Проектирование тяговой подстанции на железнодорожном участке

Электрические характеристики ТСН ТМЖ-400/27,5. Трансформаторы соответствуют требованиям ГОСТ 11677 и ТУ 659РК00010033-14-95.

Таблица 2.4

Трансформаторы собственных нужд (паспортные данные)

Тип	Sном, кВА	Сочетание напряжений	Группа соединения	РХХ, Вт	РКЗ, Вт	UКЗ%	IXX%
		L	В
		ВН,кВ	НН,кВ
ТМЖ-400/27,5-У1	400	27,5	0,4	Y/Yн-0; Y/Zн-11	950	5500 5800	6	1,8

Потери мощности в трёхобмоточных понизительных трансформаторах

(2.2.10)

Для трехобмоточных трансформаторов потери мощности и падения напряжений можно определить по формулам:

Р_кз1 = 0,48Р_кз; (2.2.11)

Р_кз2 = 0,23Р_кз; (2.2.12)

Р_кз3 = 0,29Р_кз; (2.2.13)

u_к.в = 0.5(u_к.в-с + u_к.в-н - u_к.с-н) (2.2.14)

u_к.с = 0.5(u_к.в-с - u_к.в-н + u_к.с-н) (2.2.15)

u_к.в = 0.5(u_к.в-н + u_к.с-н - u_к.в-с) (2.2.16)

Р_кз1 = 0,48200 = 96кВт;

Р_кз2 = 0,23200 = 46кВт;

Р_кз3 = 0,29200 = 58кВт;

u_к.в = 0.5(u_к.в-с + u_к.в-н - u_к.с-н) = 0,5(10,5 + 17,5 - 6,5) = 10,75%

u_к.с = 0.5(u_к.в-с - u_к.в-н + u_к.с-н) = 0,5(10,5 - 17,5 + 6,5) = - 0,25%

u_к.в = 0.5(u_к.в-н + u_к.с-н - u_к.в-с) = 0,5(17,5 + 6,5- 10,5) = 6,75%

2.4 Расчет максимальных рабочих токов

Выбор основного оборудования должен обеспечивать длительную работу оборудования в нормальном режиме и кратковременную работу - в режиме КЗ. Поэтому основным уравнением выбора по условиям длительного режима являются:

(2.3.1)

(2.3.2)

Таким образом, для выбора всех видов основного оборудования тяговой подстанции необходимо знание максимальных рабочих токов в месте расположения элемента. Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции производится в соответствии со следующей схемой:

Рис. 2.7 Схема тяговой подстанции

Электрические аппараты выбирают по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения (направления токов представлены на рис.2.7., где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током. При выборе учитывается необходимое исполнение аппарата (для наружной и внутренней установки). Выбранные аппараты проверяют на термическое действие токов короткого замыкания.

,

,

где I_ном и U_ном - номинальный ток и напряжение соответственно, А икВ;

I_{раб.макс} и U_{раб.макс} - максимальный рабочий ток и напряжение соответственно, А икВ;

1. Максимальный рабочий ток ввода ТПС

Где к_пр - коэффициент перспективы, к_пр = 1,3

- суммарная мощность трансформаторов подстанции МВА,

- коэффициент разновремённости нагрузок проектируемой и соседних подстанций для двухпутных участков

2. Максимальный рабочий ток первичной обмотки ВН тягового трансформатора

Где к_пер - коэффициент допустимой перегрузки, к_пер = 1,4

3. Максимальный рабочий ток вторичной обмотки СН тягового трансформатора

Ток одной линии I_CH.1 = 682.323/6 = 113.7205 А

4. Максимальный рабочий ток вторичной обмотки НН тягового трансформатора

где количество фидеров районной нагрузки

5. Максимальный рабочий ток сборных шин тяговой стороны

где - коэффициент распределения нагрузки по шинам, при числе присоединений 6 и менее

6. Максимальный рабочий ток сборных шин районной стороны

7. Максимальный рабочий ток фидера районной нагрузки

Текстильная фабрика:

Машиностроительный завод:

Пищевое предприятие:



8. Максимальный рабочий ток фидера контактной сети

Согласно методическим указаниям, рабочий ток фидера принимаем равным:

Таблица 2.5

Максимальные рабочие токи основных присоединений подстанций

Наименование потребителя	Расчетная формула	Максимальный рабочий ток, А
1. Питающий ввод 110кВ		417,7
2. Сборные шины 27,5кВ		1175,695
3. Сборные шины 10,5кВ		641,825
4. Обмотка ВН		281,44
5. Обмотка СН		1091,717
6. Обмотка НН		916,893
7. Фидеры 10,5кВ		305,583 388,502 203,722
8. Фидеры 27,5кВ		587,865 (по 97,977 А на каждый из 6 фидеров)

2.5 Расчет параметров короткого замыкания

Выбранные по токам и напряжениям рабочего режима токоведущие части и электрические аппараты должны быть проверены согласно требованию ПУЭ на действие токов короткого замыкания (КЗ).

При расчете токов КЗ необходимо принять следующие условия: тяговая подстанция питается, от системы неограниченной мощности; основные агрегаты тяговой подстанции работают параллельно; расчетным видом является 3-фазное КЗ; точки возможных КЗ намечают, исходя из условий протекания по токоведущим частям и электрическим аппаратам; наибольших токов (для условий тяговой подстанции - это сборные шины всех РУ); в качестве расчетных следует принимать индуктивные сопротивления цепи К.З.

Выполнять расчет токов КЗ рекомендуется в следующем порядке:

- составить исходную расчетную схему тяговой подстанции, которая представляет собой упрощенную однолинейную схему первичной коммутации, на которой указать элементы, влияющие на токи КЗ (для условий тяговой подстанции это трансформаторы и преобразовательные агрегаты). Примером может служить схема теговой подстанции постоянного тока, приведенная на рисунке I. На всех сборных шинах РУ схемы следует указать точки вероятных КЗ и напряжения U_cp (115; 37; 27,5; 10,5; 3,3; 0,4кВ), принятые при расчетах КЗ;

- составить схему замещения представляющую собой исходную расчетную схему, в которой электромагнитные (трансформаторные) связи заменяются связями электрические. Для этого использовать известные схемы замещения трансформаторов. Для удобства расчетов подученные сопротивления пронумеровать;

- вычислить все сопротивления схемы замещения;

- для каждой из намеченных на схеме точек КЗ выполнить преобразование схемы замещения таким образом, чтобы каждая из точек КЗ была связана с источником питания только одним сопротивлением, для чего использовать известные формулы параллельного и последовательного сложения сопротивлений;

- рассчитать токи КЗ

Расчет токов КЗ достаточно подробно изложен в специальной литературе /2, 3, 4/, в этой связи ниже приводятся лишь некоторые рекомендации.

Расчет сопротивлений схемы замещения можно выполнять в относительных или именованных единицах. Здесь мы предлагаем систему относительных единиц, которая в данных расчетах более проста. При желании студента расчет сопротивлений может быть выполнен в именованных единицах при использовании указанных выше источников.

