ток электродинамической стойкости),кА	80
Номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости), кА	31,5
Время прохождения тока термической устойчивости, с	3

Для РУ-27,5 кВ выберем разъединитель РГН-35/1000 УХЛ 1 с техническими характеристиками, приведенными в таблице 12:

Таблица 12 - Характеристики разъединителя для РУ-27,5 кВ

Тип разъединителя	РГН-35/2000 УХЛ 1
Номинальное напряжение, кВ	35
Номинальный ток, А	2000
Предельный сквозной ток,(ток электродинамической стойкости), кА	80
Номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости), кА	31,5
Время прохождения тока термической устойчивости, с	3

Для РУ-6,6 кВ выберем разъединитель РКВ-10/400 УХЛ 2 с техническими характеристиками, приведёнными в таблице 13:

Таблица 13 - Технические характеристики разъединителя для РУ-6,6 кВ

Тип разъединителя	РКВ-10/400 УХЛ 2
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	400
Предельный сквозной ток,(ток электродинамической стойкости) кА	40
Номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости), кА	16
Время прохождения тока термической устойчивости, с	4

Проверка разъединителей:

1) Проверка по электродинамической стойкости:

- Для РУ-230

Для РУ-27,5

Для РУ-6,6

где - ток электродинамической стойкости разъединителя РУ-230,

-ток электродинамической стойкости разъединителя РУ-27,5,;

- ток электродинамической стойкости разъединителя РУ-6,6,

.

2) Проверка по термической стойкости:

- Для РУ-230

; (6.1)

Для РУ-27,5

; (6.2)

Для РУ-6,6

; (6.3)

где - предельный ток термической стойкости разъединителя РУ-220, .

- предельный ток термической стойкости разъединителя РУ-27,5,

- предельный ток термической стойкости разъединителя РУ-6,6, I.

- время протекания тока термической стойкости разъединителя РУ-220,.

- время протекания тока термической стойкости разъединителя РУ-27,5,.

- время протекания тока термической стойкости разъединителя РУ-6,6,.

В таблице 14 указаны типы разъединителей.

Таблица 14 - Результаты выбора разъединителей

Место установки разъединителя	Тип разъединителя	Условия выбора	Условия проверки
		, кВ	, А	, кА	,
Ввод в РУ - -230 кВ	РГН-220/1000 УХЛ 1
Ввод в РУ - 27,5кВ	РГН-35/1000УХЛ 1
Ввод в РУ - 6,6кВ	РКВ-10/400 УХЛ 2

6.2 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Высоковольтный выключатель -- защитно-коммутационный аппарат, предназначенный для оперативных включений и отключений отдельных цепей или электрооборудования в энергосистеме в нормальных или аварийных режимах при ручном, дистанционном или автоматическом управлении.

Выключатели среднего и высокого напряжения (номинальное напряжение 6 -- 1 150 кВ) и большим током отключения (до 50 кА) используются на электрических станциях и подстанциях. Эти выключатели представляют собой довольно сложную конструкцию, управляемую электромагнитными, пружинными, пневматическими или гидравлическими приводами. В зависимости от среды, в которой производят гашение дуги, различают воздушные выключатели, в которых дуга гасится сжатым воздухом, масляные выключатели, в которых контакты помещаются в ёмкость с маслом, а дуга гасится парами масла, элегазовые выключатели, в которых используется электропрочный газ SF₆ -- «элегаз», и вакуумные выключатели, в которых дугогашение происходит в вакууме -- в так называемой вакуумной дугогасительной камере (ВДК). Защитная среда одновременно с дугогашением обеспечивает и диэлектрическую прочность промежутка между контактами в отключенном положении, от чего зависит и величина хода контактов.

Выбор выключателей производится по следующим показателям:

1. Коммутационному ресурсу:

1.1. Для нормального режима

1.2. Для аварийного режима

2. Климатическому исполнению

3. Сроку службы

4. Категории размещения

5. Конструкции

6. Времени отключения

Выбираем выключатели согласно ГОСТ 18397.86. Выключатели переменного тока на номинальные напряжения 6-220 кВ для частых коммутационных операций;

Для РУ 230 кВ выбираем элегазовые выключатели (таблица 15).

