Diplomnyy_proekt токарчук


Федеральное агентство железнодорожного транспорта
Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования
«Омский государственный университет путей сообщения»-
«Омский техникум железнодорожного транспорта»
(ОТЖТ – филиал ОмГУПСа)
Утверждаю:
заместитель директора
по учебной работе
С. А. Писаренко
« » 2013 г.
Задание
на дипломный проект студенту группы ЭХ–135–IV курса специальности 140212 Электроснабжение (по отраслям) Токарчук Дмитрию Юрьевичу.
1 Тема проекта: «Анализ выбора оборудования тяговой подстанции переменного тока и ремонт трансформаторов напряжения» задана в соответствии с приказом по техникуму о допуске к выполнению выпускной квалификационной работы № 32/д от “23 ” марта 2013 г.
2 Срок сдачи студентом законченного проекта 07 июня 2013 г.
Исходные данные к проекту:
– первичное напряжение – 220 кВ;
– вторичные напряжения – 27,5; 10 кВ;
– род тока электрифицированного участка железной дороги – переменный;
– данные для расчета теоретического раздела приведены в приложении А.
Содержание расчетно-пояснительной записки:
1 Теоретический раздел
Выбор однолинейной схемы
Расчет мощности подстанции
Расчет максимальных рабочих токов
Расчет параметров короткого замыкания
Выбор и проверка высоковольтных выключателей
Выбор и проверка разъединителей
Выбор и проверка трансформаторов тока
Выбор и проверка трансформаторов напряжения
2 Технологический раздел
Исследование работы трансформаторов напряжения
3 Экономический раздел
Определение эксплуатационных расходов на содержание подстанции
4 Охрана труда и безопасность движения
Техника безопасности при работах в электроустановках
5 Графический материал, выполненный по ЕСКД:
Лист 1 Однолинейная схема подстанции
Лист 2 Внешний вид трансформатора напряжения
Лист 3 Схема соединения трансформатора напряжения
6 Календарный план
Разделы Даты
выполнения
разделов проекта Отметки о выполнении
разделов проекта Подпись руководителя
1 Теоретический раздел 07.05.13 2 Технологический раздел 14.05.13 3 Экономический раздел 21.05.13 4 Охрана труда и безопасность движения 28.05.13 7 Дата выдачи задания 25 марта 2013 г.
Заведующий отделением
140212 и 080110 ________________ Е. Е. Кузнецова
Руководитель проекта ________________ А.А. Соколова
Задание к исполнению принял ________________ Д.Ю.Токарчук

Введение
Железная дорога – одна из важнейших составных частей магистрально-технической базы экономики страны.
До 1955 г. электрификация железных дорог велась на постоянном токе напряжением 3,3 кВ, с 1955 г. – на переменном токе 27,5 кВ и постоянном 3,3 кВ. с 1980 г. на ряде участков электрификация осуществляется на переменном токе по системе 2×25 кВ.
На электростанциях вырабатывается трехфазный переменный ток частотой 50 Гц и напряжением 3,15; 6,3; 10,5; 15,75 и 21 кВ. Часть электрической энергии передается потребителям по ЛЭП на генераторном напряжении, другая часть поступает на расположенную рядом повышающую трансформаторную подстанцию, где напряжение повышается до десятков или сотен киловольт. Передача электроэнергии высоким напряжением на большие расстояния более экономична, так как снижаются ее потери в проводах ЛЭП.
Система однофазного переменного тока напряжением 25 кВ нашла широкое применение в тяговых сетях электрифицированных железных дорог.
Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением (электроустановкой), оснащенной мощной современной силовой
(трансформаторы), коммутационной (выключатели переменного тока, разъединители), и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления.
Тяговая подстанция получает питание по двум вводам, тупиковая, и через РУ питающего напряжения оно подается на первичные обмотки главных понижающих трансформаторов ГПТ – 1 и ГПТ – 2, которые понижают напряжение до 10 кВ и подают энергию в РУ – 10 кВ, со сборных шин которого запитываются преобразовательные агрегаты ПА – 1 и ПА – 2, трансформаторов собственных нужд ТСН – 1 и ТСН – 2 и нетяговые потребители 10кВ.
От РУ – 3,3 кВ осуществляется электроснабжение участка железной дороги по фидерам контактной сети, количество которых определяется схемой питания и секционирования контактной сети.
Питание не тяговых потребителей напряжением 35 кВ осуществляется от сборных шин 35 кВ, получающих питание от третьей обмотки ГПТ – 1 и ГПТ – 2. Если не тяговые потребители 35 кВ отсутствуют, то главные понижающие трансформаторы выполняются двух обмоточными.