Если применить систему относительных единиц, необходимо предварительно задаться базовой мощностью S_б, в качестве которой рекомендуется принять число, удобное для вычислении (например, S_б=100 или S_б = 1000 МВ*А.

Вычисление относительных сопротивлений, приведенных к базисной мощности S_б = 100 МВА для максимального режима

На расчетной схеме и схеме замещения найдем относительные сопротивления энергосистемы до шин опорных подстанций:

х*_б1 = = = 0,0434

х*_б2 = = = 0,0556

Относительные сопротивления линий:

х*_б3 = х₀l₁ = 0.4 = 0.493

х*_б4 = х₀l₄ = 0.4 = 0.2873

х*_б5 = х₀l₅ = 0.4 = 0.2057

х*_б6 = х₀l₅ = 0.4 = 0.0756



Рис. 2.8 Расчетная схема максимальный режим

Рис. 2.9 Схема замещения



Расчетные значения напряжения к.з. обмоток трёхобмоточных трансформаторов Тр1 и Тр2 находим как:

u_к.в = 0.5(u_к.в-с + u_к.в-н - u_к.с-н) = 0,5(10,5 + 17,5 - 6,5) = 10,75%

u_к.с = 0.5(u_к.в-с - u_к.в-н + u_к.с-н) = 0,5(10,5 - 17,5 + 6,5) = - 0,25%

u_к.в = 0.5(u_к.в-н + u_к.с-н - u_к.в-с) = 0,5(17,5 + 6,5- 10,5) = 6,75%

По схемам преобразования рассчитаем:

х*_б7 = = = 0,43;

х*_б8 = = = - 0,01;

х*_б9= = = 0,27;

х*₁₀ = x*_10' = x*₇ + x*₆ = 0.43 + 0.0756 = 0.5056

По схемам преобразования рассчитаем далее:

а) б)

в) г)

Рис. 2.10 Электрическая схема замещения до точки К1

х*_б11 = = = 0,14365

х*_б12 = = = 0,10285

х*_б13 = = = 0,06

х*_б14 = х*_б1 + х*_б9 = 0,0434 + 0,14365 = 0,18705

х*_б15 = х*_б2 + х*_б10 = 0,0556 + 0,10285 = 0,15845

х*_б16 = = = 0,0858

а) б)

в) г)

Рис. 2.11 Электрическая схема замещения до точки К2

х*_{б17 К1} = х*_б16 + х*_б13 = 0,0858 + 0,06 = 0,1458

х*_б18 = х*_б18' = х*_б10 + х*_б8 = 0.5056 - 0.01 = 0,4956

х*_б19 = х*_б18/2 = 0,4956/2 = 0,2478

х*_{б20 К2} = х*_б17 + х*_б19 = 0,1458 + 0,2478 = 0.3956

а) б)

в) г)

Рис. 2.12 Электрическая схема замещения до точки К3

х*_б21 = х*_б21' = х*_б10 + х*_б9 = 0,5056 + 0.27 = 0.7756

х*_б22 = х*_б21/2 = 0,7756/2 = 0,3878

х*_{б23 К3} = х*_б17 + х*_б22 = 0,1458 + 0,3878 = 0.5336

Вычисление относительных сопротивлений, приведенных к базисной мощности S_б = 100 МВА для минимального режима

Относительные сопротивления одноименной сопротивлений расчетной схемы будут такими же, как для предыдущего случая. Значения относительных сопротивлений указаны на схеме замещения - рис. 2.14.

Рис. 2.13 Расчетная схема минимальный режим



Рис. 2.14 Схема замещения минимального режима

а) б) в)

Рис. 2.15 Электрическая схема замещения до точки К1

х*_б24 = х*_б1 + х*_б3 = 0,0434 + 0,493 = 0,5364

х*_б25= = = 0,0504

х*_{б26 К1} = х*_б25 + х*_б5 = 0,0504 + 0,2057 = 0,256

Рис. 2.16 Электрическая схема замещения до точки К2

х*_{б27 К2} = х*_б26 + х*_б10 + х*_б8 = 0,256 + 0,5056 - 0,01 = 0,7516

Рис. 2.17 Электрическая схема замещения до точки К3

х*_{б28 К3} = х*_б26 + х*_б10 + х*_б9 = 0,256 + 0,5056 + 0,27 = 1,0316

Относительные сопротивления, соответствующие максимальному и минимальному режиму сведём в таблицу:



Таблица 2.6

Точки к.з.	Относительные сопротивления для токов к.з.
	максимальный	минимальный
К1	0,1458	0,256
К2	0,3956	0,7516
К3	0,5336	1,0316

Расчеты токов к.з. сведем в расчетную таблицу:

Таблица 2.7

Точки к.з.	Расчетное выражение	Максимальное значение токов и мощностей к.з.	Минимальное значение токов и мощностей к.з.
К1	Iб =	Iб = = 0,503 кА	Iб = = 0,503 кА
	IK3 =	IКЗ = = 3,45 кА	Iб = = 1,965 кА
	iб,ф =	iб,ф = = 0.921 кА
	SK3 =	SK3 = = 685,87 МВА
	iу= 2.55 IK3	iу= 2.55 3.45 = 8.8 кА
	t откл = tср + tрз + tсв	t откл = 0,1 + 0,5 + 0,04 = 0,64 с
	Вк =	Вк =3,452(0,64+0,03) = 7.975 кА2
К2	Iб =	Iб = = 2.1 кА	Iб = = 2.1 кА
	IK3 =	IКЗ = = 5.31 кА	Iб = = 2.794 кА
	=	= = 4,6 кА	Iб(2) = = 2,42 кА
	iб,ф =	iб,ф = = 3.186 кА
	SK3 =	SK3 = = 252.78 МВА
	iу= 2.55 IK3	iу= 2.55 5.31 = 13.54 кА
	t откл = tср + tрз + tсв	t откл = 0,1 + 1.2 + 0,05 = 1.35 с
	Вк =	Вк =5.412(1.35+0,07) = 41.56 кА2
КК2'	t откл = tср + tрз + tсв	t откл = 0,1 + 0,6 + 0,05 = 0,75 с
	Вк =	Вк =5.412(0,75+0,07) = 24 кА2
RK2''K	t откл = tср + tрз + tсв	t откл = 0,1 + 0,05 = 0,15 с
	Вк =	Вк =5.412(0,15+0,07) = 6.44 кА2
KK3	Iб =	Iб = = 5.5 кА	Iб = = 5.5 кА
	IK3 =	IКЗ = = 10,31 кА	Iб = = 1,965 кА
	=	= = 8,93 кА	= = 4,617 кА
	iб,ф =	iб,ф = = 6,187 кА
	SK3 =	SK3 = = 187,4 МВА
	iу= 2.55 IK3	iу= 2.55 10,31 = 26,3 кА
	t откл = tср + tрз + tсв	t откл = 0,1 + 1,8+ 0,05 = 1,95 с
	Вк =	Вк =10,312(1,95+0,07) = 214,72 кА2
KK3'	t откл = tср + tрз + tсв	t откл = 0,1 + 0,6 + 0,05 = 0,75 с
	Вк =	Вк =10,312(0,75+0,07) = 108,42 кА2

Токи и мощность КЗ в любой точке распределительного устройства имеют одинаковое значение, различными будут только значения тепловых импульсов. Поэтому в точках К2'₂, К''₂ K'₃ на линии районного потребителя 10,5кВ и потребителей на 27,5кВ выполняется расчет только теплового импульса.