Таблица 15 - Показатели выбора выключателей

Марка выключателя Показатель	ВГУ-220II-50/3150 УХЛ1	ВГТ-220II-40/2500У1	ВЭБ-220II-50/3150 УХЛ1
Коммутационный ресурс	Для нормального режима	25000	20000	20000
	Для аварийного режима	200	150	200
Климатическое исполнение	УХЛ	У	УХЛ
Срок службы, лет	25	20	25
Категория размещения	1	1	1
Конструкция(3- или 1-фазный)	3	3	3
Время отключения, с	Собственное	0,028	0,035	0,03
	Полное	0,055	0,055	0,055

Из вышеизложенных показателей выбираем высоковольтный выключатель ВГУ-220II-50/3150 УХЛ1. Он имеет преимущества по отношению к двум другим, такие как больший коммутационный ресурс для нормального режима и меньшее собственное время отключения.

Для РУ 27,5 кВ выбираем из представленных в таблицах 16 и 17.

1. Однофазные

Таблица 16 - Показатели выбора выключателей

Марка выключателя Показатель	ВВК-27,5-20/1250У1	ВВУ-27,5II-20/1600УХЛ1	ВЭО-27,5Б-20/1250У1
Коммутационный ресурс	Для нормального режима	20000	20000	12000
	Для аварийного режима	50	200	30
Климатическое исполнение	У	УХЛ	У
Срок службы, лет	30	35	30
Категория размещения	1	1	1
Конструкция(3- или 1-фазный)	1	1	1
Время отключения, с	Собственное	0,05	0,04	0,05
	Полное	0,07	0,06	0,08

Из вышеизложенных показателей выбираем высоковольтный выключатель ВВУ-27,5II-20/1600УХЛ1. Он имеет преимущества по отношению к двум другим, такие как больший коммутационный ресурс для нормального и аварийного режимов, больший срок службы и меньшее собственное и полное время отключения.

2. Трехфазные



Таблица 17 - Показатели выбора выключателей

Марка выключателя Показатель	ВГБЭП-35-12,5/630У1	ВВС-35II-20/630УХЛ1	ВБЗП-35Б-20/1000У1
Коммутационный ресурс	Для нормального режима	20000	25000	20000
	Для аварийного режима	200	200	150
Климатическое исполнение	УХЛ	УХЛ	У
Срок службы, лет	25	30	25
Категория размещения	1	1	1
Конструкция(3- или 1-фазный)	3	3	3
Время отключения, с	Собственное	0,045	0,04	0,055
	Полное	0,065	0,08	0,08

Из вышеизложенных показателей выбираем высоковольтный выключатель ВВС-35II-20/630УХЛ1. Он имеет преимущества по отношению к двум другим, такие как имеет больший коммутационный ресурс для нормального режима, больший срок службы и меньшее собственное время отключения.

Для РУ 6,6 кВ выбираем из выключателей, представленных в таблице 18.

Таблица 18 - Показатели выбора выключателей

Марка выключателя Показатель	ВВЭ-М-10-20/630У3	ВВТЭ-10 10/63У2	ВБЭ-10-31,5/1600 У3
Коммутационный ресурс	Для нормального режима	20000	20000	50000
	Для аварийного режима	100	100	100
Климатическое исполнение	У	У	У
Срок службы, лет	25	30	30
Категория размещения	3	3	3
Конструкция(3- или 1-фазный)	3	3	3
Время отключения, с	Собственное	0,05	0,05	0,04
	Полное	0,07	0,07	0,07



Из вышеизложенных показателей выбираем высоковольтный выключатель ВБЭ-10-31,5/1600 У3.Он имеет преимущества по отношению к двум другим, такие как имеет больший коммутационный ресурс для нормального режима и меньшее собственное время отключения.

После выбора выключателей производится их проверка. Выполним проверку, основываясь на материалы ПУСТЭ и Руководящие указания по выбору и проверке выключателей.

Она проходит по следующим параметрам:

- на электродинамическую стойкость к действию токов КЗ:

1) по предельному периодическому току КЗ:

I_пр.с? I_к, (6.4)

где - эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

- ток трёхфазного (для РУ - 27,5 кВ двухфазного) КЗ, кА;

2) по ударному току КЗ:

, (6.5)

где - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

- на термическую стойкость

, (6.6)

где - предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;

- время протекания тока термической стойкости по каталогу, с;

- тепловой импульс тока КЗ, ;

- по отключающей способности:

1) по номинальному периодическому току отключения:

, (6.7)

где - номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА;

2) по полному току отключения

, (6.8)

где - номинальное относительное значение апериодической составляющей в отключаемом токе КЗ, определяемое по справочной кривой на момент размыкания контактов выключателя ф, с:

, (6.9)

где - минимальное время действия основной защиты, принимается равным 0,01 с;

- собственное время отключения выбранного выключателя по каталогу,

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, с:

, (6.10)

где- электромагнитная постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ для рассматриваемого РУ подстанции.