Теоретический раздел
1.1 Выбор однолинейной схемы
Однолинейная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части спроектированной подстанции. От этой схемы зависят надежность электрооборудования потребителей, ремонтоспособность, удобство технического обслуживания и безопасность персонала, рациональность размещения электрооборудования.
Однолинейная схема состоит из 3 распределительных устройств: ОРУ – 220 кВ, ОРУ – 27,5 кВ, ЗРУ – 10 кВ.
Питание распределительного устройства 220 кВ на трансформаторы поступает по линиям электропередачи по вводам W1, W2, на которых установлены разъединители типа РГ – 220/1000 УХЛ1. Между вводами выполняется перемычка с двумя разъединителями. На первичной стороне трансформаторов также установлены разъединители, такие же как на вводах. Встроенные трансформаторы тока необходимы для подключения амперметра и релейных защит. Наличие перемычки с разъединителем. имеющим дистанционное управление, позволяет обеспечить питание любого трансформатора по любому вводу или двух трансформаторов по одному вводу. Второй разъединитель перемычки с ручным приводом используется при ремонте для создания видимого разрыва цепи, трансформатор остается в работе, получая электроэнергию по вводу W2.
Распределительное устройство 27,5кВ включает в себя сборные шины, вводы от обмоток 27,5 кВ главных понижающих (тяговых) трансформаторов, фидеры контактной сети и ДПР, трансформаторы собственных нужд.
Шины 27,5 кВ состоят из проводов фаз А и В, секционированных разъединителями, которые нормально включены. Секционирование сборных шин 27,5 кВ двумя разъединителями обеспечивает безопасное выполнение работ и на секциях шин. Фаза С представляет собой рельс уложенный в земле, так называемый рельс земляной фазы, который соединен с контуром заземления подстанции, рельсом подъездного пути, отсасывающей линией и тяговым рельсом.
Питающие линии контактной сети (фидеры) присоединяют к фазе А и В согласно фазировке станции и прилегающих перегонов. Для замены любого фидерного выключателя при выводе его в ремонт или аварийном режиме в схеме ,ОРУ - 27,5 кВ предусмотрена запасная шина, которая может получить питание через запасной выключатель от фазы А и В сборных шин.
На тяговых подстанциях ЗРУ – 10 кВ может получать питание от одного понижающего трансформатора при включенном секционном выключателе.
Для ЗРУ – 10 кВ предусматривается установка выключателей.
Все отходящие линии 10 кВ имеют защиту замыкания на землю, для питания которой предусмотрен трансформатор тока.
Расчет мощности подстанции
Мощность нетяговых потребителей
Максимальная активная мощность районного потребителя:
Рмакс=Руст·кс, (2.1)
где Руст - установленная мощность потребителя, кВт;
кс - коэффициент спроса;
Pмакс1=2150·0,55=1182,5 кВт;Pмакс2=225·0,3=67,5 кВт.Сумма максимальных активных мощностей районных потребителей:
1nРмакс=Рмакс1+…+Рмакс n; (2.2)12Рмакс=67.5+1182.5=1250 кВт.Тангенс угла :
tg=1-coscos; 2.3 где cos - коэффициент мощности;
tgφ1=1-0,9320,93=0,40;tgφ2=1-0,920,9=0,48.Максимальная реактивная мощность районного потребителя:
Qмакс=Рмаксtg; (2.4)Qмакс1=1182,5·0,40=473 квар;
Qмакс2=67,5·0,48=32,4 квар.
Сумма максимальных реактивных мощностей районных потребителей:
12Qмакс=Qмакс1+Qмакс2; 2.5 12Qмакс=473+32,4=505,4квар.Максимальная полная мощность всех районных потребителей:
Sмакс_рп=1+Рпост+Рпер1001nРмакс2+1nQмакс2; (2.6)где Рпост - постоянные потери в стали трансформатора, принимаемые 8%;
Рпер - переменные потери в стали трансформатора, принимаемые 2%;
Sмакс_р.п.=1+8+2100·12502+505,42=1483 кВ·А.1.1.2 Мощность на тягу поездов
Мощность тяговой нагрузки:
Sтяг=27,52I'Д+0,65I''Д0,83 км; (2.7)где I’д - наиболее загруженное плечо питания, А;
I’’д - наименее загруженное плечо питания, А;
км - коэффициент, для двухпутной линии, принимаемый 1,45;
Sтяг=27,5·2·610+0,65·600·0,83·1,45=53284,963 кВ·А.1.1.3. Полная расчетная мощности подстанции.
Мощность на шинах равная 27,5 кВ:
S27.5=Sтяг+Sдпр+Sснкр, (2.8)где Sдпр - мощность нетяговых железнодорожных потребителей на электрифицированной дороге переменного тока, питающийся по линии «два провода - рельс», кВА;
Sсн - мощность собственных нужд (определяется по маркировке трансформатора собственных нужд), кВА;
кр - коэффициент разновременности максимальных нагрузок, принимаемый 0,95;
S27,5=2483+350+400·0,95=51333,214 кВ·А;Максимальная полной мощности:
Sмакс=S27,5+Sмакс_рпкр; (2.9)Sмакс=51333,214+1483·0,95=50175,403 кВ·А.1.1.4 Выбор главных понижающих трансформаторов
Расчетная мощность главного понижающего трансформатора:
SГПТрасч=Sмакскав(nтр-1); (2.10)где кав - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатор по его отношению к его номинальной мощности принимаемый 1,4;
nтр - количество главных понижающих трансформаторов, принимаемые равным 2;
SГПТрасч=5075,4031,4(2-1)=35839,574 кВА.Условия выбора главного понижающего трансформатора (таблица 2.1)
SномГПТ ≥ SГПТрасч; (2.11)
U1ном ≥ U1раб; (2.12)
U2ном ≥ U2раб; (2.13)
U3ном ≥ U3раб. (2.14)
40000 кВ > 35839,574кВ;
230 кВ > 220 кВ;
27,5 кВ = 27,5 кВ;
11 кВ > 10 кВ.
Таблица 1.1. – электрические характеристики масляных трансформаторов с внешним напряжением 220кВ.
Тип Номинальная мощность, кВА Номинальное напряжение обмоток, кВ Напряжение короткого замыкания Схема и группа соединения
обмоток
высшего напряжения среднего напряжения низшего напряжения uкВ-С, % uкВ-Н, % ТДТНЖ –
40000/220 УХЛ-1
40000 230 27,5 11 12,5 22 Y*/Δ- Δ-11-11
1.1.5 Полная мощность подстанции
Полная мощность отпаечной тяговой подстанции:
Sт.п.=nтр·Sном.ГПТ; (2.15)Sт.п.=2·40000=80000 кВА.1.2 Максимальные рабочие токи
Максимальные рабочие токи открытого распределительного устройства 220 кВ.
Максимальный рабочий ток вводов ЛЭП:
Iраб.макс=2Sном.ГПТ3·U1ном; (3.1)Iраб.макс=2·400003·220=419,89 А.Максимальный рабочий ток ремонтной перемычки первичной обмотки высшего напряжения силового трансформатора:
Iраб.макс=kпSном.ГПТ3·U1ном; (3.2)где kп - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора принимаемый 1,3;
Iраб.макс=1,3·400003 ∙220=136,46 А.Максимальные рабочие токи распределительных устройств 10 и 27,5 кВ
Максимальный рабочий ток вторичной обмотки среднего напряжения силового трансформатора:
Iраб.макс =kпSном.ГПТ3·U2ном; (3.3)где kп – коэффициент перспективы, принимаемый 1,5;
Iраб.макс1=1,3·400003·10=3002,22 А;Iраб.макс2=1,3·400003·27,5=1091,72 А.Максимальный рабочий ток сборных шин 10 и 27,5 кВ:
Iраб.макс10=kрн2S103·U2ном; (3.4) Iраб.макс27,5=kрн2S27,53·U2ном; (3.5)где kрн2 – коэффициент распределения нагрузки на шинах среднего или низшего напряжения, равный 0,5 при числе присоединений 5 и более; 0,7 – при меньшем числе присоединений;
Iраб.макс=0,7·1483·10=338,86 А.Iраб.макс=0,5·51333,2143·27,5=538,86 А.Распределительное устройство на 27,5 кВ:
Рабочий ток первичной обмотки ТСН:
Iраб.макс=kпSном.ТСН3·U1ном.ТСН; (3.6)Iраб.макс=1,3·4003·27,5=10,92 А.Рабочий ток ДПР:
Iраб.макс=kпрSмаксДПР3·U2ном; (3.7)Iраб.макс=1,5·3503·27,5=11,02 А.1.3 Расчет токов короткого замыкания
Для расчета точек короткого замыкания (КЗ) применяется метод относительных единиц.
1962157486651.3.1 Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания (рисунок 1.1):
Рисунок 1.1 - Расчетная схема
Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания выполняется по схеме замещения (рисунок 1.1).

Рисунок 2.1 - Схема замещения
Сопротивление системы рассчитывается по формуле:

х*бс=SбSкс; (4.1)где Sб - базисная мощность, МВА;
Sкс - мощность короткого замыкания системы, МВА;
Х*б1=1003880=0,026.Сопротивление линии рассчитывается по формуле:
х*бЛЭП=х0lSбU2ср; (4.2)где Uср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ;
l – длина линии, км;
х0 – индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км;
Х*б2,3=0,4·531002302=0,04 ;х*б4=0,4·601002302=0,45.Сопротивление трансформатора рассчитывается по формуле:
х*бт=uк%100·SбSном.т; (4.3)где uк% - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.
х*б6=х*б5=12,5100·10040=0,313;х*б8=х*б7=22100·10040=0,55;х*б9=0,025;х*б10=0,02;х*б11=0,042;х*б12=0,156;х*б13=0,275;х*б14=0,09;х*б15=0,247;х*б16=0,365;Для расчета точек короткого замыкания используется схема преобразования (рисунок 4.3).
-527053810Рисунок 1.3 – Схема преобразования
1.3.2 Расчет параметров цепи короткого замыкания
Базисный ток рассчитывается по формуле:
Iб=Sб3·Uср; (4.4)IбК1=1003·230=0,251 кА;IбК2=1003·26,2=2,204 кА;IбК3=1003·10,5=5,499 кА.Действующее значение тока короткого замыкания рассчитывается по формуле: Iк=Iб х*бк; (4.5)IК1=0,2570,312=2,856 кА;IК2=2,2040,469=8,923 кА;IК3=5,4990,744=15,066 кА.Ударный ток рассчитывается по формуле:
iу=2,55 Iк; (4.6)iу1=2,55·0,824=7, 2831 кА;iу2=2,55·4,699 =22,759 кА;iу3=2,55·7,391=38,418 кА.

1.4 Выбор и проверка выключателей
Выбираем высоковольтный выключатель, установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора типа ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1
- по роду установки – наружная;
- по конструктивному исполнению – маломасляные;
- по напряжению установки:
Uном≥Uраб.макс (5.1)
220 кВ=220кВ;
- по номинальному току:
Iном≥Iраб.макс (5.2)
1250 кА>136 кА.Время отключения тока кз:
tотк=tрз+tср+tов; (5.3)
где tрз – собственное время срабатывания защиты (по принципиальной схеме рисунок 5.1), с;
tср – время выдержки срабатывания защиты, принимается 0,1 с;
tов – собственное время отключения выключателя, с;
tотк=2+0,1+0,035=2,135 с.
Тепловой импульс тока кз:
Вк=Iк2(tотк+Та); (5.4)
где Та – периодическая составляющая тока короткого замыкания, принимается 0,05 с;
Вк=0,8242·2,135+0,05=1,8 кА2с.Значения теплового импульса тока кз сводим в таблицу 5.4.
Проверку высоковольтного выключателя ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1 установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора осуществляем:
- на электродинамическую стойкость
iпр.с≥iу; (5.5)65 кА>2,101 кА. -на термическую стойкость:
Iт2tт≥Вк; (5.6)252∙3 кА2·с>1,8 кА2·с. -по номинальному току отключения:
Iном.отк≥Iк; (5.7)25 кА>2,856 кА.
Рисунок 1.4- Принципиальная схема
Данные по проверке и выбору ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1 сведены в таблицах 5.1, 5.2.
Согласно проверке выбранный выключатель типа ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1 является электродинамически и термически стойким.
Аналогично выбираем и проверяем выключатели, установленные в ОРУ - 220 кВ, ОРУ – 27,5 кВ и ЗРУ – 10 кВ данные выключатели согласно проверке являются электродинамически и термически стойкими (таблица 5.1, 5.2)
Таблица 1.2 – Тепловой импульс
Место установки Iк кАtрз, сtср, сtсв, сТа, сtотк, сВк, кА2сВводы ЛЭП 2,856 2 0,1 0,035 0,05 2,135 6,24
Рабочая перемычка 2,856 2 0,1 0,035 0,05 2,135 6,24
Обмотка высшего напряжения силового трансформатора 2,856 2 0,1 0,035 0,05 2,135 6,24
Обмотка среднего напряжения силового трансформатора 8,923 1,5 0,1 0,06 0,05 1,66 19,498
Первичная обмотка ТСН 8,923 1,5 0,1 0,06 0,05 1,66 19,498
Фидер ДПР 8,923 1 0,1 0,06 0,05 1,66 19,498
Фидер контактной сети 1 8,923 0 0,1 0,06 0,05 0,16 16,72
Фидер контактной сети 2 8,923 0 0,1 0,06 0,05 0,16 16,72
Фидер контактной сети 3 8,923 0 0,1 0,06 0,05 0,16 16,72
Фидер контактной сети 4 8,923 0 0,1 0,06 0,05 0,16 16,72
Обмотка низкого напряжения силового трансформатора 15,066 1,5 0,1 0,04 0,05 1,64 32,919
Сборные шины 10 кВ 15,066 1,5 0,1 0,04 0,05 1,64 32,919
Фидера районных потребителей: Вокзал 15,066 1 0 0,06 0,05 1,11 32,919
Жилой поселок 15,066 1 0 0,06 0,05 1,11 32,919
Таблица 1.3. выключатели
Место установки Тип Паспортные значения Расчетные значения
Uном,кВIном,АIТ2∙t2,кА2∙сIном откл,кАIпр,кАUраб,кВIраб макс,АВк,кА2сIк,кАiу,кА1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Рабочая перемычка ВМТ-220Б-25/1250 УХЛ 1 220 1250 1875 25 65 220 346,41 6,24 2,856 7,283
Обмотка высшего напряжения силового трансформатора ВМТ-220Б-25/1250 УХЛ 1 220 1250 1875 25 65 220 136,41 6,24 2,856 7,283
19
Обмотка среднего напряжения силового трансформатора ВЦБ-35-25/1600 УХЛ 1 35 1600 1200 25 45 27,5 1091,72 19,498 8,923 22,759
Первичная обмотка ТСН ВЦБ-35-25/1600 УХЛ 1 27,5 1600 1200 25 45 27,5 10,92 19,498 8,923 22,759
Фидер ДПР ВЦБ-35-25/1600 УХЛ 1 27,5 1600 1200 25 45 27,5 11,02 19,498 8,923 22,759
Фидер контактной сети1 ВВФ-27,5-20/1200 УХЛ 1 27,5 1200 1200 20 31,5 27,5 600 16,72 8,923 22,759
Фидер контактной сети2 ВВФ-27,5-20/1200 УХЛ 1 27,5 1200 1200 20 31,5 27,5 650 16,72 8,923 22,759
Фидер контактной сети3 ВВФ-27,5-20/1200 УХЛ 1 27,5 1200 1200 20 31,5 27,5 700 16,72 8,923 22,759

