Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Анализ выбора оборудования тяговой подстанции переменного тока и ремонт трансформаторов напряжения



Введение

подстанция трансформатор ток замыкание

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 2Ч25 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.



1. 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.

1.2 Расчет мощности подстанции

Мощность нетяговых потребителей

Максимальная активная мощность районного потребителя:

где Р_уст - установленная мощность потребителя, кВт;

к_с - коэффициент спроса;

Сумма максимальных активных мощностей районных потребителей:



Тангенс угла :

где cos - коэффициент мощности;

Максимальная реактивная мощность районного потребителя:

квар;

квар.

Сумма максимальных реактивных мощностей районных потребителей:

Максимальная полная мощность всех районных потребителей:



где Р_пост - постоянные потери в стали трансформатора, принимаемые 8%;

Р_пер - переменные потери в стали трансформатора, принимаемые 2%;

Мощность на тягу поездов

Мощность тяговой нагрузки:

где I'_д - наиболее загруженное плечо питания, А;

I''_д - наименее загруженное плечо питания, А;

к_м - коэффициент, для двухпутной линии, принимаемый 1,45;

Полная расчетная мощности подстанции.

Мощность на шинах равная 27,5 кВ:

где S_дпр - мощность нетяговых железнодорожных потребителей на электрифицированной дороге переменного тока, питающийся по линии «два провода - рельс», кВА;

S_сн - мощность собственных нужд (определяется по маркировке трансформатора собственных нужд), кВА;

к_р - коэффициент разновременности максимальных нагрузок, принимаемый 0,95;

Максимальная полной мощности:

Выбор главных понижающих трансформаторов

Расчетная мощность главного понижающего трансформатора:

где к_ав - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатор по его отношению к его номинальной мощности принимаемый 1,4;

n_тр - количество главных понижающих трансформаторов, принимаемые равным 2;

Условия выбора главного понижающего трансформатора (таблица 2.1)

S_номГПТ ? S_{ГПТрасч}; (2.11)

U_1ном ? U_1раб; (2.12)

U_2ном ? U_2раб; (2.13)

U_3ном ? U_3раб. (2.14)

40000 кВ > 35839,574кВ;

230 кВ > 220 кВ;

27,5 кВ = 27,5 кВ;

11 кВ > 10 кВ.

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*/Д - Д-11-11

Полная мощность подстанции

Полная мощность отпаечной тяговой подстанции:

1.3 Максимальные рабочие токи

Максимальные рабочие токи открытого распределительного устройства 220 кВ.

Максимальный рабочий ток вводов ЛЭП:

Максимальный рабочий ток ремонтной перемычки первичной обмотки высшего напряжения силового трансформатора:



где k_п - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора принимаемый 1,3;

Максимальные рабочие токи распределительных устройств 10 и 27,5 кВ

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки среднего напряжения силового трансформатора:

где k_п - коэффициент перспективы, принимаемый 1,5;

Максимальный рабочий ток сборных шин 10 и 27,5 кВ:

где k_рн2 - коэффициент распределения нагрузки на шинах среднего или низшего напряжения, равный 0,5 при числе присоединений 5 и более; 0,7 - при меньшем числе присоединений;

Распределительное устройство на 27,5 кВ:

Рабочий ток первичной обмотки ТСН:

Рабочий ток ДПР:

1.4 Расчет токов короткого замыкания

Для расчета точек короткого замыкания (КЗ) применяется метод относительных единиц.

Расчетная схема

Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания выполняется по схеме замещения.

Схема замещения

Сопротивление системы рассчитывается по формуле:

где S_б - базисная мощность, МВА;

S_кс - мощность короткого замыкания системы, МВА;

Сопротивление линии рассчитывается по формуле:

где U_ср - среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ;

l - длина линии, км;

х₀ - индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км;

Сопротивление трансформатора рассчитывается по формуле:

где u_к% - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Для расчета точек короткого замыкания используется схема преобразования.

Схема преобразования



Расчет параметров цепи короткого замыкания

Базисный ток рассчитывается по формуле:

Действующее значение тока короткого замыкания рассчитывается по формуле:

Ударный ток рассчитывается по формуле:



1.5 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:

U_ном?U_{раб.макс}

220 кВ=220кВ;

- по номинальному току:

I_ном?I_{раб.макс}

Время отключения тока кз:

t_отк=t_рз+t_ср+t_ов;

где t_рз - собственное время срабатывания защиты (по принципиальной схеме рисунок 5.1), с;

t_ср - время выдержки срабатывания защиты, принимается 0,1 с;

t_ов - собственное время отключения выключателя, с;

t_отк=2+0,1+0,035=2,135 с.