Если величина ф превышает 0,1 с, то апериодическая составляющая тока КЗ успевает затухнуть и проверка по полному току отключения примет вид:

, (6.11)

Рассмотрим технические параметры выключателей необходимые для проверки (таблица 19).

Таблица 19 - Паспортные данные выключателей

	ВГУ-220II-50/3150УХЛ1	ВВС-35II-20/1600УХЛ1	ВВУ-27,5II- 20/1600УХЛ1	ВБЭ-10-31,5/1600У3
Напряжение,кВ	Ном.	220	35	27,5	10
	Наиб.	252	40,5	29	12
Ном.ток, А	3150	1600	1600	1600
Ном.ток отключения, кА	50	20	20	31,5
Предельный сквозной ток, кА	эффект.	50	20	20	31,5
	амплит.	127	52	52	80
Время отключения, с	собст.	0,028	0,04	0,04	0,04
	полное	0,055	0,06	0,06	0,07
Ток термической стойкости, кА	50(3)	20(3)	20(3)	31,5(3)

Выполним проверку:

- на электродинамическую стойкость к действию токов КЗ:

1) по предельному периодическому току КЗ:

ДляРУ-230:

;

ДляРУ-27,5

;

.

ДляРУ-6,6:

;

2) По ударному току КЗ:

Для РУ-230:

;

Для РУ-27,5:

;

Для РУ-6,6:

.

- На термическую стойкость:

Рассчитаем термические параметры выключателя:

Определим электромагнитную постоянную времени затухания апериодической составляющей тока КЗ:

, (6.12)

Рассчитаем продолжительность тока КЗ:

Для РУ-230

(6.13)

Для РУ-27,5

(6.14)

Для РУ-6,6

(6.15)



где - полное время отключения выключателя РУ-230,

- полное время отключения выключателя РУ-275,

- полное время отключения выключателя РУ-6,6,

Найдем интеграла Джоуля при расчётных условиях КЗ:

Для определения расчетной формулы необходимо рассмотреть неравенство:

(6.16)

Для РУ-230

Для РУ-27,5

Для РУ-6,6

Выполнение данного неравенства дает право воспользоваться для нахождения интеграла Джоуля более простой формулой:

(6.17)

Для РУ-230

Для РУ-27,5

Для РУ-6,6

Проверка на термическую стойкость:

Для РУ-220

ДляРУ-27,5

ДляРУ-6,6

- по отключающей способности:

1) по номинальному периодическому току отключения:

Для РУ-230

Для РУ-27,5

ДляРУ-6,6

2) по полному току отключения:

Рассчитаем отключающие способности выключателя:

Определим момент размыкания контактов выключателя:

Для РУ-230

Для РУ-27,5

Для РУ-11



Найдем номинальное относительное значение апериодической составляющей в отключаемом токе КЗ, определяемое по справочной кривой в приложении Д:

Для РУ-230

Для РУ-27,5

Для РУ-6,6

Рассчитаем апериодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя:

ДляРУ-230

ДляРУ-27,5

ДляРУ-6,6

Проверка по полному току отключения:

ДляРУ-230



ДляРУ-27,5

ДляРУ-6,6

Выбранные высоковольтные выключатели прошли проверку по всем параметрам. Результаты выбора и проверки сведем в таблицу 12.

Таблица 20 - Результаты выбора и проверки выключателей

Место установки выключателя	Тип выключателя
РУ-230 кВ	ВГУ-220II-50/3150УХЛ1
РУ-27,5 кВ	ВВС-35II-20/1600УХЛ1
РУ-27,5 кВ	ВВУ-27,5II- 20/1600УХЛ1
РУ-6,6кВ	ВБЭ-10-31,5/1600У3



7. Выбор контрольно-измерительной аппаратуры

Контроль за режимом агрегатов электростанций и подстанций осуществляется с помощью измерительных приборов (указывающих и регистрирующих) и релейных устройств -- датчиков сигнализации, срабатывающих при отклонениях параметров агрегата от заданных значений сверх допустимого и действующих на соответствующую схему предупреждающей сигнализации.

Измерительный преобразователь включается в соответствующие вторичные цепи трансформаторов тока и напряжения и обеспечивает преобразование указанных входных сигналов в унифицированный выходной сигнал 0--5 А, пропорциональный контролируемому параметру и подаваемый на вход измерительного прибора.