Продолжение таблицы 1.3
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Фидер контактной сети 4 ВВФ-27,5-20/1200 УХЛ 1 27,5 1200 1200 20 31,5 27,5 800 16,72 8,923 22,759
Обмотка низкого напряжения силового трансформатора ВВЭ10-31,5/3150 УХЛ 3 10 3150 2982,4 31,53 31,5 10 3002,22 32,919 15,066 38,418
Сборные шины ВВЭ10-31,5/630 УХЛ 3 10 630 2982,4 31,53 31,5 10 338,86 32,919 15,066 38,418
Фидера районных потребителей - - - - - - - - - - -
20
Вокзал ВВЭ10-31,5/630 УХЛ 3 10 630 2982,4 31,53 31,5 10 3464,101 32,919 15,066 38,418
Жилой поселок ВВЭ10-31,5/630 УХЛ 3 10 630 2982,4 31,53 31,5 10 69,53 32,919 15,066 38,418

1.5 Выбор и проверка сборных шин и присоединений распределительного устройства
Выбираем гибкие провода марки 2АС-300 установленные в ОРУ-220 кВ устройств
– по длительно допустимому току:
Iдоп≥Iраб.макс, (6.1)где Iдоп допустимый ток, А.
690 А>419,89 А. – по термической стойкости:
q≥qмин, (6.2)где – площадь сечения гибкого провода, мм2.
300 мм2>13,843 мм2.Минимальное сечение рассчитывается по формуле:
qмин=ВкС∙1000, (6.3)где С – коэффициент для алюминиевых шин принимаемый равным 88 Ас12мм2.
qмин=6,2488∙1000=28,836 мм2.Выполняем проверку гибкого провода 2АС-300 установленного в ОРУ-220 кВ на отсутствие коронирования:
Радиус провода рассчитывается по формуле:
rпр=dпр20, (6.4)где dпр - диаметр провода.
rпр=24,420=1,22 см.Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает заряд в виде короны, рассчитывается по формуле:
Е0=30,3m1+0,299rпр, (6.5)где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимаем для многопроволочных проводов 0,82.
Е0=30,3∙0,821+0,2991,22=31,572кВсм.При горизонтальном расположении геометрическое расстояние между проводами фаз рассчитывается по формуле:
Dср=1,26D, (6.6)где D – расстояние между соседними фазами для ССШ 220 кВ – 400см; для ССШ 35кВ – 150см.
Dср=1,26∙400=504 см.Напряженность электрического поля около поверхности провода рассчитывается по формуле:
Е=0,354∙UrпрlogDсрrпр, (6.7)где U – линейное напряжение, приложенное к шинам, кВ;
Е=0,354∙2201,22 log5041,22=24,402 кВ/см.Проверяем гибкие провода типа АС-300 на отсутствие коронирования по формуле:
0,9Е0≥1,07Е; (6.8)0,9∙31,572 кВ/см>1,07∙24,402 кВ/см;28,415 кВ/см >26,12 кВ/см.Данные гибкие провода АС-300 проходят по длительно допустимому току, являются термически стойкими и проходят по условию отсутствия коронирования (данные сведены в таблице 6.1)
Аналогично выбираем гибкие провода для ОРУ – 27,5 кВ, которые проходят по длительно допустимому току.
Выбираем жесткие шины установленные во вторичной обмотке низкого напряжения силового трансформатора типа 2А - 100×6:
– по длительно допустимому току:
Iдоп≥Iраб.макс; (6.1)1320 А>338,86 А.– по термической стойкости:
q≥qмин; (6.2)80 мм2>65,199 мм2.где а – расстояние между шинами, м;
l – расстояние между изоляторами, м;
W – момент сопротивления при растяжении, м3.
2204720237490Момент сопротивления при расположении на ребро (рисунок 6.1):
Рисунок 1.5 – Расположение шин на изоляторе на ребро
W=hb2610-9, (6.3)где b – ширина, мм;
h – высота, мм.
W=100∙62610-9=600∙10-9м3Электродинамическая стойкость рассчитывается по формуле:
σрасч=1,76i2уl2Wа10-8, (6.4) σрасч=1,7640,6442∙1,252600∙10-9∙0,3510-8=216,324 МПа. Момент сопротивления при расположении плашмя (рисунок 6.2):
2338070102870
Рисунок 1.6 – Расположение шин на изоляторе плашмя
W=bh2610-9, (6.5)W=6∙1002610-9=10000·10-9 м3.Рассчитываем электродинамическую стойкость:
σрасч=1,7640,6442∙1,2521000∙10-9∙0,3510-8=12,98 МПа.Проверяем жесткие шины типа 2А - 100×6 на электродинамическую стойкость:
σдоп≥σрасч; (6.13)80 МПа>12,98 МПа.Данные жесткие шины типа 2А - 100×6 установленные в обмотке низкого напряжения расположены плашмя и являются термически и электродинамически стойкими (данные сведены в таблице 6.1)
Аналогично выбираем и проверяем жесткие шины сборные шины ЗРУ-10 кВ, которые являются термически и электродинамически стойкими.

Место установки Марка Паспортные значения Расчетные значения
Iдоп,
А q,
мм dпр,
мм σдоп,МПа Iраб макс,
А Вк,
кА2∙с qмин,
мм2 rпр,
см Dср,
см Е0,
кВ/
см Е,
кВ/
см 0,9Е0≥1,07Е σрасч,
МПа
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
ОРУ 220 кВ АС-150 690 150 17 80 -
Обмотка среднего напряжения силового трансформатора 2АС-540 1220 540 21,5 - 1091,72 19,498 50,178 1,075 - - - - -
Первичная обмотка ТСН АС-70 21,5 70 11,7 - 10,92 19,498 50,178 0,585 - - - - -
Фидер ДПР АС-70 21,5 70 11,7 - 11,02 19,492 50,178 0,585 - - - - -
Фидер контактной сети 1 АС-240 610 240 21,5 - 600 16,72 46,466 1,075 - - - - -
Фидер контактной сети 2 АС-240 610 240 21,5 - 650 16,72 46,466 1,075 - - - - -
Фидер контактной сети 3 АС-240 610 240 21,5 - 700 16,72 46,466 1,075 - - - - -
25
Таблица 1.4 – Проверка выбранных жестких шин и проводов

Продолжение таблицы 1.4.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Фидер контактной сети 4 АС-240 610 240 21,5 - 800 16,72 46,466 1,075 - - - - -
Обмотка низкого напряжения силового трансформатора А-40*4 3250 600 - 80 3002,22 32,919 65,199 - - - - - 12,98
26
Сборные шины 10 кВ А-30*4 480 160 - 80 338,89 32,919 65,199 - - - - - 12,98
Фидера районных потребителей - - - - - - - - - - - - - -
Вокзал 2А-100*6 3250 600 - 80 3464,101 32,919 65,199 - - - - - 12,98
Жилой поселок А-40*4 480 160 - 80 69,53 32,919 65,199 - - - - - 12,98