2.6 Выбор токоведущих частей и электрического оборудования тяговой подстанции

Выбор сечения проводов воздушной ЛЭП

Выбор сечения провода проводится по экономической плотности тока в нормальном и аварийном режиме:

S_эк = (2.4.1)

где j_эк ? нормированное значение экономической плотности тока, А/мм²

Правильно выбранное сечение должно удовлетворять следующим условиям:

1. По перегрузочной способности (в аварийном режиме при отключении одной из питающих линий)

1,3 I_доп I_{в а.р.}

где I_доп ? допустимый ток для выбранного сечения, А;

I_{в а.р.} ? расчетный ток в аварийном режиме, А.

2. По условию механической прочности: согласно условию механической прочности на воздушных линиях выше 1000 В могут применяться алюминиевые провода сечением не менее 35 мм², сталеалюминевые и стальные - не менее 25 мм².

3. По допустимой потере напряжения: допустимая длина питающей линии определяется

L_доп = L_ДU1% ДU _доп L_факт

где L_ДU1% ? длина линии при полной нагрузке, на которой потеря

напряжения равна 1%, принимается по справочной литературе;

ДU _доп ? допустимое значение потери напряжения,%;

L_{ф акт} - фактическая длина линии, км.

4. Проверка на корону производится только для U_{м он} ? 110кВ)

Проверяется выполнение условия

1,07 ? Е ?0,9 ? E₀

где Е - напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода;

Е = (кВ/см), (2.4.2)

D_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, смСреднегеометрическое расстояние между проводами одноцепной линии находится по формуле



D_CP = (2.4.3)

где D₁₂, D₁₃, D₂₃ - расстояния между проводами отдельных фаз.

Чертежи и геометрические размеры некоторых типов опор даны

E₀ - начальная напряженность возникновения коронного разряда.

Для проводов радиуса r определяется по формуле

Е₀ = 24,5 (кВ/см), (2.4.4)

где m = 0,82-0,94 - коэффициент гладкости провода;

д = 1,04-1,05 (для районов с умеренным климатом) - относительная плотность воздуха, определяемая атмосферным давлением и температурой воздуха;

r - радиус провода, см.

При радиусе провода r < 1см можно использовать формулу

Е₀ = 30.3 (кВ/см) (2.4.5)

Определим технико-экономические показатели варианта схемы внешнего электроснабжения предприятий первой категории по надежности, работающего в три смены (T_max =6300 ч), при питании напряжением U_н1=110кВ и U_н2=35кВ. Длина линий L= 113 и 31 км; расчетная мощность нагрузки S_расч = 30,760 МВ?А.

Рассмотрим вариант - напряжение питающей линии 110кВ.

Выбираем двухцепную воздушную линию со сталеалюминиевыми проводами на стальных опорах, вычислив экономическое сечение провода по следующей формуле

S_эк = = = 115,578 мм²

где j_эк =1 А/мм2 ? нормированное значение экономической плотности тока при Tmax >5000 ч.

Из стандартного ряда сечений с ориентацией на условие коронирования согласно рекомендациям ПУЭ принимаем S = 120/27 мм², допустимый ток - I_доп = 375 А.

Проверяем выбранное сечение по перегрузочной способности

1,3?375 = 487,5 ? 261,063 А.

По условию механической прочности 120мм² > 25 мм².

По допустимой потере напряжения

L_доп = 9,0 5%163 км

Условие не выполняется, поэтому выбираем (последовательно перебирая) провода марки АС-150/19, допустимый ток - I_доп = 450 А., тогда

По допустимой потере напряжения

L_доп = 13,6 5%163 км

Проверка на корону: для двухцепной стальной опоры с подвеской проводов шестиугольником находим среднегеометрическое расстояние между проводами

D_CP = = = 5.47 м

Начальная напряженность возникновения коронного разряда (для провода марки АС-150 , r = 0,85 см):

Е₀ = 30.3 = 30.3 =

34,08(кВ/см),

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода рассчитывается по формуле:



Е = = = 16,311кВ/см

Проверяем выполнение условия:

1,07 ? Е ? 0,9 ? E₀

1,07?16,311 = 17,453 ? 0,9?34,08 = 30,672кВ/см.

Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям проверки.

Таблица 2.9

Характеристика провода АС-150/19

Марка провода	rуд, удельное активное сопротивление на 100 км при 200С	худ, Ом	bуд*10-6, См	qуд, Мвар
АС-150/19	19,5	42,0	2,70	3,60

Общее удельное сопротивление:

z = = = 0,463 Ом/км

Выбор токоведущих частей

Выбор гибких сборных шин на стороне 110кВ

Для РУ 35кВ и выше применяют гибкие шины, выполненные проводами АС. Выбор проведем по таблице

Таблица 2.10

Характеристика условий выбора гибких шин	Формула.
По длительному допустимому току	Iдоп Ip.max
По термической стойкости	q qmin = /C
По условиям отсутствия коронирования (при напряжениях 35кВ и выше).	0.9E0 1.07E



Для сборных шин подстанции:

I_p.max =

где k_пр = 1,3 - коэффициент развития потребителей;

k_рн1 - коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,6 - 0,8.

S_пс = n*S_тр = 2* 40 000 = 80 000кВА - максимальная полная мощность всей подстанции с двумя трансформаторами 40 МВА

I_p.max = = 393,6 А.

Выбираем бдижайший допустимый длительный ток I_доп = 450 А, АС-120,

q - выбранное сечение, мм²

q_min - минимальное сечение токоведущей части по условию термической стойкости, мм²

q_min = /88 = 100 mm² (для АС С = 88)

ближайшее стандартное большее сечение 100 АС-120

Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны,кВт/см

Е₀ = 30,3m(1 + 0.299/ )

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроводного провода АС он равен 0,82);

r - радиус провода (для АС120 r = 7,6 мм = 0,76 см)

Е₀ = 30,3*0,82(1 + 0,299/) = 27,54кВт/см.

Напряженность электрического поля около поверхности провода



Е =

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. При горизонтальном расположении фаз = 1,26D. Здесь D - расстояние между соседними фазами, см. для сборных гибких шин приняты расстояния между проводами разных фаз - 1,5; 3,0 и 4,0 м для напряжений 35; 110 и 220кВ соответственно.

= 1,26D = 1,26*3,0 = 3,78 м = 378 см.

Е = = 19,0кВ/см

Таким образом,

0,9 Е₀ = 0,9* 27,54 = 24,786кВ/см

1,07Е = 1,07* 19,0 = 20,33кВ/см и условие

0.9E₀ 1.07E выполняется

Окончательно выбираем АС-120/19

Таблица 2.11

Характеристика провода АС-120/18 I_доп = 390 А

Марка провода	rуд, удельное активное сопротивление на 1 км при 200С	худ, Ом	bуд*10-6, См	qуд, Мвар
АС-120/19	0,249	0,427	2,75	3,7

Общее удельное сопротивление:

z = = = 0,494 Ом/км



Выбор сборных жестких шин на стороне 27,5кВ

В закрытых РУ сборные шины выполняют жесткими алюминиевыми шинами.