Тепловой импульс тока кз:

В_к=I_к²(t_отк+Т_а); 

где Т_а - периодическая составляющая тока короткого замыкания, принимается 0,05 с;

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

- на термическую стойкость:

- по номинальному току отключения:



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.

Тепловой импульс

Место установки
Вводы 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

Выключатели

Место установки	Тип	Паспортные значения	Расчетные значения
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
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

1.6 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:

где допустимый ток, А.

- по термической стойкости:

где - площадь сечения гибкого провода, мм².

Минимальное сечение рассчитывается по формуле:



где С - коэффициент для алюминиевых шин принимаемый равным 88 .

Выполняем проверку гибкого провода 2АС-300 установленного в ОРУ-220 кВ на отсутствие коронирования:

Радиус провода рассчитывается по формуле:

где - диаметр провода.

Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает заряд в виде короны, рассчитывается по формуле:

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимаем для многопроволочных проводов 0,82.

При горизонтальном расположении геометрическое расстояние между проводами фаз рассчитывается по формуле:



где D - расстояние между соседними фазами для ССШ 220 кВ - 400 см; для ССШ 35кВ - 150 см.

Напряженность электрического поля около поверхности провода рассчитывается по формуле:

где U - линейное напряжение, приложенное к шинам, кВ;

Проверяем гибкие провода типа АС-300 на отсутствие коронирования по формуле:

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 - 100Ч6:

- по длительно допустимому току:



- по термической стойкости:

где а - расстояние между шинами, м;

l - расстояние между изоляторами, м;

W - момент сопротивления при растяжении, м³.

Момент сопротивления при расположении на ребро (рисунок):

Расположение шин на изоляторе на ребро

где b - ширина, мм;

h - высота, мм.

Электродинамическая стойкость рассчитывается по формуле:



Момент сопротивления при расположении плашмя (рисунок):

Расположение шин на изоляторе плашмя

Рассчитываем электродинамическую стойкость:

Проверяем жесткие шины типа 2А - 100Ч6 на электродинамическую стойкость:

Данные жесткие шины типа 2А - 100Ч6 установленные в обмотке низкого напряжения расположены плашмя и являются термически и электродинамически стойкими (данные сведены в таблице)

Аналогично выбираем и проверяем жесткие шины сборные шины ЗРУ-10 кВ, которые являются термически и электродинамически стойкими.

Проверка выбранных жестких шин и проводов

Место установки	Марка	Паспортные значения	Расчетные значения
		Iдоп, А	q, мм	dпр, мм	МПа	Iраб макс, А	Вк, кА2•с	qмин, мм2	rпр, см	Dср, см	Е0, кВ/ см	Е, кВ/ см	0,9Е0?1,07Е	, МПа
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	-	-	-	-	-

1.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220:

- по номинальному напряжению:

Расчетная активная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

.

Расчетная реактивная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

.

Расчетная мощность прибора:



Проверяем трансформатор напряжения НКФ-220 на соответствие классу точности:

Трансформатор напряжения типа НКФ-220 соответствует своему классу точности.

Приборы подключаемые к трансформатору напряжения типа НКФ-220 приведены в таблице.

Приборы, подключенные к трансформатору напряжения 220кВ

Исходные параметры	Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В•А	cosц	Кол-во	sinц	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 - 35,3ЧЗНОЛ.06-10. Соответственно ОРУ-27,5кВ, ЗРУ-10кВ.

Приборы подключенные к трансформатору напряжения 35кВ

Исходные параметры	Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В•А	cosц	Кол-во	sinц	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

Приборы, подключенные к трансформатору напряжения 10 кВ

Исходные параметры	Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В•А	cosц	Кол-во	sinц	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



1.8 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Выбираем измерительный трансформатор тока типа

TG-245, установленный в первичной обмотке высшего напряжения

силового трансформатора:

- по номинальному напряжению:

U_1ном.тт ?U_раб;

- по номинальному току:

I_1ном.ттI_{раб.макс};

Проверяем выбранный трансформатор типа TG-245

- на термическую стойкость:

где - ток термической стойкости, кА

- на электродинамическую стойкость:

где - ток электродинамической стойкости, 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.

Электрические характеристики трансформаторов тока

Место установки	Тип трансформатора тока	Паспортные значения	Расчетные значения
		, В	, В	, А	, А	, кА	, кА	Bк, кА2·с	iу, кА
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
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
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



1.9 Выбор и проверка разъединителей

Выбираем высоковольтный разъединитель типа РГ-220/1000УХЛ1,

установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового

трансформатора

- по напряжению установки:

220кВ=220кВ.

- по номинальному току:

Проверку высоковольтного разъединителя типа РГ-220/1000УХЛ1,

установленного в первичной обмотке высшего напряжения силового

трансформатора осуществляем в следующей последовательности:

- на электродинамическую стойкость:

- на термическую стойкость:

;



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.

Место установки	Тип	Паспортные значения	Расчетные значения
		, В	, В	, А	, 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



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.

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 маслом

Изготовляемые 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.

Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10: а - общий вид; б - схема соединений обмоток

Каскадный трансформатор напряжения типа НКФ-220: а - схема

ВН - 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 трансформатора

1 - 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.

Установка трансформатора напряжения типа ЗНОМ-2 15,75 кВ в комплектном токопроводе мощного генератора

1 - 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.

Трансформатор напряжения типа ЗНОГ-220-79УЗ; a - схема; б - конструкция

1 - вентиль; 2 - подъемная косынка; 3 - ввод (А); 4 - кожух; 6 - предохранительный клапан; 6 - магнитопровод; 7 - обмотка; 8 - вывод (X); 9 крышка; 10 - днище



Схемы емкостных устройств для измерения напряжения: а - схема НДЕ; б - схема ПИН

1 - 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 - разрядник

Магнитопровод - 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. Е_вн обмотки высшего напряжения к э. д. с. E_нн 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.

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.



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 К_р равный 15%, а процент вредности - 12%, часовая тарифная ставка по 4 разряду - 63,04 руб., 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.

Расчет заработной платы работников тяговой подстанции

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



Расчет фонда оплаты труда дистанции электроснабжения определяем по формуле:

где - основной фонд оплаты труда;

- дополнительный фонд оплаты труда.

Основной фонд оплаты труда определяем по формуле:

Дополнительный фонд оплаты труда определяется по формуле

Расчет средней заработной платы работников

Среднюю заработную плату одного работника по статье 406 определяем по формуле:



4. Охрана 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)
			Ц3·(1000+2000+0,5)
Попадание под напряжение прикосновения		Iч	=	Iз· Rз·б1	=
				Rч
		=	5200·0,5·0,3	=0,78 (А)
			1000
Попадание под напряжение шага		Iч	=	Iз· Rз·в1	=
				Rч
		=	5200·0,5·0,15	=0,39 (А)
			1000
Однофазное прикосновение в нормальном режиме		При UЛ=35 кВ
Однофазное прикосновение при аварийном режиме		При Uл=35 кВ:
Двухфазное прикосновение		При Uл=35 кВ:



Примечания к табл. 1:

U_ф = (110·Ц3) В-фазное напряжение сети;

R_ч = 1000 Ом - сопротивление тела человека;

R_эл.д = 2000 Ом - сопротивление электрической дуги;

R_з = 0,5 Ом - сопротивление заземляющего устройства;

I_з = 5200 А - ток замыкания на землю;

б₁ - коэффициент напряжения прикосновения, учитывающий расстояние человека к месту замыкания на землю и форму потенциальной кривой;

в₁ - 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.

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.

Профилактические меры по нормализации условий труда при работе с силовыми трансформаторами класса напряжения 110/35 кВ

Защитные меры от поражения электрическим током

Первой 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 д [1.8.16, Л5].

Оценка результатов измерения R₆₀ и tg д 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.

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 д	Мостом переменного тока при температуре 10-30ъ С	Приведенное значение tg д 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.



Нормы комплектации силовых трансформаторов класса напряжения 110 кВ средствами защиты

Наименование средства защиты	Напряжение электроустановки, кВ	Тип средства защиты	Количество
Основные
Изолирующая штанга	110 35	ШОУ-110 ШИО-35110	3 шт.
Указатель напряжения	100 35	УВН 90 УВНБ	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.

Расчет защитного заземления на комплектной трансформаторной подстанции (КТП) напряжением 110/35/10 кВ

На 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.