1.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения
Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220:
- по номинальному напряжению:
U1ном ТН≥Uраб макс; 7.1220 кВ=220 кВ.Расчетная активная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:
Pприб=Sприб·cosφ·кол-во; (7.2)
Pприб=1,6·1·1=1,6Вт;Pприб=6·1·3=18Вт;Pприб=4·1·3=12Вт;Pприб=4·1·3=12Вт.
Расчетная реактивная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:
Qприб=Sприб·sinφ·кол-во; (7.3)
Qприб=1.6·0·1=0вар;Qприб=6·0·3=0вар;Qприб=4·0·3=0вар;Qприб=4·0·3=0вар.
Расчетная мощность прибора:
Sрасч=Pприб2+Qприб2; (7.4)
Sрасч=43,62+02=43,6 ВА.Проверяем трансформатор напряжения НКФ-220 на соответствие классу точности:
S2 ном≥S2 расч; 7.51000кВА>43,6кВА.Трансформатор напряжения типа НКФ-220 соответствует своему классу точности.
Приборы подключаемые к трансформатору напряжения типа НКФ-220 приведены в таблице 7.1.
Таблица 1.5 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения 220кВ
Исходные параметры Расчетные значения
Прибор Тип Класс точности Sприб,
В∙А cosφ Ко-личе-ство sinφ Рприб,
Вт Qприб,
вар
Вольтметр Э 377 1 (3) 1,6 1 1 0 1,6 0
Счетчик активной энергии ЦЭ-6805 1,0 6 1 3 0 18 0
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1,0 4 1 3 0 12 0
Реле напряжения РН-60 1,0 4 1 3 0 12 0
ИТОГО: 43,6 0
Аналогично выбираем и проверяем трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35,3×ЗНОЛ.06-10.Соответственно ОРУ-27,5кВ, ЗРУ-10кВ.
Таблица 1.6 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения 35кВ
Исходные параметры Расчетные значения
Прибор Тип Класс точности Sприб,
В∙А cosφ Ко-личе-ство sinφ Рприб,
Вт Qприб,
вар
Вольтметр Э 377 1 (3) 1,6 1 1 0 1,6 0
Счетчик активной энергии ЦЭ-6805 1,0 6 1 6 0 36 0
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1,0 4 1 6 0 24 0
Реле напряжения РН-60 1,0 4 1 3 0 12 0
ИТОГО: 73,6 0
Таблица 1.7 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения 10 кВ
Исходные параметры Расчетные значения
Прибор Тип Класс точности Sприб,
В∙А cosφ Ко-личе-ство sinφ Рприб,
Вт Qприб,
вар
Вольтметр Э 377 1 (3) 1,6 1 1 0 1,6 0
Счетчик активной энергии ЦЭ-6805 1,0 6 1 4 0 24 0
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1,0 4 1 4 0 16 0
Реле напряжения РН-60 1,0 4 1 3 0 12 0
ИТОГО: 53,6 0
1.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов токаВыбираем измерительный трансформатор тока типа
TG-245, установленный в первичной обмотке высшего напряжения
силового трансформатора:
-по номинальному напряжению:
U1ном.тт ≥Uраб; (8.1)
220 кВ=220 кВ.-по номинальному току:
I1ном.ттIраб.макс; (8.2)
300 кА>136,46 кА.Проверяем выбранный трансформатор типа TG-245
-на термическую стойкость:
(iтерм)2≥Вк, (8.3)
где iтерм – ток термической стойкости, кА
992,3 кА>2,169 кА2см.- на электродинамическую стойкость:
iдин≥iу, (8.4)
где iдин – ток электродинамической стойкости, кА
80кА>2,101 кА.Данный трансформатор тока типа TG-245 является термически и электродинамически стойким.
Аналогично выбираем трансформаторы тока для распределительных устройств 220, 27,5 и 10 кВ. Результаты сведены в таблице 8.1.
Данные трансформаторы тока являются термически и электродинамически стойкими.

Таблица 1.8 – Электрические характеристики трансформаторов тока
Место установки Тип трансформатора тока Паспортные значения Расчетные значения
Uном, В Uраб,В Iном, А Iраб.макс, А iтерм2,кА iдин,кА Bк,кА2·с iу,кА
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Рабочая перемычка TG245 220 220 1250 346,41 992,25 80 6,24 7,283
Обмотка высшего напряжения TG245 220 220 1250 346,41 992,25 80 6,24 7,283
Обмотка среднего напряжения ТФЗМ-35А 35 27,5 1600 1091,72 1536,64 80 19,498 22,759
31
Первичная обмотка ТСН ТТГ-35 35 27,5 1600 11,02 499,5 57 19,498 22,759
Фидер ДПР ТТГ-35 35 27,5 1600 119,89 499,5 57 19,498 22,759
Фидер контактной сети1 ТТГ-35 35 27,5 1200 600 499,5 57 19,498 22,759
Фидер контактной сети2 ТТГ-35 35 27,5 1200 650 499,5 57 19,498 22,759
Фидер контактной сети3 ТТГ-35 35 27,5 1200 700 499,5 57 19,498 22,759



Окончание таблицы 8.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Фидер контактной сети4 ТТГ-35 35 27,5 1200 800 499,5 57 19,498 22,759
Обмотка низкого напряжения ТПШЛ-10 10 27,5 4000 3002,22 6084 80 32,919 38,418
Сборные шины 10 Кв ТПОЛ-10 10 10 630 338,86 499,5 50 32,919 38,418
Фидера районных потребителей -
- - - - - - - -
Вокзал ТПОЛ-10 10 10 630 3464,101 499,5 50 32,919 38,418
Жилой поселок ТПОЛ-10 10 10 630 69,53 499,5 50 32,919 38,418

1.8 Выбор и проверка разъединителей
Выбираем высоковольтный разъединитель типа РГ-220/1000УХЛ1,
установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового
трансформатора
-по напряжению установки:
U1ном≥Uраб.макс; (9.1)220кВ=220кВ.
-по номинальному току:
Iном≥Iраб.макс; (9.2)1000кА>136,46кА.Проверку высоковольтного разъединителя типа РГ-220/1000УХЛ1,
установленного в первичной обмотке высшего напряжения силового
трансформатора осуществляем в следующей последовательности:
-на электродинамическую стойкость:
iпр≥iу; (9.3)80 кА>2,101 кА.-на термическую стойкость:
I2t≥Iк; (9.4)
1875 кА2∙с>2,856 кА.Согласно проверке выбранный разъединитель типа РГ-220/1000УХЛ1, является электродинамически и термически стойким. Данные расчёта этого разъединителя сведены в таблице 9.1.
Аналогично выбираем и проверяем разъединители, установленные в ОРУ-220кВ, ОРУ-35кВ, которые согласно проверке являются термически и динамически стойкими (результаты сведены в таблице 9.1).
Место установки Тип Паспортные значения Расчетные значения
Uном, В Uраб,В Iном, А Iраб.макс, А I2тtт,кА2·с Iпр.с,кА Bк,кА2·с Iк,кА iу,кА
Рабочая перемычка РГ-220/1000УХЛ1 220 220 1250 346,41 1875 65 6,24 2,856 7,283
Обмотка высшего напряжения РГ-220/1000УХЛ1 220 220 1250 136,41 1875 65 6,24 2,856 7,283
Обмотка среднего напряжения РДЗ-35. IV/2000УХЛ1 35 27,5 1600 1091,72 1200 45 19,498 8,923 22,759
Первичная обмотка ТСН РГ-35/1000УХЛ1 35 27,5 1600 10,92 1200 45 19,498 8,923 22,759
Фидер ДПР РГ-35/1000УХЛ1 35 27,5 1600 11,02 1200 45 19,498 8,923 22,759
Фидер контактной сети1 РГ-35/1000УХЛ1 35 27,5 1200 600 1200 31,5 19,498 8,923 22,759
Фидер контактной сети2 РГ-35/1000УХЛ1 35 27,5 1200 650 1200 31,5 19,498 8,923 22,759
Фидер контактной сети3 РГ-35/1000УХЛ1 35 27,5 1200 700 1200 31,5 19,498 8,923 22,759
Фидер контактной сети4 РГ-35/1000УХЛ1 35 27,5 1200 800 1200 31,5 19,498 8,923 22,759
Таблица ….