Таблица 2.12

Характеристика условий выбора жестких шин	Формула.
По длительно допустимому току	Iдоп Ip.max
По термической стойкости	q qmin = /C
По электродинамической стойкости.	удоп урасч

Выбор и проверка на термическую стойкость жестких шин определяется аналогично гибким шинам. Следует учесть, что при расположении шин прямоугольного сечения плашмя значения допустимых токов приведенные в справочниках должны быть уменьшены на 5% для шин с шириной полос до 60 мм и 8% с шириной полос больше 60 мм.

I_p.max = 1175,695 А.

Подходят алюминиевые прямоугольные шины, расположенные плашмя при числе полос на фазу = 1: 100 х 6 мм = 0.1 x 0.006 м

I _доп = 0,92*1425 = 1311 А.

q = 600 мм²

q_min =/88 = 73,258 мм² - условие выполняется

Рис. 2.18 Сечение шины

Электродинамическая стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах, проверяется по механическому напряжению, возникающему в них при КЗ:

у_расч = 1,76 10^-8 МПа

где l_ои = 1 м - расстояние между соседними опорными изоляторами, м;

а = 0,75 м - расстояние между осями шин соседних фаз, м;

i_у - ударный ток трехфазного КЗ;

W - момент сопротивленияшины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, при расположении плашмя

W = bh² /6 = 0.006*0.1²/6 = 10*10^-6 м²

у_расч = 1,76 * 10^-6 = 24,444 МПа

выбираем шины из алюминиевого сплава типа АДО 100 х 6 мм у_доп = 40,0 МПа,

I_доп^max = 1425 А.

Выбор сборных жестких шин на стороне 10,5кВ

I_p.max = 641,825 А.

Подходят алюминиевые прямоугольные шины, расположенные плашмя при числе полос на фазу = 1: 50 х 6 мм = 0.05 x 0.006 м

I _доп = 0,92*740 = 680,8 А.

q = 300 мм²

q_min =/88 = 166,515 мм² - условие выполняется

у_расч = 1,76 10^-8 МПа

W = bh² /6 = 0.006*0.05²/6 = 2,5*10^-6 м²

у_расч = 1,76 * 10^-6 = 36,89 МПа

выбираем шины из алюминиевого сплава типа АД31Т 50 х 6 мм у_доп = 75,0 МПа,

I_доп^max = 1425 А.

Выбор силовых кабелей и воздушных линий потребителей 10,5кВ (условно принимаем длину - 10 км - кабелей и 10 км - ВЛ).

В зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, рекомендуются различные марки кабеля.

Выбор произведём по таблице

Таблица 2.13

Характеристика условий выбора силовых кабелей	Формула.
По конструкции, в зависимости от места прокладки, свойств среды и механических усилий
По номинальному напряжению	UH Up = 10,5 kB
По экономической плотности тока для U 35 kB	q qэ = Ip max/jэ,
По длительному допустимому току	IH Ip.max
По термической стойкости	q qmin = /C
По потере напряжения до потребителя	ДUдоп ДU (около 5%)

Для кабелей и ВЛ потребителей:

I₁ = 305,583

I₂ = 388,502

I₃ = 203,722

Предварительный выбор:

кабели с алюминиевыми жилами проложенные в земле

q = 185 мм² (I_доп = 400 А)

ВЛ - АС - 150/11 (I_доп = 450 А)

q_min = /88 = 166.5 мм² - условие выполняется.

По экономической плотности тока эти линии не проверяются U =10.5 kB

Определим потери в линиях

ДU = (r₀Cos ц + x₀ Sin ц) L*I_p.max

r₀ - удельное активное сопротивление линии;

x₀ - удельное реактивное сопротивление линии;

кабели:

r₀ = 0,48 Ом/км x₀ = 0,06 Ом/км

ВЛ:

r₀ = 0,198 Ом/км ; x₀ = 0,406 Ом/км

примем для расчёта среднее значение Cos ц = 0,925 ? Sin ц = 0,38

Кабели:

ДU = У(0,48*0.925+ 0,06*0.38)*10 * 388.502 = 0,24% 5%

ВЛ:

ДU = У(0,198*0.925+ 0,406*0.38) *10*388.502 = 0.173% 5%

Окончательный выбор:

Кабель: ААГ 4 х 185 мм²

ВЛ: АС-150/19 мм²

Выбор изоляторов

Выбор подвесных изоляторов

Гибкие шины открытых РУ ВН подстанций обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов. Количество подвесных изоляторов в гирлянде в зависимости от их типов и напряжения определяется в результате расчетов:

I_p.max = = 417,7 А

Таблица 2.14

Характеристика условий выбора подвесных изоляторов	Формула.	Значение.
По конструкции, в зависимости от места установки и типа изоляторов	Тип ПС70 Тип ПФ70	Число в гирлянде 9 8
По номинальному напряжению	UH Up = 110 kB	110
По длительному допустимому току	IH Ip.max= 630 А	417,7 А

Выбор опорных изоляторов

Жесткие шины РУ НН крепят на опорных изоляторах.

Таблица 2.15

27,5кВ

Характеристика условий выбора опорных изоляторов	Формула.	Значение
По конструкции, в зависимости от места установки и типа изоляторов	Внутренняя установка. Наружная установка	ИОР-35-3,75 ИОС-35-500-02
По номинальному напряжению	UH Up = 35 kB	27,5кВ
По допустимой нагрузке	F 0.6F разр = 45 Н(195 Н)	43,022 Н

*в скобках указана разрушающая сила для ИОС F _разр = 195 Н

10,5кВ

Характеристика условий выбора опорных изоляторов	Формула.	Значение
По конструкции, в зависимости от места установки и типа изоляторов	Внутренняя установка.	ИО-10-3,75
По номинальному напряжению	UH Up = 10,5kB	10кВ
По допустимой нагрузке	F 0.6F разр = 2250 Н	162,32 Н

Сила, действующая на изолятор при КЗ, Н:

F = 0.176 Н

Г

де l - расстояние между соседними опроными изоляторами, м;

а - расстояние между осями шин соседних фаз, м;

i_у - ударный ток трехфазного КЗ, кА;

для РУ 27.5кВ:

F = (0.176*13,54² *1/0,75) = 43,022 Н

Выбираем F_разр = 3,75 кН = 3750 Н

0,6*F_разр = 0,6*3750 = 2250 кН

Окончательно выбираем: ИОР-35/630-3,75 УХЛ, Т

Для РУ 10,5кВ:

F = (0.176*26,3² *1/0,75) = 162,32 Н

Выбираем F_разр = 3,75 кН = 3750 Н

0,6*F_разр = 0,6*3750 = 2250 Н

Окончательно выбираем: ИО 10/1000-3,75. УХЛ, Т

Выбор проходных изоляторов

Эти изоляторы применяют для соединения частей электроустановок внутри помещений и для соединения наружных и внутренних частей РУ.