Измерение напряжения на тяговой подстанции должно быть предусмотрено в следующих точках:

- В РУ-220,110,35,10,6 кВ - на всех секциях шин (линейное и фазное напряжение всех трех фаз) допускается использовать один щитовой прибор с переключателем;

- В РУ 25 кВ - на обеих секциях шин;

- На шинах собственных нужд 380/220 В - один щитовой прибор с переключателем на три линейных и три фазных напряжения;

Измерение тока нагрузки на тяговой подстанции выполняется в следующих точках:

- На всех вводах подстанции;

- На одной фазе;

- На вводах понижающих трансформаторов и вводах РУ 35,10,6 кВ - на одной фазе;

- На вводах РУ 25 кВ - на двух фазах плеч питания;

- На фидерах КС - на одной фазе;

- На фидерах ВЛ СЦБ и ДПР - на одной фазе;

- На фидерах 35,10,6 кВ трансформатора собственных нужд - на одной фазе;

- На аккумуляторной батареи.

Класс точности измерительного прибора должен быть не более 2,5.

Измерительные приборы необходимо устанавливать на щитах, откуда осуществляется управление оборудованием.

Расчетные счетчики активной и реактивной энергии устанавливаются на фидерах нетяговых железнодорожных и других потребителей. Расчетные счетчики активной энергии общеподстанционного учета на подстанции следует устанавливать на стороне ВН понижающих трансформаторах или на вводах подстанции.

Учет активной энергии трехфазного тока следует осуществлять с помощью трехфазных счетчиков. Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной энергии:

- На трансформаторах мощностью 63 МВА и выше класс точности должен быть 0,5;

- В трансформаторах мощностью (10-40) МВА - 1.0;

- На прочих объектах учета - 2.0.

Общая схема измерений токов, напряжений, и активной энергии амперметрами, вольтметрами, счетчиками активной энергии представлена на рисунке -12:



Рисунок -12 Схема измерений токов, напряжений и активной энергии

Далее производится выбор измерительных приборов (амперметров, вольтметров и счетчиков активной энергии) число и марки которых представлены в таблицах 21-23:

Таблица 21 - Приборы установленные в РУ-220

По цепи тока
Прибор	Тип	Число приборов	Полное сопротивление, Ом	Общее сопротивление приборов	Потребляемая мощность, ВА
Счётчик активной энергии	ЦЭ6805	1	0,02	0,02	0,02
Амперметр	Э30	1	0,044	0,044	1,1
Итого	0,064	1,12
По цепи напряжения
Прибор	Тип	Число приборов	Потребляемая мощность, ВА	Общая потребляемая мощность, ВА
Счётчик активной энергии	ЦЭ6805	1	2,5	2,5
Вольтметр	Э-378	1	1,2	1,4
Итого	3,9

Таблица 22 - Приборы установленные в РУ-27,5

По цепи тока
Прибор	Тип	Число приборов	Полное сопротивление, Ом	Общее сопротивление приборов	Потребляемая мощность, ВА
Счётчикактивной энергии	ЦЭ6805	1	0,02	0,02	0,02
Амперметр	Э30	1	0,044	0,044	1,1
Итого	0,064	1,12
По цепи напряжения
Прибор	Тип	Число приборов	Потребляемая мощность, ВА	Общая потребляемая мощность,ВА
Счётчик активной энергии	ЦЭ6805	3	2,5	7,5
Вольтметр	Э-378	1	1,2	1,2
Итого	8,7

Таблица 23 -Приборы установленные в РУ-6,6

По цепи тока
Прибор	Тип	Число приборов	Полное сопротивление, Ом	Общее сопротивление приборов	Потребляемая мощность
Счётчикактивной энергии	ЦЭ6805	1	0,02	0,02	0,02
Амперметр	Э30	1	0,044	0,044	1,1
Итого	0,064	1,12
По цепи напряжения
Прибор	Тип	Число приборов	Потребляемая мощность, ВА	Общая потребляемая мощность,ВА
Счётчик активной энергии	ЦЭ6805	3	2,5	7,5
Вольтметр	Э-378	1	1,2	1,2
Итого	8,7



7.1 Выбор и проверка трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления, а также для изоляции измерительных приборов, реле и обслуживающего персонала от высокого напряжения (0,66-220 кВ).

Трансформаторы тока в первичных схемах устанавливаются непосредственно на оборудовании или сборных шинах распределительных устройств в зависимости от назначения.