2. Технологический раздел
Трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для понижения высокого напряжения до значения, равного 100 В, необходимого для питания измерительных приборов, цепей автоматики, сигнализации и защитных устройств. Для питания защитных устройств применяются трехобмоточные трансформаторы с дополнительной вторичной обмоткой.
Применение трансформаторов напряжения позволяет использовать для измерения на высоком напряжении стандартные измерительные приборы, расширяя пределы измерения; обмотки реле, включаемых через ТН, также могут иметь стандартные исполнения.
Трансформатор напряжения изолирует измерительные приборы и реле от высокого напряжения, благодаря чему обеспечивается безопасность их обслуживания.
ТН применяются в наружных или внутренних электроустановках переменного тока напряжением 0,38 – 110 кВ и номинальной частотой 50 Гц от их работы зависит точность электрических измерений и учета электроэнергии, а также надежность действия релейной защиты и противоаварийной автоматики.
ТН с двумя вторичными обмотками предназначается не только для питания измерительных приборов и реле, но и для работы в устройстве сигнализации замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью.
Трехобмоточные трансформаторы серии ЗНОМ, НОМ и НТМИ, НАМИ предназначены для сетей с изолированной нейтралью, серии НКФ – с заземленной нейтралью.
Типовое обозначение трансформаторов напряжения расшифровывается следующим образом: 
НКФ – трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке;НОМ – трансформатор напряжения однофазный масляный;ЗНОМ – трансформатор напряжения однофазный масляный с заземленным выводом первичной обмотки;НТМИ – трансформатор напряжения трехфазный масляный с дополнительной вторичной обмоткой (для контроля изоляции сети);НАМИ – трансформатор напряжения антирезонансный масляный с обмоткой для контроля изоляции;НТМК – трансформатор напряжения трехфазный масляный с компенсирующей обмоткой для уменьшения угловой погрешности;Цифровая часть в обозначении трансформаторов напряжения обозначает – класс напряжения.
Классификация
Классификация трансформаторов напряжения осуществляется по
следующим отличительным признакам.По назначению трансформаторы напряжения могут применяться с различными схемами соединения обмоток.Из всех возможных способов соединения обмоток трансформатора наибольшее распространение получили следующие: «звезда-звезда-нуль» (понизительные потребительские трансформаторы), «звезда-треугольник» и «звезда-нуль-треугольник» (повысительные трансформаторы).Для измерения трех междуфазных напряжений можно использовать два однофазных двухобмоточных трансформатора НОМ, НОС, соединенных по схеме открытого треугольника, а также трехфазный двухобмоточный трансформатор НТМК, обмотки которого соединены в звезду. Для измерения напряжения относительно земли могут применяться три однофазных трансформатора, соединенные по схеме «звезда–нуль-звезда-нуль», или трехфазный трехобмоточный трансформатор НТМИ (рис.4.17а, б, в). В этом случае обмотка, соединенная в звезду, используется для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник, присоединяются реле защиты от замыкания на землю. Таким же образом в трехфазную группу соединяются однофазные трехобмоточные трансформаторы типа ЗНОМ и каскадные трансформаторы НКФ.
Одним из существенных недостатков трехфазного потребительского трансформатора со схемой соединения «звезда-звезда-нуль» является перегрузка отдельных фаз при несимметричной нагрузке (как правило при преобладании бытовой и осветительной нагрузок). Поэтому наиболее эффективным способом борьбы с несимметрией является в этом случае использование трансформатора со схемой соединения «звезда-зигзаг-нуль».Обмотка каждой фазы низшего напряжения состоит из двух половин, расположенных на разных сердечниках. Поэтому при нагрузке на фазы магнитный поток распределяется в магнитопроводе более равнсхеме «звезда». Кроме того, трансформатор с такой схемой соединения имеет минимально возможное сопротивление токам нулевой последовательности, возникающих в результате несимметричной нагрузки фаз. Вследствие этого уменьшается несимметрия напряжений, обусловленная несимметрией токов,и, тем самым улучшается качество электрической энергии в сельских распределительных сетях 0,38 кВ.
Кроме того по назначению же трансформаторы различают с и л о в ы е (предназначенные для передачи и распределения электрической энергии) и с п е ц и а л ь н ы е (сварочные, измерительные, печные, испытательные, инструментальные, автотрансформаторы и др).По числу фаз конструктивно различают трехфазные и однофазные трансформаторы. Трехфазные трансформаторы напряжения применяются при напряжении до 18 кВ, однофазные – на любые напряжения.
Для трансформирования трехфазного тока можно использовать группу, составленную из трех однофазных трансформаторов или один трехфазный трансформатор. Трехфазная группа однофазных трансформаторов имеет ряд существенных недостатков: громоздкость, большая масса, высокая стоимость. Поэтому такой способ трансформации променяют только при очень больших мощностях (свыше 10 МВ∙А), когда конструкция трехфазного трансформатора получается излишне громоздкой.
Сердечник трехфазного трансформатора состоит из трех вертикальных стержней, которые по концам замкнуты стальными ярмами. На каждом из сердечников помещают первичную и вторичную обмотки одной из трех фаз. По типу изоляции трансформаторы могут быть с у х и м и и м а с л я н ны м и. Обмотки с у х и х трансформаторов выполняются проводом ПЭЛ (провод эмалированный, лакированный). Изоляцией между обмотками служит электрокартон. В готовом виде обмотки пропитываются асфальтовым лаком. Такие трансформаторы выпускаются на напряжение не выше 6 кВ типов НОС-0,5; НОСК-6; НТС-0,5.
Буквы в названии обозначают: Н – трансформатор напряжения; О – однофазный; Т – трехфазный; С – сухой; К – комплектующий.Трансформатор НОСК-6 предназначается только для комплектования высоковольтных распределительных устройств в шахтах; при установке он заливается битумной массой. Большей степенью надежности обладает трансформатор с литой изоляцией на основе компаунда из метакриловых смол и кварца. Трансформатор имеет Ш-образный магнитопровод, охватывающий обмотку снаружи. Обмотки залиты компаундом. Габаритные размеры таких трансформаторов намного меньше размеров масляных трансформаторов, что является его несомненным преимуществом.
В масляных трансформаторах обмотки и магнитопровод находятся в баке и залиты маслом, которое служит и для изоляции, и для охлаждения. Вследствие незначительного колебания уровня масла маслорасширители имеются только у трансформаторов ЗНОМ-35 и НКФ, у остальных масло не доливается до крышки на 20 – 30 мм. По числу обмоток трансформаторы подразделяются на двухобмоточные и трехобмоточные.По роду установки трансформаторы различают для внутренней и наружной установки.
Конструкция
Конструктивно трансформатор напряжения изготовляется и как самостоятельный аппарат однофазного или трехфазного исполнения, и как встраиваемый в конструкции выключателей, комплектных экранированных токопроводов, комплектных распределительных устройств или пристраиваемый к ним.
 