Выбор производим по таблице

Таблица 2.16

Характеристика условий выбора проходных изоляторов	Формула	Выбор.	Значение
По конструкции, в зависимости от места установки	-	ИП-35/630-750 ИП-10/1000-750
По номинальному напряжению	UH Up kB	35кВ 10,5кВ	27,5кВ 10кВ
По допустимой нагрузке	F 0.6F расч	4500 Н 4500 Н	21,51 Н 81,158 Н
По длительному допустимому току	IH Ip.max	630 А 1000 А	97,977 А 388,502 А
По термической стойкости, q - сечение токоведущей части изолятора.	q qmin = /C	200 мм2 200 мм2	73,25 мм2 166,538 мм2

Сила, действующая на изолятор при КЗ, Н:

F = у_расч = 0,088 10^-6 Н



где l - расстояние между соседними опроными изоляторами, м;

а - расстояние между осями шин соседних фаз, м;

i_у - ударный ток трехфазного КЗ;

для РУ 27.5кВ:

F = 0.088*13,54² *1/0,75 = 21,51 Н

Выбираем F_разр = 7500 Н

0,6*F_разр = 0,6*7500 = 4500 Н

Сечение токоведущей части изолятора:

q_min = /C = /88 = 73,25 мм²

Окончательно выбираем: ИП-35/630 - 750. УХЛ, Т

для РУ 10.5кВ:

F = 0.088*26,3² *1/0,75 = 81,158 Н

Выбираем F_разр = 7500 Н

0,6*F_разр = 0,6*7500 = 4500 Н

Сечение токоведущей части изолятора:

q_min = /C = /88 = 166,538 мм²

Окончательно выбираем: ИП-35/630 - 750. УХЛ, Т

Выбор отключающих аппаратов

При выборе выключателя, его паспортные характеристики сравниваем с расчетными условиями работы на подстанции. Расчет ведем по схеме:

Таблица 2.17

Характеристика условий выбора отключающих аппаратов	Формула.
По месту установки	Наружная, внутренняя
По номинальному напряжению	UH Up
По номинальному длительному току	IH Ip.max
По отключающей способности по номинальному периодическому току отключения	IH.откл Iкз
по полному току отключения	Iн.откл(1 + вн) Iкз + iб,ф
По электродинамической стойкости: по предельному периодическому току КЗ по ударному току	Iпр.с Iкз iпр.с iy
По термической стойкости	I2T*tT Bk

где I_H.откл - номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА;

i_б,ф - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА:

i_б,ф (ВС) = 0,921 кА;

i_б,ф (ВН) = 3,186 кА;

i_б,ф (СН) = 6,187 кА;

I_пр.с - эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

i_пр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

в_н - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключенном токе, определяем по графику зависимости от ф:

ф(ВС) = 0,05 с; в_н (ВС) =0,03;

ф(ВН) = 0,06 с; в_н(ВН) = 0,07;

ф(СН) = 0,06 с; в_н(СН) = 0,07;

I_T - предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;

t_T - время прохождения тока термической стойкости по каталогу, с;

B_k - тепловой импульс тока КЗ по расчету, кА²с:

B_k(ВС) = 7,975;

B_k(ВН) = 41,56;

B_k(СН) = 214,72;

i_y- ударный ток:

i_y(ВС) = 8,8 кА;

i_y(НН) = 13,54кА.

i_y(СН) = 26,3 кА.



Максимальные токи:

I_p.max (ввод 110кВ) = = 211,224 кА

I_p.max (СШ 110кВ) = = 147,857 А

I_p.max (ВН) = = 197,057 А.

I_p.max (НН)= = = 412,882 А.

I_p.max (СШ 35кВ) = = 412,882 А.

Питающие линии потребителей:

10,5кВ:

I_p.max1 = 305,583 А

I_p.max2 = 388,502 А

I_p.max3 = 203,722 А

27,5кВ:

Первичная обмотка ТСН по формуле:

I_p.max = = 12,6 А

Нетяговые потребители, питающиеся по линии ДПР

I_p.max = = 15,75 А

Фидеры КС 27,5кВ I_p.max = 587,865

(по 97,977 А на каждый из 6 фидеров).

Выбор выключателей

На стороне 110кВ ПС целесообразно применять воздушные сетевые выключатели с металлическими дугогасительными камерами типа ВВУ или ВВБ в системах ввода и шин - ВВБ - 110Б - 31,5/2000 (или ВВУ - 110 - 40/2000).

На стороне 110кВ ВН ТП целесообразно применять специально разработанные для таких ПС маломасляные выключатели типа ВМТ.

Промышленность выпускает маломасляные выключатели следующего типоразмера: ВМТ -110Б - 25/1250 УХЛ1

Таблица 2.18

Выбор силових выключателей - 110кВ

Характеристика условий выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
По номинальному напряжению	Ucном=110кВ	Uном= 110кВ	Ucном < U ном ( 110кВ =110кВ)
По номинальному длительному току	I110нр = 417,7 А	Iном= 1250 А	I110нр < Iном ( 417,7 А < 1250 А)
По отключающей способности по номинальному периодическому току отключения по полному току отключения	Iкз= 3,45 кА,	Iоткл = 25 кА	Iкз < Iоткл (3,45кА < 25 кА) Iн.откл(1 + вн) Iкз + iб,ф 1,414*25*(1 + 0,3) = 45,96 кА 1,414*3,45 + 1,145 = 6,0233 кА
По электродинамической стойкости: по по предельному периодическому току по ударному току	Iкз= 3,45 кА, iуд= 8,8 кА	Iпр.с= 25 кА	Iкз < Iпр.с 3,45 кА 25 кА iуд < iпр.с (8,8 кА< 25 кА)
По термической стойкости	Вk =7,975 кА2с	it = 25кВ it2tt = Iт.с2 ? t = 252?3 = 1875 кА2с	Вк < it2tt (7,975кА2с < 1875) кА2с)

Выключатели серии

ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 (сторона ВН) и ВВБ - 110Б - 31,5/2000 (ввод и СШ) полностью удовлетворяют условиям выбора



Таблица 2.19

Выбор сетевых выключателей в системе 27,5кВ

Характеристика условий выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
По номинальному напряжению	Ucном= 27,5кВ	Uном= 35кВ	Ucном < U ном (27,5кВ < 35кВ)
По номинальногму длительному току	I27,5нр = 1175,695А	Iном= 1250 А	I110нр < Iном (1175,695 < 1250 А)
По отключающей способности по номинальному периодическому току отключения по полному току отключения	Iкз= 5,31 кА,	Iоткл = 8,25 кА	Iкз < Iоткл ( 5,31кА < 8,25 кА) Iн.откл(1 + вн) Iкз + iб,ф 1,414*8,25*(1 + 0,3) = 15,167 кА 1,414*5,31+ 0,321= 7,83 кА
По электродинамической стойкости: по по предельному периодическому току по ударному току	Iкз= 5,31 кА, iуд= 13,54 кА	Iпр.с= 21/25 кА	Iкз < Iпр.с 5,31 кА 21 кА iуд < iпр.с ( 13,54 кА< 21 кА)
По термической стойкости	Вk = 41,56 кА2с	it = 20кВ it2tt = Iт.с.2 ?t = 202?3 = 1200 кА2с	Вк < it2tt (41,56 кА2с < 1200 кА2с)