Выполнение вторичных цепей и способы подачи вторичного напряжения или тока на измерительный прибор, релейную защиту, автоматику, измерительный преобразователь зависят от конкретных условий и определяются особенностями той или иной схемы и решаемой задачи. Однако существует ряд общих положений, которые необходимо учитывать при выполнении вторичных цепей ТТ.

Для ТТ:

а) одну точку вторичной обмотки необходимо заземлять в соответствии с требованиями техники безопасности;

б) должна обеспечиваться возможность включения во вторичные цепи контрольно-измерительного прибора без разрыва цепи.

Измерительные трансформаторы тока предназначены для подключения измерительных приборов (амперметров), токовых цепей счетчиков активной и реактивной энергии. Рекомендуется совместное подключение счетчиков, измерительных приборов, если трансформатор не выходит из класса точности 0,5. Расчетная схема для проверки трансформаторов тока по классу точности приведены на рисунке 13:



Рисунок 13 - Расчетная схема для проверки трансформатора тока по классу точности

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока производится по следующим критериям:

1. По номинальному напряжению.

Номинальное напряжение трансформатора токаU_ном.ТТ должно быть больше либо равно максимальному рабочему напряжению U_Р соответствующего распределительного устройства, т.е. должно выполняться неравенство (7.1):

U_Р ? U_ном.ТТ (7.1)

где U_Р - номинальное напряжение трансформатора тока;

U_Р - максимальное рабочее напряжение.

2. По номинальному току первичной обмотки, неравенство (7.2):

3.

I_Р ?I_ном (7.2)

где I_ном - номинальный ток первичной обмотки устанавливаемого трансформатор тока;

I_Р - максимальный рабочий ток данного присоединения.

Для РУ-230 кВ, выбираем трансформатор тока ТГФ-220 УХЛ1:

U_Р =230 кВ = U_ном.ТТ=220 кВ;

I_Р=188 А ?I_ном=600 А.

Для РУ-27,5 кВ, выбираем трансформатор тока ТЛК-35 УХЛ1:

U_Р =27,5кВ ? U_ном.ТТ=35 кВ;

I_Р=470 А ?I_ном=1500 А.

Для РУ-6,6 кВ, выбираем трансформатор тока ТОЛ 10 -1:

U_Р =6,6кВ = U_ном.ТТ=10 кВ;

I_Р=739 А ?I_ном=1500 А.

4. Выбор по месту установки:

Распределительные устройства (РУ) тяговых подстанции выполняют наружной и внутренней установки. При расположении оборудования на открытом воздухе РУ называют открытыми (ОРУ), при расположении оборудования в здании - закрытыми (ЗРУ)

5. Выбор по классу точности:

Класс точности трансформаторов тока, а также трансформаторов напряжения для присоединения расчетных счетчиков необходимо выбирать не более 0,5.

6. Проверка на соответствие класса точности по неравенству (7.3):

Z_2факт ?Z_2ном (7.3)

где Z_2факт - фактическое сопротивление нагрузки трансформатора тока, Ом;

Z_2ном- номинальное допустимое сопротивление нагрузки трансформатора тока, Ом.

Номинальное допустимое сопротивление нагрузки определим следующим образом, по формуле (7.4):

(7.4)

где - номинальная нагрузка вторичной обмотки соответственно для РУ-230, РУ-27,5 и РУ-6,6.

- номинальный ток вторичной обмотки соответственно для РУ-230, РУ-27,5 и РУ-6,6.

Для РУ - 230 кВ:

Для РУ - 27,5 кВ:

Для РУ - 6,6 кВ:

Фактическое сопротивление нагрузки трансформатора тока определим по формуле (7.5):

Z_2факт = ?R_приб+R_пров+R_к (7.5)

где ?R_приб - сопротивления устанавливаемых измерительных приборов, Ом;

R_пров- сопротивление соединительных проводов, Ом;

R_к- сопротивление переходных контактов, Ом. Принимаемое 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

Для РУ - 230 кВ:

для амперметра типа Э-335 - полное сопротивление = 0,095 Ом;

для счетчика типа ЦЭ6805 - полное сопротивление = 0,02 Ом;

Для РУ - 27,5 кВ:

для амперметра типа Э-335 - полное сопротивление = 0,095 Ом;

для счетчика типа ЦЭ6805 - полное сопротивление = 0,02 Ом;

Для РУ - 6,6 кВ:

для амперметра типа Э-335 - полное сопротивление = 0,095 Ом;