Рис. 6-4. трансформатор напряжения типа НОМ-10: а — общий вид; б — выемная часть
1 — зажимы для присоединения шин ВН; 2 — изоляторы вводов ВН; 3 — выводы НН; 4 — болт для заземления; 5 — изоляторы выводов НН; 6 — пробка отверстия для залива масла; 7 — обмотка ВН;8 — сердечник; 9 — бак с масломИзготовляемые в виде самостоятельной конструкции трансформаторы напряжения показаны на рис. 6-4—6-7.В зависимости от напряжения, назначения, схемы конструкции, способа охлаждения, места установки трансформаторы напряжения различаются маркой.Типы HOC, HOCK, НТС, НТСК. — это однофазные (О) или трехфазные (Т), сухие (С), компенсированные (К) трансформаторы напряжения; они предназначены для внутренних установок напряжением до 6 кВа Типы НОМ, ЗНОМ (с заземлением внутреннего конца обмотки высокого напряжения), НТМК, НТМИ, выполненные в баке с маслом, с естественным масляным охлаждением применяются для внутренних установок напряжением до 18 кВ; однофазные трансформаторы напряжения — до 35 кВ.Типы НКФ (напряжения, каскадный, фарфоровый) для напряжения до 500 кВ изготовляются однофазными в фарфоровом кожухе, заполненном маслом, с металлической головкой — расширителем.Рис. 6-5. трансформаторы напряжения типа НТМИ-10: а — общий вид; б — схема соединений обмоток
Рис. 6-6. Каскадный трансформатор напряжения типа НКФ-220: а — схемаВН — первичная обмотка; Вр — выравнивающие обмотки; Се — связующая обмотка; С — сердечник; А, X — зажимы первичной обмотки; а, х — зажимы основной вторичной обмотки; ахд — зажимы дополнительной вторичной обмотки б — внешний вид трансформатора1 — ввод ВН; 2 — влагопоглотитель; 3 — расширители верхнего и нижнего блока; 4 — фарфоровая покрышка; 5 — коробка выводов вторичных обмоток; 6 — болт для заземления; 7 — тележка; 8 — кран для слива масла
ИТН могут иметь две и больше вторичных обмоток; одна из них, включаемая разомкнутым треугольником, используется для подключения вольтметра и реле контроля изоляции.
ИТН типа ЗНОМ, пристроенный к конструкции комплектного экранированного токопровода (КЭТ), показан на рис. 6-8.Для новейших конструкций герметизированных элегазовых распредустройств КРУЭ применяются специальные трансформаторы напряжения типа ЗНОГ (заземляемый, напряжения, однофазный с газовой изоляцией). Он предназначается для питания измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации.  
Рис. 6-7. Общие виды ТН сверхвысоких напряжений: а — типа НКФ-330;б — типа НКФ-5001 — экран; 2 — расширители масла блоков; 3 — ввод ВН; 4 — блоки каскада трансформатора напряжения; 5 — перемычка соединения блоков; 6 — влагопоглотитель; 7 — маслоуказатель; 8 — коробка зажимов НН; 9 рама основания из профильной стали; 10 фланец для вакуумирования и заливки маслаРис. 6-8. Установка трансформатора напряжения типа ЗНОМ-2 15,75 кВ в комплектном токопроводе мощного генератора1 — трубчатая шина токопровода; 2 — опорный изолятор; 3 — кожух (экран) токопровода; 4 — ножевой контакт трансформатора напряжения; 5 — смотровой люк; 6 — патрубок токопровода; 7 — болты крепления увеличенной круглой крышки трансформатора напряжения; 8 — дыхательное отверстие; 9 — направляющие установочные стержни; 10 —пробка слива масла
показаны схема и конструкция трансформатора напряжения типа ЗНОГ-220-79УЗ (79 — год, УЗ — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150— 69 и 15543—70).ИТН состоит из первичной обмотки 220/v 3 кВ и двух вторичных (основной 100/v 3 и дополнительной 100 В), магнитопровода, кожуха, ввода элегаз — элегаз и ряда экранов.Рис, 6-9. трансформатор напряжения типа ЗНОГ-220-79УЗ; a — схема; б — конструкция$ вентиль; 2 — подъемная косынка; 3 — ввод (А) ; 4 — кожух; 6 — предохранительный клапан; 6  - магнитопровод; 7 — обмотка; 8  — вывод (X); 9 крышка; 10 - днищеРис. 6-10. Схемы емкостных устройств для измерения напряжения: а — схемаНДЕ; б — схема ПИН1 — конденсаторный ввод; 2 — цилиндры из бакелизированной бумаги со станиолевыми обкладками; 3 — токоведущий стержень; 4 — реактор; 5 — первичная обмотка трансформатора; 6 — вторичная обмотка трансформатора; 7 — конденсатор; 8 — разрядникМагнитопровод —  бронестержневого типа, шихтованный из отдельных пластин электротехнической стали. В качестве главной изоляции используется технический элегаз, заполнение которым осуществляется через сильфонный вентиль. Рабочее давление (избыточное) элегаза при температуре 20 °С равно 0,4 МПа.Номинальная мощность трансформатора напряжения 400 В. А в классе 0,5; предельная мощность 2500 ВА; масса 390 кг.Для измерения напряжения наряду с ИТН применяются емкостные делители напряжения (НДЕ).НДЕ представляет собой ряд последовательно включенных конденсаторов. Линейным концом НДЕ подключается к фазе линии, противоположный конец заземляется.Фазное напряжение между конденсаторами последовательной цепи распределяется пропорционально их емкостным сопротивлениям. К последнему конденсатору со стороны заземления параллельно части фазного напряжения подключается ИТН.
В конструкциях баковых выключателей в качестве НДЕ используется конденсаторный ввод ВН, к обкладкам которого со стороны заземления подключается навешиваемый снаружи на бак аппарат ПИН (прибор измерения напряжения, рис. 6-10).
В современных конструкциях распредустройств в качестве делителя напряжения используются конденсаторы высокочастотной связи и высокочастотной защиты линий передачи высокого напряжения. В цепи первичной обмотки ИТН предусматривается заградитель и регулируемый реактор, компенсирующий емкостное сопротивление делителя.
Принцип действия
 Действие трансформатора основано на явлении электромагнитной индукции. Простейший трансформатор состоит из стального магнитопровода 2 (рис. 212) и двух расположенных на нем обмоток 1 и 3. Обмотки выполнены из изолированного провода и электрически не связаны. К одной из обмоток подается электрическая энергия от источника переменного тока. Эту обмотку называют первичной. К другой обмотке, называемой вторичной, подключают потребители (непосредственно или через выпрямитель).
При подключении трансформатора к источнику переменного тока (электрической сети) в витках его первичной обмотки протекает переменный ток i1, образуя переменный магнитный поток Ф. Этот поток проходит по магнитопроводу трансформатора и, пронизывая витки первичной и вторичной обмоток, индуцирует в них переменные э. д. с. е1 и е2. Если к вторичной обмотке присоединен какой-либо приемник, то под действием э. д. с. е2 по ее цепи проходит ток i2.
Э. д. с, индуцированная в каждом витке первичной и вторичной обмоток трансформатора, согласно закону электромагнитной индукции зависит от магнитного потока, пронизывающего виток, и скорости его изменения. Магнитный поток каждого трансформатора является определенной величиной, зависящей от напряжения и частоты изменения переменного тока в источнике, к которому подключен трансформатор. Постоянна также и скорость изменения магнитного потока, она определяется частотой изменения переменного тока. Следовательно, в каждом витке первичной и вторичной обмоток индуцируется одинаковая э. д.с. В результате этого отношение действующих значений э. д. с. Е1 и E2, индуцированных в первичной и вторичной обмотках трансформатора, будет равно отношению чисел витковэтих обмоток, т. е.
Отношение э. д. с. Евн обмотки высшего напряжения к э. д. с. Eнн обмотки низшего напряжения (или отношение чисел их витков) называется коэффициентом трансформации,
Коэффициент трансформации всегда больше единицы. Если пренебречь падениями напряжения в первичной и вторичной обмотках трансформатора (в трансформаторах средней и большой мощности они не превышают обычно 2—5 % номинальных значений напряжений U1 и U2), то можно считать, что отношение напряжения U1 первичной обмотки к напряжению U2 вторичной обмотки приблизительно равно отношению чисел их витков, т. е.
Таким образом, подбирая требуемое соотношение между числами витков первичной и вторичной обмоток, можно увеличивать или уменьшать напряжение на приемнике, подключенном к вторичной обмотке. Если необходимо на вторичной обмотке получить напряжение большее, чем подается на первичную, то применяют повышающие трансформаторы, у которых число витков во вторичной обмотке больше, чем в первичной.
В понижающих трансформаторах, наоборот, число витков вторичной обмотки меньше, чем в первичной.
Трансформатор не может осуществить преобразование напряжения постоянного тока. При подключении его первичной обмотки к сети постоянного тока в трансформаторе создается постоянный по величине и направлению магнитный поток, который не может индуцировать э. д. с. в первичной и вторичной обмотках. Поэтому не будет происходить передачи электрической энергии из первичной обмотки во вторичную.
При подключении первичной обмотки трансформатора к сети переменного тока через эту обмотку проходит некоторый ток, называемый током холостого хода. При включении нагрузки по вторичной обмотке трансформатора начинает проходить ток, при этом увеличивается и ток, проходящий по первичной обмотке. Чем больше нагрузка трансформатора, т. е. электрическая мощность и ток i2, отдаваемые его вторичной обмоткой подключенным к ней приемникам, тем больше электрическая мощность и ток i1, поступающие из сети в первичную обмотку.
Ввиду того что потери мощности в трансформаторе обычно малы, можно приближенно принять, что мощности в первичной и вторичной обмотках одинаковы. В этом случае можно считать, что токи в обмотках трансформатора приблизительно обратно пропорциональны напряжениям: I1/I2 ? U2/U1или что токи в обмотках трансформатора обратно пропорциональны числам витков первичной и вторичной обмоток: I1/I2 ? ?2/?1. Это означает, что в повышающем трансформаторе ток во вторичной обмотке меньше, чем в первичной (во столько раз, во сколько напряжение U2 больше напряжения U1), а в понижающем ток во вторичной обмотке больше, чем в первичной. Поэтому в трансформаторах обмотки высшего напряжения выполняются из более тонких проводов, чем обмотки низшего напряжения.