Выключатель серии

Линии КС и ТСН: ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1 и С-35М-25/1250УХЛ1

Фидеры ДПР и КС: ВМУЭ-27,5Б-25/1250УХЛ1 и ВВФ-27,5-1600-20

полностью удовлетворяет условиям выбор

Таблица 2.20

Выбор сетевых выключателей в системе 10,5кВ

Характеристика условий выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
По номинальному напряжению	Ucном= 10,5кВ	Uном= 10,5кВ	Ucном < U ном ( 10,5кВ = 10,5кВ)
По номинальногму длительному току	I10,5нр = 641,825 А	Iном= 1250 А	I110нр < Iном (641,825 < 1250 А)
По отключающей способности по номинальному периодическому току отключения по полному току отключения	Iкз= 10,31 кА,	Iоткл = 20 кА	Iкз < Iоткл ( 10,31кА < 20 кА) Iн.откл(1 + вн) Iкз + iб,ф 1,414*20*(1 + 0,3) = 36,764 кА 1,414*10,31+ 0,321= 14,9 кА
По электродинамической стойкости: по предельному периодическому току по ударному току	Iкз= 10,31 кА, iуд= 26,3 кА	Iпр.с= 52 кА	Iкз < Iпр.с 10,31 кА 52 кА iуд < iпр.с ( 13,54 кА< 21 кА)
По термической стойкости	Вk = 214,72 кА2с	it = 20кВ it2tt = Iт.с.2 ?t = 202?3 = 1200 кА2с	Вк < it2tt (214,72 кА2с < 1200 кА2с)

Выключатель серии

масляные выключатели ВКЭ-10-20/1000У3 с встроенным электромагнитным приводом полностью удовлетворяет условиям выбора

Окончательный выбор сведём в сводную таблицу 2.21:

Таблица 2.21

Место установки	Тип аппарата	Соотношение каталожных и расчетных данных
Ввод 110кВ	ВВБ - 110Б - 31,5/2000
Первичная обмотка трансформатора 110кВ	ВМТ-110Б-25/1250У4
Ввод РУ - 27,5кВ	ВВЭ-35Б-20/1600 УХЛ1
Фидер к/с 27,5кВ (СШ)	ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1
ТСН	С-35М-10/630 УХЛ1
Потребители от ДПР 27,5кВ	С-35М-10/630 УХЛ1
Ввод РУ - 10,5кВ	ВКЭ-10-20/1000У3
Фидер к/с 10,5кВ (СШ)	ВКЭ-10-20/1000У3

Выбор выключателей нагрузки

Выключатель нагрузки - коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения токов нагрузки в нормальном режиме. Выключатели нагрузки применяют в установках напряжением 6/10/35/110кВ на распределительных пунктах и трансформаторных подстанциях. Они предназначены для работы в шкафах, камерах внутренней установки.

Выключатели нагрузки применяются в РУ 110 и 35, 27,5кВ на подстанциях с ВН 110кВ типа МВ (маломаслянные ВНР-10/400, МВ-35 и МВ-110). Условия выбора:

Таблица 2.22

Характеристики условий выбора выключателей нагрузки	Формула
По конструкции	-
По номинальному напряжению	Uуст Uном
По номинальному току	I(U) нрIном
По отключающей способности	I(U) нрIоткл
По электродинамической стойкости	iуд < iпр.с
По термической стойкости	Вк< it2tt

Таблица 2.23

Тип	Номинальный ток, А	Номинальный ток отключения, А	Наибольший ток отключения, А	Предельный сквозной ток, А	Допустимый ток включения, кА	Ток термической стойкости, кА/допустимое время его действия	Ток отключения холостого хода трансформатора, А
				Амплитудное значение	Действующее значение периодической составляющей	Амплитудное значение	Действующее значение периодической составляющей
ВНР-10 (8 штук)	400	400	800	40	16	-	-	12	-
	630	630	1250	50	20	-	-	16	-
	1250	1250	2500	62,5	25	-	-	20	-

Выбор разъединителей

Условия выбора:

Таблица 2.24

Характеристики условий выбора разъединителей и отделителей	Формула
По конструкции	-
По номинальному напряжению	Uуст Uном
По номинальному току	I110нрIном
По электродинамической стойкости	iуд < iпр.с
По термической стойкости	Вк< it2tt

Промышленность выпускает разъединители на 110кВ типа РНДЗ. На стороне 110кВ необходимо установить разъединители: с двумя заземляющими ножами РНДЗ.2 - 110Б\1000 и с одним заземляющим ножом РНДЗ.1 - 110Б\1000

Условия выбора разъединителей одинаковы. Выбираем разъединители 2 типов РНДЗ-1- 110Б/1000У1 и РНДЗ - 2 - 110Б/1000У1.



Таблица 2.24

Выбор разъединителей - 110кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=110кВ	Uном=110кВ	Uуст Uном(110кВ = 110кВ)
I110нр = 417,7 А	Iном= 1000 А	I110нрIном(417,7 А < 1000 А)
iуд= 8,8 кА	Iпр.с= 80 кА- амплитуда предельного сквозного тока	iуд < iскв ( 8,8 кА < 80 кА)
iat= 0,921 кА	iаном = 40 кА	iat < iаном(0,921< 40кА)
Вk =7,975 кА2с	it2tt = 31,52*3= 2977 кА2с	Вк< it2tt (7,957кА2с < 2977 кА2с)

I_т = 31,5 кА - ток термической стойкости (1 с).

Разъединитель полностью удовлетворяет условия выбора.

Таблица 2.25

Выбор разъединителей - 27.5кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст= 27,5кВ	Uном= 35кВ	Uуст Uном(27,5кВ < 35кВ)
I27,5нр = 1175,695А	Iном= 2000 А	I27,5нрIном(1175,695 А < 2000 А)
iуд= 13,54кА	Iпр.с= 80 кА- амплитуда предельного сквозного тока	iуд < iскв (13,54 кА < 80кА)
iat= 3,186 кА	iаном = 80 кА	iat < iаном (3,186 < 31,5кА)
Вk =41,56кА2с	it2tt=Iт2t=31,52*3 =1875 кА2с Iт = 25 кА, tt=3 сек.	Вк< it2tt (41,56 < 1875кА2с)

Разъединитель РВЗ-35Б/2000У1 с приводом ПР-3У3 полностью удовлетворяет условия выбора.