3 Экономический раздел
Расчет годовых эксплуатационных расходов на содержание подстанции
Численность работников подстанции формируется в соответствии с «Едиными отраслевыми нормативами численности работников хозяйства электроснабжения».
Рабочим местом работников подстанции являются мастерская и технологическое оборудование подстанции. Работники должны обеспечиваться удобной летней и зимней спецодеждой, обувью, отвечающим требованиям безопасности и промсанитарии. Работник подстанции подвергается на рабочем месте различным факторам, которые сведены в таблицу 3.1.
Таблица 3.1– Характеристика рабочего места работника подстанции
Зона работ Характеристика
Открытое распределительное устройство 110 кВ - работа на открытом воздухе;
- работа на высоте;
- опасность поражения электрическим током;
- воздействие электромагнитных полей.
Закрытое распределительное устройство 10 кВ, 3,3 кВ - работа на высоте;
- опасность поражения электрическим током;
- воздействие электромагнитных полей.
Аккумуляторная - химическое воздействие.
В соответствии со всеми требованиями, предъявляемыми к работнику подстанции и условиями труда формируется штат работников, его состав представлен в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Штатное расписание подстанции
Наименование должности, профессии Разряд Количество человек
Начальник подстанции 12 1
Старший электромеханик 10 1
Электромеханик по ремонту 8 1
Электромонтер 5 1
Электромонтер 4 1
Итого 5
Заработная плата работникам подстанции начисляется в соответствии с «Отраслевой единой тарифной сеткой». В тарифной сетке указываются часовые тарифные ставки или оклады работникам восемнадцати разрядов, установленных для железнодорожного транспорта и условия работы.
Тарифный коэффициент, присвоенный каждому разряду, показывает, во сколько уровень оплаты выше уровня оплаты простейших работ, отнесенных к первому разряду. В тарифной сетке также учитываются условия труда. Для проектируемой подстанции принимаем районный коэффициент Кр равный 15%, а процент вредности - 12%, часовая тарифная ставка по 4 разряду – 63,04руб, по 5 разряду– 59,87 руб.
Для того чтобы рассчитать годовой фонд заработной платы работников подстанции необходимо вычислить несколько показателей. Их расчет приведен ниже (на примере электромонтера 4-5 разряда).
Для расчета оклада необходимо, часовую тарифную ставку умножить на среднемесячную норму часов за месяц:
Ок = 104,72·165,8=17467,66 руб . (3.3)
Вредные условия труда рассчитывают по формуле:
Вр.Усл.Тр. = Ок·12% , (3.4)
Вр.Усл.Тр.=17467,66·12%= 18865,08 руб.
Стимулирующие надбавки считаются по формуле:
Ст.над.= 0,2 · Ок, (3.5)
Ст.над. = 0,2· 17467,66 =3493,53 руб.
Премия считается аналогично.
П = 0,2·Ок
П=0,2·17467,66=
Районный коэффициент рассчитывается по формуле:
Р.к = (Вр.Усл.Тр + Ст.над.+ Премия) · 0,15, (3.6)
Р.к = (18865,08+3493,53+3493,53) · 0,15=29729,96 руб.
Итого за месяц:
Итого = Ок+ Вр.Усл.Тр.+ Ст.над.+ П + Р.к, (3.7)
Итого =29729,96+2300=32029,96 руб.
Результаты расчетов сведены в таблицу 3.3.
Должность Разряд Количество Часовая тарифная ставка (руб.) Оклад (руб.)
Вредные условия труда
(руб.) Стимулирующие надбавки
(руб.) Премия
(руб.) Районыый коэф-т
(руб.) Итого за месяц
(руб.)
Начальник ЭЧЭ 12 1 25411,61 27444,54 0,00 5082,32 37405,89 39705,89
Ст.Элекромеханик 10 1 17467,66 18865,08 3493,53 3493,53 29729,96 32029,96
Электромеханик по ремонту 8 1 9839,67 10626,84 2361,52 2951,90 18331,30 20631,30
Электромонтер 5 1 46,81 7808,54 8433,23 1874,05 2342,56 14547,31 16847,31
Таблица 3.3 – Расчет заработной платы работников тяговой подстанции
43

Расчет фонда оплаты труда дистанции электроснабжения определяем по формуле:
ФОТэчэ=ФОТэчэосн+ФОТэчэдоп, (3.2)
где ФОТэчэосн - основной фонд оплаты труда;
ФОТэчэдоп - дополнительный фонд оплаты труда.
Основной фонд оплаты труда определяем по формуле:
ФОТэчэосн=Итого (3.8)
ФОТэчэосн=Дополнительный фонд оплаты труда определяется по формуле
ФОТэчдоп=18%∙ФОТэчэосн; (3.4)
ФОТэчдоп=0,08∙ФОТэчосн;ФОТэчэ=67827830,00+5426226,40=73254056,40 млн руб.Расчет средней заработной платы работников