Таблица 2.26

Выбор разъединителей -10.5кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст= 10,5кВ	Uном= 10,5кВ	Uуст Uном(10,5кВ = 10,5кВ)
I10нр = 641,825А	Iном= 1000 А	I10нрIном(641,825 А < 1000 А)
iуд= 26,3 кА	Iпр.с= 85 кА- амплитуда предельного сквозного тока	iуд < iскв (26,3 кА < 85кА)
iat= 6,187 кА	iаном = 85 кА	iat < iаном(6,187 < 85кА)
Вk =214,78 кА2с	it2tt=Iт2t=252*3 =1875 кА2с Iт = 25 кА, tt=3 сек.	Вк< it2tt (214,78 < 1875кА2с)

Разъединитель РВРЗ-Ш-10/2000У3 с приводами ПР-3У3, илиПЧ-50У3, или ПД-5У полностью удовлетворяет условия выбора.

Таблица 2.27

Тип	Номинальное напряжение,кВ	Наибольшее напряжение,кВ	Номинальный ток, А	Стойкость при сквозных токах КЗ, кА	Время протекания наибольшего тока термической стойкости, с	Привод
				Амплитуда предельного сквозного тока	Предельный ток термической стойкости	главных ножей	заземляющих ножей
Разъединители внутренней установки В трехполюсном исполнении (рама)
РВЗ-35/630У3	35	40,5	630	51	20	4		ПР-3У3
РВЗ-35/1000У3	35	40,5	1000	80	31,5	4		ПР-3У3
РВРЗ-Ш-10/2000У3	10	12	2000	85	31,5	4		ПР-3У3, или ПЧ-50У3, или ПД-5У1
Разъединители внешней установки В однополюсном исполнении
РНДЗ-1-110/1000У РНДЗ-2-110/1000У	110	126	1000 1000	80 80	31,5 31,5	3	1	ПР-У1 или ПД-5У1

Таблица 2.28

Место установки	Тип аппарата	Соотношения каталожных и расчетных данных
		,кВ	А	кА	кАІ·с
Вводы подстанции	РНДЗ - 2 - 110Б/1000У1.
Сборные шины РУ-110кВ	РНДЗ - 1 - 110Б/1000У1.
Линейный разъединитель на 27,5кВ	РВЗ-35/630У3
Шинный разъединитель на 27,5кВ	РВЗ-35/630У3
Сборные шины РУ-27,5кВ (секционный)	РВЗ-35/630У3
Потребитель (шинный) 27,5кВ	РНД-35/1000У3
Потребитель (линейный) 27,5кВ	РНДЗ-35/1000 У3
ТСН	РНДЗ-35/1000 У3
Фидер к/с 27,5кВ	РНД-1-35/1000
Фидер 10,5кВ	РВРЗ-Ш-10/2000У3

Линейные разъединители потребителей и ТСН с двумя заземляющими ножами или с заземлителями типа ESH-01.

Выбор разрядников

Таблица 2.29

Выбор разрядников в ОРУ-110кВ, ОРУ-27,5кВ и PHE-10.5кВ

	РТВ-10-2/10 У1	РВС-35-У1	РВМГ-110М-У1
Uном	10кВ	27,5кВ	110кВ
Uмакс.доп(дейст.знач.)	12кВ	40,5кВ	115кВ
Uпробивное	2 - 10кВ	75-90кВ	170 - 195кВ
Uпроб имп	70 - 80кВ	116кВ	260кВ
U, не более, остающееся при импульсном токе с амплитудой, кА	80кВ	3	97кВ	245кВ
		5	105кВ	265кВ
		10	116кВ	295кВ

В нулевой провод трансформатора встроен трансформатор тока типа ТВТ-35

Выбор электрических аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора

Для цепи заземления нейтрали трансформатора промышленность выпускает заземляющие разъединители типа ЗОН-110М-11У1.

Т.к. изоляция нейтрали трансформатора выполнена на напряжение 50кВ, параллельно разъединителю устанавливаются два, включенных последовательно, разрядника тина РВС-35-У1

Выбор измерительных трансформаторов

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

по номинальному напряжению установки:

по номинальному току:

по роду установки

по классу точности

Выбранные трансформаторы тока проверяется:

На электродинамическую стойкость:

где: i_y - ударный ток короткого замыкания;

= предельный сквозной ток короткого замыкания;

Проверка на термическую стойкость:

где: B_K - тепловой импульс, кА²с;

где: ток термической стойкости, кА;

время протекания тока термической стойкости, с.

Проверка на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

где: z₂ - вторичная нагрузка наиболее нагруженной фазы ТТ, Ом;

- номинальная допустимая нагрузка проверяемой обмотки ТТ в выбранном классе точности, Ом.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, то:

где: - сопротивление токовых обмоток измерительных приборов и реле, Ом;

- сопротивление контактов: 0,05 Ом - при двух и трёх приборах и 0,1 - при большом числе приборов;

- сопротивление соединительных проводов, Ом.

где: - удельное сопротивление материала провода (с медными жилами - 1.7510^-8 Омм; с алюминиевыми жилами - 2,8310^-8 Омм);

q_пр - сечение проводов, которое не должно быть меньше 4 10^-6 м² для алюминия и 2,5 10^-6 м² для меди, но не более 10 10^-6 м²;

- расчётная длина соединительных проводов

Встроенные ТТ на электродинамическую и термическую стойкости не проверяем.

Ввод высокого напряжения силового трансформатора

Тип ТТ: ТВ-110 -1000/5

по номинальному напряжению установки:

110 = 110кВ

по номинальному току:

1000 > 417.7 А

на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э377:

Счётчик активной энергии СА3У-И670:

Счётчик реактивной энергии СР4-И673:

1,0 > 0.8 Ом

Ввод низкого напряжения тягового трансформатора 27,5кВ

Тип ТТ: ТВ - 35 - 1500/5

по номинальному напряжению установки:

35 > 27,5кВ

по номинальному току:

1500 > 1175,695А

на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:



Класс точности: 0,5

Амперметр Э377:

Счётчик активной энергии СА3У-И670:

Счётчик реактивной энергии СР4-И673:

1,2 > 1,0 Ом

Фидеры контактной сети 27,5кВ

Тип ТТ: ТВ - 35 - 600/5

по номинальному напряжению установки:

35кВ > 27,5кВ

по номинальному току:

600А > 587,865 А

на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э377:

1,0 > 0,91 Ом

Ввод нижнего напряжения тягового трансформатора 10,5кВ

Тип ТТ: ТПОЛ-10- 1000/5

по номинальному напряжению установки:

10,5кВ > 10кВ

по номинальному току:

1000А > 641,825 А

на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э377:

Счётчик активной энергии СА3У-И670:

Счётчик реактивной энергии СР4-И673:

1,2 > 1,0 Ом

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

1. по номинальному напряжению установки:



2. по конструкции и схеме соединения обмоток;

3. по классу точности;

4. по нагрузке вторичных цепей:

где: S_2ном - номинальная мощность ТН в выбранном классе точности, ВА;

S₂ - суммарная мощность, потребляемая подключенными к ТН приборами, ВА.

где: S_приб - мощность потребляемая всеми катушками одного прибора;

- коэффициент мощности прибора.

Таблица 2.30

Выбор ТН в РУ-110кВ

Прибор	Тип прибора	Nкат	Nпр	Sн	Cos пр	Sin п	Pпр, Вт	Qпр, ВАр
Вольтметр	Э378	1	1	2	1	0	2.0	-
Счётчик активной энергии	СА3У-И670	2	8	4	0.38	0.93	24	59.5
Счётчик реактивной энергии	СР4-И673	3	8	7.5	0.38	0.93	68.4	167.3
Реле напряжения	РН - 54	1	3	1.0	1	0	3.0	-
ИТОГО:	97.4	226,8

Тип ТН: 3ЗНОГ - 110 82У3

450 > 226.8 ВА

110 = 110кВ

Таблица 2.31

Выбор ТН в РУ-27.5кВ

Прибор	Тип прибора	Nкат	Nпр	Sн	Cos пр	Sin п	Pпр, Вт	Qпр, ВАр
Вольтметр	Э378	1	1	2	1	0	2.0	-
Счётчик активной энергии	СА3У-И672	2	6	4	0.38	0.93	18,2	44,7
Счётчик реактивной энергии	СР4-И673	3	4	7,5	0.38	0.93	34,2	83,7
Электронная защита фидера	УЭЗФМ	1	5	4	1	0	20	-
Определитель места повреждения	ОМП	1	2	1	1	0	2	-
Реле напряжения	РН - 54	1	3	1	1	0	3	-
ИТОГО:	79,4	128,4

Тип ТН: 2ЗНОМ - 35

300 > 150.9 ВА; 35 > 27,5кВ

Таблица 2.32

Выбор ТН в РУ - 10,5кВ

Прибор	Тип прибора	Nкат	Nпр	Sн	Cosпр	Sinп	Pпр, Вт	Qпр, ВАр
Вольтметр	Э378	1	1	2	1	0	2.0	-
Счётчик активной энергии	СА3У	2	8	4	0.38	0.93	24.5	62.3
Счётчик реактивной энергии	СР4-И673	3	8	7.5	0.38	0.93	68.3	167.6
Реле напряжения	РН - 54	1	3	1.0	1	0	3.0	-
ИТОГО:	97.8	229.9

Тип ТН: 3 ЗНОМ - 10

450> 249.8 ВА

35 = 35кВ

Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты изоляции токоведущих частей, аппаратуры и оборудования от коммутационных и атмосферных перенапряжений.

ОПН выбирают по условию:

ОРУ -110кВ: ОПН - У/TEL - 110-УХЛ 1

110 = 110кВ

ОРУ - 27.5кВ: ОПН - У/TEL - 27,5-УХЛ 1

27,5 = 27,5кВ

ОРУ - 10,5кВ: ОПН - У/TEL - 10-УХЛ 1

10,5 = 10,5кВ

Выбор электрических аппаратов в РУ-27,5кВ

Распределительные устройства переменного тока на напряжение 27.5кВ (РУ 27,5кВ) используются для питания тяговых сетей переменного тока.

РУ-27,5кВ служат для приема и распределения напряжения 27.5кВ от понижающих силовых трансформаторов, передачи напряжения в тяговую сеть, в цепи питания фидеров «два провода-рельс», в цепи собственных нужд тяговых подстанций, организации плавки гололеда и профилактического подогрева проводов контактной сети, подключения фильтр-компенсирующих устройств.

Различают РУ-27,5кВ наружной (ОРУ) и внутренней (ЗРУ) установки. ОРУ-27,5кВ с воздушной изоляцией применяли в начале электрификации на переменном токе. В блоках ОРУ на единой раме устанавливалось силовое оборудование: масляные выключатели, разъединители с моторными и ручными приводами, трансформаторы тока и напряжения, шкафы зажимов, ошиновка, сетчатые ограждения. Монтаж тяговой подстанции заключался в расстановке блоков на специально подготовленной территории с фундаментами и маслоприемниками (в случае применения масляных выключателей), блоки между собой связывались жесткой и (или) гибкой ошиновкой и обеспечивались высоковольтные подключения к понижающим трансформаторам и фидерам на порталах.

По мере совершенствования коммутационной техники масляные выключатели заменили вакуумные, где масло выступало лишь защитной средой от внешних климатических воздействий, и не избавляло эксплуатационные службы от необходимости контролировать параметры масла и содержать в своем составе специальные группы и лаборатории масляного хозяйства. В последнее время вакуумные выключатели наружной установки изготавливаются полностью сухими и не содержат в своей конструкции масла. В здании или контейнере подстанции располагается оперативный пункт управления (ОПУ) с блоками ОРУ, который состоит из ряда шкафов с установленными в них устройствами защит, автоматики, управления, сигнализации и измерений в каждом блоке.

Основными достоинствами блоков ОРУ являются простота конструкции, монтажа, наладки, эксплуатации и технического обслуживания, доступность компонентов для проведения ревизий и осмотров.

Основными недостатками блоков ОРУ являются большие площади, занимаемые распределительным устройством, воздействие климатических (дождь, снег, гололед) и внешних (загрязненность, запыленность и др.) факторов, дополнительные, достаточно протяженные связи цепей вторичной коммутации силового оборудования и ОПУ, низкая степень электробезопасности эксплуатационного персонала, сложности с оперативной заменой отказавшего силового оборудования, дополнительные затраты энергии на обогрев приводов выключателей и разъединителей, большая потребляемая мощность включающих электромагнитов выключателей ввиду массивности конструкции подвижных частей. Но, несмотря на это, блоки ОРУ обладают достаточной степенью надежности и применяются при расширении действующих ОРУ-27,5кВ при наличии необходимых площадей на тяговой подстанции.

В настоящее время при реконструкции или новом строительстве РУ-27,5кВ впервые предложено выполнять внутренней установки па базе функциональных блоков полной заводской готовности.

Различают ЗРУ-27,5кВ с элегазовой изоляцией и воздушной изоляцией.

В ЗРУ с элегазовой изоляцией основной изолирующей средой между токоведущими и заземленными частями ячеек является эле-газ. Как правило, ячейки ЗРУ с элегазовой изоляцией одностороннего обслуживания. Высоковольтные выключатели в ЗРУ данного типа -- вакуумные стационарной установки. Элегаз служит лишь изоляционной средой, не являясь дугогасящей средой при коммутациях и аварийных отключениях энергии, и не может в случае утечки оказывать поражающее действие на эксплуатационный персонал. В элегазе также размещены разъединители с моторными и ручными приводами и трансформаторы напряжения. Как правило, элегазовый объем ячейки отделен от элегазового объема сборных шин. Трансформаторы тока и ограничители перенапряжений выполняются съемными специального исполнения и располагаются вне элегазового объема.

В зависимости от особенностей конструкции различают ЗРУ с пофазной (однополюсной) изоляцией токоведущих шин в элегазе, когда каждая из токоведущих шин находится в своем объеме (капсуле), и ЗРУ с трехфазной изоляцией шин в элегазе, когда все три фазы располагаются в одном элегазовом объеме.

Основными достоинствами ЗРУ с элегазовой изоляцией являются небольшие занимаемые площади по сравнению с РУ другого типа, что позволяет значительно снизить капитальные затраты при сооружении тяговой подстанции, высокая надежность работы, минимум требуемого технического обслуживания, высокая степень безопасности за счет размещения токоведущих частей в изолированном объеме.