Среднюю заработную плату одного работника по статье 406 определяем по формуле:
Зср=ФОТэчэNxtk; (3.5)
ЗсрЭЧЭ=2758939,00132=20901,05 руб;
4Охрана труда и безопасность движения
Расчетные значения токов, протекающих через человека при различных видах включения в электрическую цепь в сети напряжением 110 кВ
Вид включения в электрическую цепь Схема включения в электрическую цепь Расчетная величина тока, протекающего через человека
Однофазное прикосновение к сети Iч = Uф =
Rч + Rэл.д + Rо = 110 =21,2(А)
Ö3·(1000+2000+0,5) Попадание под напряжение прикосновения Iч = Iз· Rз·α1 =
Rч = 5200·0,5·0,3 =0,78(А)
1000 Попадание под напряжение шага Iч = Iз· Rз·β1 =
Rч = 5200·0,5·0,15 =0,39(А)
1000 Однофазное прикосновение в нормальном режиме При UЛ=35 кВ
Однофазное прикосновение при аварийном режиме left0 При Uл=35 кВ:
Двухфазное прикосновение left0 При Uл=35 кВ:
Примечания к табл. 1:Uф = (110·Ö3) В – фазное напряжение сети;Rч = 1000 Ом – сопротивление тела человека;Rэл.д = 2000 Ом – сопротивление электрической дуги;Rз = 0,5 Ом – сопротивление заземляющего устройства;Iз = 5200 А – ток замыкания на землю;α1 – коэффициент напряжения прикосновения, учитывающий расстояние человека к месту замыкания на землю и форму потенциальной кривой;β1 – коэффициент напряжения шага, учитывающий расстояние человека к месту замыкания на землю и форму потенциальной кривой.Электрическая дуга представляет собой разряд с большой плотностью тока. Опасность электрической дуги заключается в том, что с помощью нее человек может включаться в электрическую цепь дистанционно, не прикасаясь к токоведущим частям. При этом столб дуги имеет очень высокую температуру, что вызывает травмы при поражении дугой.1.2 Анализ вредных факторов
Одним из вредных факторов при эксплуатации силовых трансформа- торов класса напряжения 110/35 кВ является повышенный шум, который вызывается неплотным стягиванием пакетов стальных сердечников.
При длительной работе на открытом воздухе в холодный период года в условиях охлаждающих факторов окружающей среды: низкой температуры воздуха, большой скорости движения воздуха и его повышенной влажности может наступить переохлаждение организма и существует риск развития различных простудных заболеваний.
Анализируя опасные и вредные факторы во время эксплуатации силового трансформатора можно сделать следующие вывод, что наибольшей опасностью для человека является поражение электрическим током. Сила и последствия такого поражения зависят от многих факторов: схемы включения человека в электрическую цепь, напряжения сети, режим ее нейтрали, степени изоляции токоведущих частей от земли, а также емкости токоведущих частей от земли. Таким образом, наиболее опасными является приближение (прикосновение) человека к сети напряжением 110 кВ. В сети напряжением 35 кВ опасность человека, который дотронулся к одному из фазных проводов при нормальном режиме работы сети, зависит от сопротивления проводов относительно земли: с увеличением сопротивления опасность уменьшается. При однофазном прикосновении к неповрежденной фазе в аварийном режиме напряжение прикосновения будет значительно больше фазного и несколько меньше линейного напряжения сети. Следовательно, это прикосновение во много раз опаснее, чем прикосновение к этой же фазе в нормальном режиме. Вместе с тем, очень опасным является двуфазное прикосновение, потому что к телу человека прикладывается наибольшее в данной сети напряжение - линейное, а ток, что проходит через человека, имеет наибольшее значение. Поэтому указанная опасность неоднозначна: в одном случае включение человека в электрическую цепь будет сопровождаться прохождением через него малого тока, а в другом – токи могут достигнуть больших значений, способных вызвать смертельное поражение человека.опасный вредный трансформатор напряжение
. Профилактические меры по нормализации условий труда при работе с силовыми трансформаторами класса напряжения 110/35 кВ
 Защитные меры от поражения электрическим токомПервой защитной мерой является контроль изоляции. Объем измерений и испытаний изоляции силовых трансформаторов класса напряжения 110/35 кВ во время приемо-сдаточных испытаний и в период текущей эксплуатации включает: измерение сопротивления изоляции R60, определение коэффициента абсорбции R60/ R15, измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg δ [1.8.16, Л5].
Оценка результатов измерения R60 и tg δ изоляции выполняется путем приведения измеренных после монтажа значений при конкретной температуре до значений при температуре заводских испытаний (после изготовления).Условия проведения и нормы измерений изоляции силовых трансформаторов класса напряжения 110 кВ поданы в табл. 2.
Наименование измерения Условия проведения Нормы измерения
1. Измерение сопротивления изоляции R60, Ом Мегаомметром 2500 В при температуре 10-30 ˚С Приведенное значение R60 изоляции должно быть не меньше 50% значения, указанного в паспорте трансформатора
2. Измерение коэффициента абсорбции R60/ R15 Мегаомметром 2500 В при температуре 10-30 ˚С ≥ 1,3
3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg δ Мостом переменного тока при температуре 10-30ْ С  Приведенное значение tg δ изоляции должно быть не больше 150% паспортного значения силового трансформатора
Недоступность токоведущих частей открыто установленного силового трансформатора предусматривает наличие сетчатых или смешанных ограждений высотой 2 или 1,6 м над уровнем планировки. Высота над уровнем пола ограждения для трансформаторов, установленных внутри здания – 1,9 м. Сетки должны иметь отверстия размером не менее 10Х10 мм и не более 25x25 мм, а также приспособления для запирания их на замок.Методы ориентации в силовых трансформаторах:1. Надписи на лицевой стороне трансформатора: марка трансформатора и диспетчерский номер.2. Нанесение знаков опасности «Осторожно! Электрическое напряжение».3. Соответственное размещение и покраска фаз: L1 – верхняя – желтая; L1 – средняя – зеленая; L3 – нижняя – красная.Таблица 3Нормы комплектации силовых трансформаторов класса напряжения 110 кВ средствами защиты
Наименование средства защиты Напряжение электроустановки, кВ Тип средства защиты Количество
Основные
Изолирующая штанга 11035 ШОУ-110ШИО-35110 3 шт.
Указатель напряжения 10035 УВН 90УВНБ 3 шт.
Электроизмерительные клещи 110 Ц-90 3 шт.
Изолирующие клещи 35 3 шт.
Дополнительные
Диэлектрические перчатки – не менее 2 пар
Диэлектрические боты – 3 пара
Переносные заземления ШЗП-110У4 не менее 2 шт
Защитные ограждения – не менее 2 шт
Плакаты безопасности – За местными условиями эксплуатации
Роль защитного заземления в силовом трансформаторе класса напряжения 110/35 кВ – превращение замыкания на корпус на короткое замыкание. При этом срабатывает максимальная токовая защита, которая отключает аварийный участок.В силовых трансформаторах заземлению подлежит корпус [1.7.46, Л5]. Присоединение заземляющих защитных проводников к корпусу трансформатора выполняется сваркой или болтовым соединением [1.7.93, Л5].Расчет защитного заземления для комплектной трансформаторной подстанции напряжением 110/35/10 кВ выполнен в пункте 2.2 проэкта.Электрозащитные средства, которыми должны быть укомплектованы силовые трансформаторы класса напряжения 110 кВ указаны в табл. 3.2.2 Расчет защитного заземления на комплектной трансформаторной подстанции (КТП) напряжением 110/35/10 кВНа рис. 1 показан план КТП [§ 6-3, Л6]. В состав подстанции входят два трансформатора напряжением 110/35/10 кВ, открытые распределительные устройства (ОРУ) 110 и 35 кВ, комплектное распределительное устройство для наружной установки (КРУН) 10 кВ и здание общеподстанционного управления (ОПУ).Расчет защитного заземления будем проводить методом наведенных потенциалов для двухслойной структуры грунта.Исходные данные:1.     План размещения заземляемого оборудования – рис. 1. Территория подстанции занимает площадь S = 2217,6 м2.Рис. 1. План КТП 110/35/10 кВ2. Сведения о грунте. Рассчитывать заземлитель будем для двуслойного грунта с удельными сопротивлениями верхнего и нижнего слоев земли ρ1= 200 Ом·м, ρ2 = 70 Ом·м. Мощность верхнего слоя грунта h = 2,5 м.Данные сведения выбраны произвольно.3. Сведения о естественных заземлителях. В качестве естественного заземлителя будет использоваться система трос-опоры двух подходящих к подстанции ЛЭП напряжением 110 кВ на металлических опорах с длиной пролета l = 250 м. Каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением s = 50 мм2 [2.5.39, Л5].Сопротивление заземления опор воздушных линий для выбранного типа грунта не должно превышать 10 Ом [табл. 2.5.21, Л5]. Принимаем rоп = 10 Ом.4. Ток замыкания на землю в сети напряжением 110 кВ принимаем равным Iз = 5,2 кА [§ 5.4, Л7].5. Заземлитель будем выполнять из горизонтальных полосовых электродов и вертикальных стержневых электродов длиной lв = 5 м. Глубина заложения электродов в землю t = 0,7 м [1.7.51, Л5].Расчет.Сопротивление естественного заземления:Заземляющее устройство подстанции должно иметь сопротивление Rз не более 0,5 Ом согласно [1.7.51, Л5]. Исходя из этого требуемое сопротивление исскуственного заземлителя:Составляем схему заземлителя и наносим ее на план подстанции, приняв контурный тип заземлителя, т.е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых (длиной lв = 5 м) электродов. Вертикальные электроды размещаем по периметру заземлителя (рис. 5.2). При составлении схемы заземлителя руководствуемся [1.7.51, Л5].Рис. 2. Схема заземлителяПримечание к рис. 2: расстояния между оборудованием (фундамен-том оборудования) к ближайшим горизонтальным электродам 0,8 м.По рис. 2 определяем суммарную длину горизонтальных электродов:Lг = [6·67,2 + 1·(67,2 – 11,4 – 1,6) + 1·(5,2 + 5,5 + 5,2) + 2·(5,2 + 5,2) + + 1·(5,2 + 6 + 5,2) + 2·(5,2 + 12,8 + 5,2) + 2·(5,2 + 6 + 5,2) + 1·(5,2 + 6 + 24,4) + + 1·(67,2 – 6 – 1,6)] + [7·33 + 9·(5,5 + 5,5) + 4·(33 – 9,2 – 1,6) + 2·(3,5 + 4,4 + 5,5) + 2·4,4 + 2·(7,5 + 7,5) + 4·(7,5 + 4,3) = 684,9 + 531,6 = 1216,5 (м).Количество вертикальных электродов: nв = 43 шт.Суммарная длина вертикальных электродов:Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:Относительная длина вертикальных электродов:Для определения эквивалентного удельного сопротивления грунта ρэ определяем значения ρ1 / ρ2 и k:Эквивалентное удельное сопротивление грунта:Для определения расчетного сопротивления искусственного заземлителя Rи находим коэффициент А:Сопротивление искусственного заземлителя:Сопротивление заземления подстанции:Напряжение на заземлителе при стекании с него тока замыкания на землю:Сопротивление заземляющего устройства подстанции и напряжение на заземлителе при стекании с него тока замыкания на землю не превышают допустимых значений: Rз < 0,5 Ом; Uз < 10 кВ.2.3 Защитные меры от других опасных факторовПри проведении работ на высоте необходимо использовать страховочный пояс. Все приспособления для подъема на высоту (лестницы, поручни) должны быть исправны, устойчивы и надежно закреплены.Для предотвращения поражения электрической дугой запрещается приближаться к токоведущим частям под напряжением на расстояние, меньшее допустимого (для электроустановок напряжением 110 кВ – 1 м) [табл. 1, Л8].2.4 Защитные меры от вредных факторовПри работе на холоде, с одной стороны, необходимо предупреждать сильное охлаждение организмов работающих, с другой – обеспечивать их быстрое согревание. Теплая одежда предупреждает чрезмерное охлаждение организма человека. Важным фактором является применение устройств местного обогрева (на постоянных рабочих местах) или организация периодических перерывов в работе с целью согревания в специальных теплых помещениях.Меры защиты от шума:1. Устранение неполадок в трансформаторе, которые создают шум.2. Использование индивидуальных средств защиты от шума: специальные наушники, вкладыши в ушную раковину, противошумные каски.3. Пожарная безопасность при эксплуатации силовых трансформаторов класса напряжения 110 кВПеречень горючих веществ и материалов в силовом трансформаторе:- трансформаторное масло;- твердая изоляция обмоток.Причины возгорания:- короткие замыкания, которые возникают при повреждении изоляции; При этом проводники нагреваются надтоками и может загораться изоляция.- перегрузки трансформаторов вследствие неправильного выбора их мощности;- большие переходные сопротивления;- электрические дуги и искры;- нарушение правил эксплуатации силовых трансформаторов.Профилактические меры для предотвращения возникновения и распространения пожара в силовых трансформаторах класса напряжения 110/35 кВ.Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов с массой масла более 1 т в должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники.Расчет маслоприемника для трансформатора ТМН-6300/110-У1.Масса трансформаторного масла: mтр.м = 9,96 т = 9,96·103 кг.Обьем трансформаторного масла:Vтр.м = mтр.м / ρ = (9,96·103)/(0,87·103) = 11,45 (м3),где ρ = 0,87·103 кг/м3 – плотность масла.Габариты трансформатора: длина – 5,8 м; ширина – 4,2 м.Габариты маслоприемника должны выступать за габариты трансформа-тора не менее чем на 1 м при массе масла от 2 до 10 т согласно [4.2.70, Л5].Принимаем габариты маслоприемника: длина а = 6,8 м; ширина в = 5,2 м.Обьем маслоприемника должен быть рассчитан на одновременный прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора [4.2.70, Л5].Обьем маслоприемника:Vм = Vтр.м = 11,45 (м3).Глубина маслоприемника:h = Vм / (а·в) = 11,45 / (6,8·5,2) = 0,32 (м).Принимаем глубину маслоприемника h =0,35 м.

Приложенные файлы

  • docx 690935
    Размер файла: 358 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий