Реконструкция тяговой подстанции Размахнино

В распределительном устройстве 10 кВ установлены проходные изоляторы типа ИП - 10/400 - 750. Предлагается заменить данные изоляторы на ИПУ-35/630-7,5 УХЛ1..

Для проходных изоляторов необходимо, чтобы выполнялись условия (69-71)



, ,

,

где - номинальный ток токоведущего стержня изолятора, А;

- разрушающая нагрузка на изгиб проходного изолятора, Н; определяется по паспорту.

- по номинальному напряжению

- по номинальному току 630

Поскольку проходные изоляторы воспринимают лишь половину усилия, приходящегося на длину пролёта, то для них

,

где обозначения в формуле (72) аналогичны соответствующим величинам в формуле (65), итоговое значение приведено в ньютонах.

,

- по допустимой нагрузке

,

Кроме этого, проходные изоляторы необходимо проверять на термическое действие токов КЗ, определив наименьшее возможное сечение токоведущего стержня, по формуле (73)



,

где - тепловой импульс тока КЗ, ;

С- коэффициент, учитывающий соотношение максимально допустимой температуры токоведущей части и температуры нормального режима работы, приведён в справочной литературе [11].

,

Данные выбранных изоляторов представлены в таблице 22.

Таблица 22 - Выбор изоляторов

Наименование РУ	Тип изолятора	Количество изоляторов в гирлянде
РУ - 220 кВ	подвесные ПС - 70	16
РУ - 27,5 кВ	подвесные ПС - 70	4
	Опорные ОСК 8 - 35 - 3 УХЛ1.
РУ - 10 кВ	Опорные ИОР - 10 - 750 - 2 УХЛ2.
	Проходные ИПУ-35/630-7,5 УХЛ1..

4.2.3 Проверка жёстких шин

В ЗРУ - 10 кВ ошиновка и сборные шины выполнены жёсткими алюминиевыми шинами 100/8. Проверка жёстких шин на термическое действие токов КЗ производится аналогично гибким проводникам.

Проверка жёстких шин на электродинамическое действие токов КЗ заключается в сравнении расчётного максимального механического напряжения в материале шин при трёхфазном КЗ с допустимым значением определяют по формуле (60)



,

Расчётное напряжение определяют по формуле (61), МПа:

,

где - момент сопротивления поперечного сечения шины, ;

- коэффициент, зависящий от условий опирания шин и числа пролётов конструкции с неразрезными шинами.

Найдём конечную температуру нагрева проводника:

,

С помощью кривой, представленной в [4], определяем значение температуры нагрева проводника к моменту отключения к .

Проверим на термическую стойкость:

Найдём максимальное механическое напряжение в материале шин при трёхфазном КЗ по формуле (61)

,

Проверяем условие (60)

,

Жёсткие шины и ошиновка КРУН - 10 кВ марки А - 100/8 удовлетворяет всем условиям.

Ввода ОРУ - 27,5 кВ спуски сборных шин запасного выключателя, трансформатора собственных нужд, фидера ДПР, выполнены жесткими шинами А - 80/8. Выполним проверку по вышеперечисленным параметрам.

Найдём конечную температуру нагрева проводника:

,

С помощью кривой, представленной в [4], определяем значение температуры нагрева проводника к моменту отключения к .

Проверим на термическую стойкость:

Найдём максимальное механическое напряжение в материале шин при трёхфазном КЗ по формуле (61)

,

Проверяем условие (60)

,

Жёсткие шины и ошиновка РУ - 27,5 кВ марки А - 80/8 удовлетворяет всем условиям.

4.4 Выбор выключателей

Высоковольтный выключатель предназначен для отключения и включения электрической цепи во всех режимах работы: нормальном, аварийном, ремонтном, резервном и под напряжением. Выключатели должны надежно отключать токи нормального режима и режима КЗ, а также малые индуктивные и емкостные токи без появления при этом опасных коммутационных перенапряжений.

К выключателям предъявляются следующие основные требования: надежность в работе и безопасность в обслуживании, минимальное время отключения, удобство и простота монтажа в эксплуатации, возможность после отключения автоматического повторного включения (АПВ), малые габариты и масса, сравнительно невысокая стоимость.

На тяговой подстанции Размахнино установлены высоковольтные выключатели типа У-220М-1000/2000-25 ЭШПЭ-44. Срок службы (по паспорту) такого выключателя составляет 25 лет. Остаточный ресурс данного выключателя исчерпан, что не соответствует требованиям «Правил устройств системы тягового электроснабжения» и «Требованиям к составу, содержанию и оформлению проектов подстанций и линий электропередач напряжением 230 кВ и выше». Согласно СО 153-34.20.122-2006 «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» [7] и «рекомендаций по выбору проектных решений при разработке подстанций 10…500 кВ» [8], при выборе типов выключателей следует учитывать следующее:

в РУ 220 кВ рекомендуются к установке элегазовые выключатели;

в РУ 27,5 кВ и РУ 35 кВ рекомендуются к установке элегазовые или вакуумные выключатели.

Характеристики условия выбора выключателей:

По месту установки (наружная или внутренняя);

По номинальному напряжению, согласно условию (74)

,

где - номинальное напряжение, кВ;

- рабочее напряжение РУ, кВ.

По номинальному длительному току; А, согласно условию (75)



,

где - максимальный рабочий ток присоединения, где установлен выключатель, А;

- номинальный ток выключателя, А.

По отключающей способности:

- по номинальному периодическому току отключения, кА, согласно условию (76)

,

где - номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА;

- максимальный ток КЗ, который предстоит отключать выключателю по расчёту, кА.

- по полному току отключения, кА, согласно условию (77)

,

Где - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА; Н

- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе (принимаем по справочным данным согласно [12]).

,

,

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

- собственное время отключения выключателя по каталогу, с.

По электродинамической стойкости:

- по ударному току, кА, согласно условию (80)

,

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

- ударный ток КЗ по расчёту, кА.

По термической стойкости, , согласно условию (81)

,

где - предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;

- время прохождения тока термической стойкости по каталогу, с;

- тепловой импульс тока КЗ по расчёту, кА 2 с

Из таблицы 3 видно, что большинство высоковольтных выключателей выработали срок службы и подлежат замене. Сравнивая технические характеристики разных выключателей, можно определить выключатель с оптимальными параметрами, который и предусматривают на замену устаревших.

Выберем и сравним три наиболее подходящих высоковольтных выключателя для ОРУ-220 кВ ТП Размахнино. Технические данные выключателей сведём в таблицу 13



Таблица 13 - Технические характеристики выключателей ВГБ, ВГТ, ВЭБ

Наименование параметра	ВГБ	ВГТ	ВЭБ
Номинальное напряжение, кВ	220	220	220
Номинальный ток, А	2000	3150	1250
Коммутационный ресурс	При номинальном токе	2500	5000	5000
	При 60-100% номинального тока отключения	20	50	20
Механический ресурс, циклов	5000	10000	5000
Срок службы до 1-го ремонта, лет	8	25	20
Климатическое исполнение	У1	УХЛ1	УХЛ1

Из приведённой таблицы видно, что выключатель ВГТ-220 превосходит остальные высоковольтные выключатели/

Выполним проверку выключателя марки по условиям (75)-(81):

- по номинальному напряжению, кВ 220?220

- по номинальному длительному току, А 2500?366

- по номинальному периодическому току отключения, кА 40?6,4

- по полному току отключения:

,

,

,

,

- по термической стойкости,



,

- по ударному току КЗ, кА

,

По всем условиям проверка выполнена, условия соблюдаются, поэтому для ОРУ-220 выбираем выключатели марки ВГТ-220-50 3150УХЛ1. Выключатель ВГТ-220 стоит дороже выключателя У-220, поэтому необходимо в дальнейшем произвести оценку экономической эффективности реконструкции ОРУ-220 кВ, чтобы экономически обосновать реконструкцию.

В связи с тем, что остаточный ресурс выключателей ОРУ - 27,5 типа ВМКЭ-35А 16/1000

ПЭ-31Н, установленных на вводах ОРУ - 27,5, вводах трансформаторах собственных нужд, а также фидерах ДПР «З» , «В», выработан, данные выключатели предлагается заменить на выключатели типа ВБН/ЭЛКО/ДЭ - 35 - 25/1600 УХЛ1 (этот выключатель также удовлетворяет условию проверки).

Реконструкция необходима, так как остаточный ресурс данных выключателей выработан, кроме того выключатели данного типа морально устарели, так как существуют более новые и усовершенствованные выключатели меньшего веса, габаритов и более высоких технических характеристик.

Сравнительные характеристики выключателей для ОРУ - 27,5 приведены в таблице 23. Запасной выключатель и выключатели установленных на питающих линиях (фидерах) контактной сети типа ВБН - 27,5 - 20/1600 УХЛ1 не нуждаются в замене, так как их остаточный ресурс составляет 24% и 20% (установлены в 2002 и 2003 году), также данные выключатели не выработали свой коммутационный ресурс.

Но, технические характеристики данных выключателей необходимо проверить по выполнению условий выбора выключателей (75-81).

Результаты проверки представлены в таблице 23.

Таблица 23 - Технические характеристики выключателей

Наименование параметра	ВБН	ВГБЭ	ВВС
Номинальное напряжение, кВ	35	35	35
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	40,5	40,5	40,5
Номинальный ток, А	1600	630	1600
Номинальный ток отключения, кА	25	12,5	20
Ток термической стойкости, кА	25	12,5	20
Наибольший пик сквозного тока короткого замыкания, кА	64	32	52
Время протекания тока термической стойкости, с	3	3	3
Собственное время отключения, с	0,03	0,04	0,04
Полное время отключения, с	0,05	0,065	0,06
Собственное время включения, с	0,2	0,1	0,15
Напряжение подогревающих устройств, В	220	220	220
Масса выключателя, кг	500	800	830
Тип привода	Электромагн.	Электромагн.	Электромагн.

Наиболее высокий рейтинг у выключателя ВБН/ЭЛКО/ДЭ - 35 - 25/1600 УХЛ1. Соответственно данный тип выключателя принимается взамен ВМУЭ - 35Б-25/1250УХЛ1.

В КРУН - 10 кВ установлены масляные выключатели ВМПЭ - 10, остаточный и коммутационный ресурс которых выработан и они подлежат замене. Реконструкция необходима, так как остаточный ресурс данных выключателей выработан, кроме того, выключатели данного типа морально устарели, так как существуют более новые и усовершенствованные выключатели меньшего веса, габаритов и более высоких технических характеристик.

Ниже приводится таблица 24, содержащая технические характеристики выключателей, которые подходят для установки в КРУН - 10 кВ. Сравнивая рейтинг, определяем выключатель с наиболее оптимальными параметрами.

Таблица 24 - Технические характеристики выключателей

Наименование параметра	ВБН	ВГБЭ	ВВС
Номинальное напряжение, кВ	10,50	10,50	10,50
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12	12	12
Номинальный ток, А	600	600	600
Номинальный ток отключения, кА	20	20	20
Ток термической стойкости, кА	20	20	20
Наибольший пик сквозного тока короткого замыкания, кА	50	51	50
Время протекания тока термической стойкости, с	3	3	3
Собственное время отключения, с	0,05	0,015	0,04
Полное время отключения, с	0,08	0,09	0,10
Собственное время включения, с	0,10	0,07	0,10
Масса выключателя, кг	160	32	110
Тип привода	Электромагн.	Электромагн.	Электромагн.

Из таблицы видно, что наиболее высокий рейтинг у выключателя ВВ/TEL. Поэтому предлагается замена масляных выключателей ВМПЭ - 10 на вакуумные ВВ/TEL.

Результаты выбора выключателей сведены в таблицу 25.

Таблица 25 - Выбор выключателей

Наименовани е присоединени й	Тип выключателя	Соотношение паспортных и расчетных величин
		кВ
СВ ОРУ-220 кВ	ВГТ-220II-40\3150ХЛ1	220/220	2500/366	40/6,4	102/16,29	4800/73,93	50/6,4	98,99/12,77
Ввода 220 ОРУ-220 кВ	ВГТ-УЭТМ 1А1-220	220/220	2500/366	40/6,4	102/16,29	4800/73,93	50/6,4	98,99/12,77
Ввода 27,5 ОРУ-27,5 кВ	ВБН/ЭЛКО/Д Э-35-25/1600 УХЛ1	35/27,5	1600/1176	64/10,79	64/28,99	1875/81,49	25/10,79	49,49/25,27
ФКС, ОРУ-27,5 кВ	ВБН-27,5II-20/1600УХЛ1	27,5/27,5	1600/840	20/10,79	51/28,99	1200/81,49	20/10,79	39,59/25,27
ТСН ОРУ-27,5 кВ	ВБН/ЭЛКО/Д Э-35-25/1600 УХЛ1	35/27,5	1600/11,75	64/10,79	64/28,99	1875/81,49	25/10,79	49,49/25,27
ДПР ОРУ-27,5 кВ	ВБН/ЭЛКО/Д Э-35-25/1600 УХЛ1	35/27,5	1600/85	64/10,79	64/28,99	1875/81,49	25/10,79	49,49/25,27
Ввод ЗРУ-10 кВ	ВВ/ТЕЛ-10 1000 УХЛ1	10,5/10	1000/74	51/8,99	51/25,15	1200/55,76	20/8,99	33,94/18,20
СВ ЗРУ-10 кВ	ВВ/ТЕЛ-10 1000 УХЛ1	10,5/10	1000/74	51/8,99	51/25,15	1200/55,76	20/8,99	33,94/18,20
ФРН 10 кВ	ВВ/ТЕЛ-10 1000 УХЛ1	10,5/10	630/74	51/8,99	51/25,15	1200/55,76	20/8,99	33,94/18,20

4.5 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится по конструктивному выполнению, количеству заземляющих ножей и месту установки (наружная или внутренняя), по номинальному напряжению и току согласно условию (75) и (76). Выбранные аппараты проверяются по току КЗ согласно условию (80) и (81).

В данном пункте дипломного проекта предлагается замена разъединителей, остаточный ресурс которых выработан. Реконструкция необходима, так как остаточный ресурс данных разъединителей выработан, кроме того разъединители данного типа морально устарели, так как существуют более новые и усовершенствованные разъединители, с более высокими техническими характеристиками

В РУ - 220 кВ, в РУ - 27,5 кВ, на вводах в РУ - 10 кВ, установлены разъединители РНДЗ, на СЦБ линейные и секционные разъединители РЛНД.

Кроме того на ОРУ - 220 ШР - ТН1, ТН2 в 2007 году установлены разъединители РГ - 2 - 220/1000, на вводах 27,5 кВ ШР - 27,5 - 1,2 установлены разъединители РГП - 1б - 35/2000. Данные разъединители не требуют замены, так как они установлены относительно недавно и остаточный ресурс данных аппаратов не выработан.

Согласно данным, представленным в сборнике [13], данные разъединители меняют на разъединители серии РГП.

Разъединители РГП по сравнению с выпускаемыми до настоящего времени разъединителями имеют ряд преимуществ:

- контакты контактных ножей и заземлителей выполнены в виде контактных стержней из бронзового сплава, это позволило отказаться от пружин, таким образом, не требуется регулировка контактного нажатия при эксплуатации в течение всего срока службы разъединителя.

- выводные контакты скользящего типа (вместо гибких связей) с вращением на закрытых шарикоподшипниках качения с заложенной в них долговременной смазкой на весь срок службы и с герметичным уплотнением подшипников и контактов.

- в основаниях поворотных колонок установлены закрытые шарикоподшипники с заложенной в них долговременной смазкой и не требующие дополнительной смазки в течение всего срока службы.

- используются полимерные вкладыши с низким коэффициентом трения для шарниров тяг и валов и поэтому не требуют обслуживания.

- усилена жесткость цоколя.

- предусмотрена возможность бесступенчатой регулировки наклона поворотных оснований с изоляторами для установки захода контактных ножей в разъемном контакте.

- малые моменты на рукоятках приводов при оперировании (в 1,5 - 2 раза меньше, чем в РНДЗ) и стабильные в течение всего срока службы.

- разъединители остаются работоспособны при гололеде до 20 мм, в то время как разъединители серии РНДЗ допускают оперирование при толщине корки до 10 мм.

- все части разъединителей имеют стойкие антикоррозионные покрытия горячим и термодиффузионным цинком.

- используется медная контактная система с серебряным и оловянным покрытием.

- соединительные элементы, входящие в комплект поставки, используемые между полюсами и между разъединителем и приводом, сочленяются в процессе монтажа без применения сварки.

- разъединители поставляются укрупненными узлами (более полная заводская готовность) и, следовательно, требуют меньшие затраты при монтаже.

- для установки приводов в комплект поставки входит кронштейн, крепящийся непосредственно к цоколю разъединителя.

Выбор разъединителей представлен в таблице 26.

Таблица 26 - Выбор и проверка параметров разъединителей

Место установки	Оборудование	Тип	Условия выбора и проверки
			кВ
ОРУ-220	ШР-ТН1,ТН2-220	РГН-1-220II/1000УХЛ1	220/220	1000/366	80/16,29	4800/73,93
ОРУ-220	ШР-220 Т1,Т2 ЛР-220-01, 02	РГН-2-220II/1000УХЛ1	220/220	1000/366	80/16,29	4800/73,93
	РС-220-1, 2	РГН-1-220II/1000УХЛ1	220/220	1000/366	80/16,29	4800/73,93
	РР-220-1,2	РГН-1-220II/1000УХЛ1	220/220	1000/366	80/16,29	4800/73,93
Ввод- 27,5 кВ	Р-27,5-1Т,2Т	РГН-2-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/840	80/28,99	4800/81,49
	ШР-27,5-1,2	РГН-1-35/2000 УХЛ1	35/27,5	2000/1175	80/28,99	4800/81,49
ТСН1, 2, 3	ШР-ТСН1 ТСН2 ТСН3	РГН-1-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/11,76	80/28,99	4800/81,49
ДПР- «З», «В»	ШР-ДПР-«З», «В»	РГН-1-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/85	80/28,99	4800/81,49
	ЛР-ДПР-«З», «В»	РГН-1-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/85	80/28,99	4800/81,49
ФКС 1-5	ШР-ФКС-1, 2, 3, 4, 5	РГН-1-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/840	80/28,99	4800/81,49
	ЛР-ФКС-1, 2, 3, 4, 5	РГН-1-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/840	80/28,99	4800/81,49
	РОШ ФКС-1, 2, 3, 4, 5	РГН-1-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/840	80/28,99	4800/81,49
ЗВ	ШР ЗВ «З» «К» ф27,5	РГН-1-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/840	80/28,99	4800/81,49
	РС-I,II-27,5	РГН-2-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/840	80/28,99	4800/81,49
	РОШ-ЗВ	РГН-1-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/840	80/28,99	4800/81,49
ТН	ШР-ТН1, ТН2	РГН-2-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/840	80/28,99	4800/81,49
Ввод-10 кВ	Р-10-1,2	РГН-2-35/1000 УХЛ1	35/27,5	1000/74	80/25,15	4800/55,76

4.6 Выбор измерительных трансформаторов

Для мониторинга за изменением электрических параметров и расчётов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую подстанцией, на тяговых подстанциях используются контрольно-измерительные приборы, которые устанавливаются в схеме подстанции.

Предусмотрен следующий объем измерений:

- измерение тока (амперметром) на вводах силовых трансформаторов со стороны всех ступеней напряжения, на всех питающих и отходящих линиях, фидерах контактной сети, ДПР, отсасывающей линии;

- измерение напряжения на всех шинах РУ;

- измерение энергии счетчиками Энерго-Альфа на вводах подстанции, а также на вводах низшего напряжения тяговых трансформаторов, отходящих фидерах потребителей, на трансформаторе ТСН, ДПР.



4.6.1 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока применяются в установках переменного тока различных напряжений для питания токовых катушек измерительных приборов, счетчиков, реле защиты и автоматики.

Трансформаторы тока выполняются или в виде отдельно устанавливаемых аппаратов, либо встраиваются в высоковольтные выводы выключателей и силовых трансформаторов.

Для работы во вторичных цепях различного назначения, таких как учет электроэнергии, измерение, автоматика и релейная защита, в трансформаторах тока предусматривается различное количество вторичных обмоток.

Трансформаторы тока изготовляются в различном климатическом исполнении, для внутренней или наружной установки, для работы в условиях нормальной или загрязненной атмосферы.

Рекомендуется совместное подключение счетчиков, измерительных приборов и релейной защиты, если трансформатор не выходит из класса точности 0,5 [14]. Расчётная схема для проверки трансформаторов тока по классу точности приведена на рисунке 13.

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



Выбор измерительных трансформаторов тока производится по конструктивному выполнению (опорные или проходные, внутренней или наружной установки), по номинальному напряжению и току согласно условиям (80) и (81). Выбранные аппараты проверяются по току короткого замыкания согласно условиям (80) и (81), а также по нагрузке вторичных цепей, Ом согласно условию (82)

,

где - номинальная допустимая нагрузка проверяемой обмотки трансформатора тока в выбранном классе точности по каталогу, Ом;

- вторичная нагрузка, присоединенная к проверяемой обмотке трансформатора тока по расчёту, Ом.

Номинальное допустимое сопротивление нагрузки трансформатора тока определяется по формуле (83)

,

где - номинальная нагрузка вторичной обмотки, берётся из паспортных данных;

- номинальный ток вторичной обмотки.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, можно принять , тогда

,

где - сопротивление катушек, всех последовательно включенных приборов, Ом;

- сопротивление переходных контактов, принимаемое 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов;

- сопротивление соединительных приборов, Ом.

Сопротивление проводов пр, Ом, можно определить по формуле (85)

,

где - расчётная длина соединительного провода, зависящая от схемы соединения трансформатора с приборами, м;

- удельное сопротивление материала провода, Ом м; провода контрольных кабелей с медными жилами (1,75 , Ом м) обязательно применяют во вторичных цепях подстанций с напряжением 220 кВ;

- сечение соединительных проводов, (для алюминиевых жил ).

Выбранные аппараты проверяются по тоiку КЗ согласно условиям (86) и (87)

,

где - первичный номинальный ток выбранного трансформатора тока, кА;

- кратность электродинамической стойкости по паспорту трансформатора

,

где - кратность термической стойкости по паспорту трансформатора тока;

- время прохождения тока термической стойкости, с (по паспорту).

При выборе трансформаторов тока, помимо условий, указанных выше необходимо учитывать его назначение - для присоединения каких видов защит и измерительных приборов предназначен трансформатор тока. Класс точности трансформаторов тока должен соответствовать его назначению.

В ОРУ - 220 кВ на рабочей и ремонтной перемычках, а также на вводах подстанции установлены трансформаторы тока типа ТБМО, остаточный ресурс которых составляет 24%, замена данных аппаратов не требуется. Но, данный трансформатор необходимо проверить по выполнению условий выбора трансформаторов тока, согласно методике [14]. Кроме данного трансформатора в ОРУ - 220 кВ установлен трансформатор тока марки ТГМ, остаточный ресурс которого составляет 24%.

Также в ОРУ - 27,5 кВ установлены трансформаторы тока марки ТФЗМ, они физически устарели, а также остаточный ресурс данных трансформаторов выработан. Предлагается заменить данные трансформаторы на ТРГ-35, так как он имеет ряд преимуществ перед другими трансформаторами.

Результаты выбора и проверки трансформаторов тока представлены в таблице 27.

В КРУН-10 кВ установлены трансформаторы тока марки ТПЛ, ТЛО и ТЛМ , остаточный ресурс данных трансформаторов выработан. Для замены данных трансформаторов выберем литой трансформатор тока марки ТПЛ - 10, так как данный вид трансформаторов частично уже установлен на тяговой подстанции и отвечает всем необходимым техническим характеристикам, и практически является не обслуживаемым.

Проверку трансформаторов тока, покажем на примере трансформатора тока ТБМО - 220 - УХЛ1, установленного на тяговой подстанции. Согласно, условиям (75), (76), (80) и (81) имеем:

- по номинальному напряжению, кВ

Выполним проверку выключателя марки по условиям (75)-(81):

- по номинальному напряжению, кВ 220?220

- по номинальному длительному току, А 600?366

- по ударному току КЗ, кА

,

- по термической стойкости,

,

,

Сопротивление проводов ПР, Ом, по формуле (85)

,

Вторичная нагрузка трансформаторов тока ПР, Ом, по формуле (84)

,

По условию (82) имеем:

,

Трансформатор тока ТБМО - 220 - УХЛ1 удовлетворяет всем условиям проверки, следовательно, заменять его не нужно.

Аналогичный расчет произведем для остальных трансформаторов тока.

ВОЗМОЖНО ДОБАВИТЬ РАСЧЕТ СОПРАТИВЛЕНИЯ ПРИБОРОВ!!!



Таблица 21 - Проверка на соответствие класса точности

Тип ТТ	Класс точности	Приборы	Тип	Количество приборов
ТБМО - 220 - УХЛ1		Счётчик энергии Амперметр Реле тока	ЕА05RA -B-3 Э335 РСТ- 0М-101	1
ТРГ-35 1000/5		Счётчик энергии Амперметр Реле тока	ЕА05RA -B1-3 Э335 РСТ- 0М-10	1
ТПЛ-10 М 1000/5		Счётчик энергии Амперметр Реле тока	ЕА05RA -B-3 Э335 РСТ- 0М-10	1

Результаты выбора и проверки трансформаторов тока представлены в таблице 27.

Таблица 27 - Выбор трансформаторов тока

Наименование присоединений	Тип трансформатора	Соотношение паспортных и расчетных величин
		Условия выбора	Условия проверки	Номинальная нагрузка трансформатора при классе точности 0,5
		кВ
Ремонтная и транзитная перемычка	ТГМ-220 600/5 УХЛ	220/220	600/366	102/16,29	1600/73,93	0,7/0,605
	ТБМО-220 600/5 УХЛ1	220/220	600/366	102/16,29	1600/73,93	0,7/0,605
Ввод 220 кВ	ТБМО-220 600/5 УХЛ1	220/220	600/366	102/16,29	1600/73,93	0,7/0,605
Ввод РУ-27,5 кВ	ТРГ-35 1500/5 УХЛ1	35/27,5	1600/1176	102/28,29	1600/81,49	1,2/0,7
Питающая линия (фидер) контактной сети	ТРГ-35 1000/5 УХЛ1	35/27,5	1000/840	102/28,29	1600/81,49	1,2/0,7
ЗВ-27,5 кВ	ТРГ-35 1000/5 УХЛ1	35/27,5	1000/840	102/28,29	1600/81,49	1,2/0,7
ТСН	ТРГ-35 200/5 УХЛ1	35/27,5	200/11,76	102/28,29	1600/81,49	1,2/0,7
ДПР «В», «З»	ТРГ-35 200/5 УХЛ1	35/27,5	200/11,76	102/28,29	1600/81,49	1,2/0,7
Ввод РУ-10 кВ	ТПЛ-10 М 1000/5	10/10	10/73	60/25,15	900/55,76	0,7/0,4
Секционный выключатель	ТПЛ-10 М 1000/5	10/10	10/73	60/25,15	900/55,76	0,7/0,4
Районные потребители 10 кВ	ТПЛ-10 М 1000/5	10/10	10/73	60/25,15	900/55,76	0,7/0,4

4.6.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Выбор измерительных трансформаторов напряжения производится по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, номинальному напряжению согласно условию (75), а также по нагрузке вторичной цепи, ВА; согласно условию (88)

.

где - номинальная мощность трансформаторов напряжения в выбранном классе мощности, ВА;

- мощность, потребляемая всеми приборами и реле, присоединенными к вторичной обмотке трансформаторов напряжения, ВА. Схема для выбора трансформаторов напряжения представлена на рисунке 14.



Рисунок 14 - Схема для выбора трансформатора напряжения

Нагрузки трансформаторов сведены в таблицу 28.

Таблица 28 - Нагрузки трансформатора

РУ	Прибор	Тип	Число Катушек напряжения в приборе, шт.	Число приборов, шт.	Потребление мощности одной катушки, ВА	Общее потребление мощности, ВА
ОРУ-220	Счетчик	EA05RAL-B-3	1,0	2,0	4,0	8,0
	Вольтметр	Э-378	1,0	1,0	2,0	2,0
	Реле напряжения	РН-54	1,0	3,0	1,0	3,0
Итого		13,0
ОРУ-27,5	Счетчик	EA05RAL-B-3	1,0	7,0	4,0	28,0
	Вольтметр	Э-378	1,0	1,0	2,0	2,0
	Реле напряжения	РН-54	1,0	3,0	1,0	3,0
	Электронное реле защиты фидера 27,5 кВ	УЭЗФ	1,0	5,0	4,0	20,0
ОРУ-27,5	Определитель места к.з. на контактной сети	ОМП-71	1,0	3,0	1,0	3,0
Итого	4,0	56,0
ЗРУ-10	Счетчик	EA05RAL-B-3	1,0	4,0	4,0	16,0
	Вольтметр	Э-378	1,0	1,0	2,0	2,0
	Реле напряжения	РН-54	1,0	3,0	1,0	3,0
Итого		21,0
Счетчик Вольтметр Реле напряжения	Счетчик	EA05RAL-B-3	1,0	4,0	4,0	16,0
	Вольтметр	Э-378	1,0	1,0	2,0	2,0
	Реле напряжения	РН-54	1,0	3,0	1,0	3,0
Итого		21,0

ОРУ - 220 кВ оборудованы трансформаторами напряжения марки НАМИ - 220, остаточный ресурс которых составляет 35%, замены они не требуют, но, данные трансформаторы необходимо проверить по выполнению условий выбора трансформаторов напряжения, согласно методике [15].

В ОРУ - 27,5 кВ установлены трансформаторы напряжения марки ЗНОМ - 35, остаточный ресурс которых составляет 40%, замены они не требуют.

В КРУН - 10 кВ СЦБ «З», СЦБ «В» - марки ТМ - 63/10 и НАМИ - 10, остаточный ресурс которых выработан, следовательно, требуется их замена. Согласно [2] трансформаторы марки, трансформаторы марки ТМ - 63/10 на трансформаторы марки ТМ - 250/10, а НАМИ - 10 на 3ЗНОЛ.06 - 10.

Трансформаторы напряжения марок 3ЗНОЛ.06-10 представляют собой достойную альтернативу классическим масляным трансформаторам. Благодаря тому, что у них отсутствует трансформаторное масло, устраняется угроза загрязнения окружающей среды от его утечки. Также сокращаются эксплуатационные расходы из-за отсутствия необходимости в периодической проверке и замене масла.

Обмотки трансформаторов с литой изоляцией не воспламеняются и не могут оказаться источником пожара, а в случае пожара со стороны, смола не поддерживает горение и образуется противопожарный эффект. Данные трансформаторы легче в транспортировке и монтаже.

В местах установки дополнительные меры противопожарной безопасности не требуются. Литая изоляция обмоток трансформаторов изготовлена в вакууме, что обеспечивает идеальную межвитковую изоляцию, а также защищает трансформатор от воздействия сырости и влаги. Подбор соответствующих материалов для изготовления литой изоляции может обеспечить устойчивость трансформатора к различным природно-климатическим условиям.

Выбор трансформаторов напряжения сведён в таблицу 29.

Таблица 29 - Выбор трансформаторов напряжения

РУ	Тип трансформатора	Соотношение паспортных и расчетных данных
		кВ	Номинальная нагрузка трансформатора при классе точности 0,5
ОРУ-220 кВ	НАМИ-220	220/220	400/13
ОРУ-27,5 кВ	ЗНОМ-35	35/27,5	150/56
КРУН-10 кВ	3 ЗНОЛ.06-10	10/10	150/21

4.7 Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты изоляции оборудования всех распределительных устройств тяговой подстанции от волн перенапряжений, набегающих с линии, вызванных грозовыми и коммутационными воздействиями, согласно [5], должны применяться, как правило, ограничители перенапряжений (ОПН). Защитные характеристики ОПН должны быть скоординированы с изоляцией защищаемого оборудования и ВЛ. Защитные характеристики ОПН, установленных в одном РУ, не должны отличаться друг от друга.

Ограничители перенапряжений выбирают:

- в зависимости от типа защищаемого оборудования, который влияет на серию устанавливаемого ограничителя перенапряжений в связи с тем, что разные типы оборудования имеют разные классы изоляции,

- в зависимости от рода тока,

- по номинальному напряжению.

На сегодняшний день ограничители перенапряжений являются одним из наиболее эффективных средств защиты оборудования электрических сетей. Эти устройства обладают достаточно высокими эксплуатационными свойствами и надежностью.

По сравнению с вентильными разрядниками ограничители перенапряжений имеют следующие преимущества:

- низкий защитный уровень для всех видов волн перенапряжений, в том числе для крутых фронтов,

- высокая скорость срабатывания ОПН (переход из «закрытого» в «открытое» состояние занимает единицы наносекунд) в отличие от разрядников с искровыми промежутками, у которых это время срабатывания может достигать единиц микросекунд),

- стабильный уровень защиты в широком диапазоне температур,

- отсутствие сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения,

- непрерывное подключение к защищаемой сети, малые габариты и вес,

- простой монтаж и эксплуатация, так как применение нестарящихся варисторов допускает не проводить профилактические испытания и контроль в процессе эксплуатации.

В ОРУ - 220 кВ в 2018 году установлены ОПН-220/176-10 II УХЛ1, которые не выработали свой ресурс и в замене не нуждаются.

В ОРУ - 27,5 кВ ОПН-25/30-10(II) уже установлены (замена произведена в 2003 году). Также на отходящих фидерах контактной сети и ДПР в 2011 году установлены ОПН - 27,5 КС УХЛ1.

В КРУН - 10 кВ установлены ОПН-10. Предлагается заменить их на ОПН/TEL-10 ХЛ1. На вводах 10 кВ установлены разрядники ОПН-10-ХЛ1, которые аналогично заменяются на ОПН/TEL-10 ХЛ1.



5. Анализ соответствия установленной аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата

Источником постоянного оперативного тока, на тяговой подстанции Размахнино, является свинцово-кислотная аккумуляторная батарея типа БУС - 800, работающая в режиме постоянного подзаряда. Аккумуляторная батарея, согласно технического паспорта тяговой подстанции, была введена в эксплуатацию в 2020 году.

Срок службы аккумуляторной батареи составляет 20 лет, следовательно, у батареи высокий остаточный ресурс и в замене она не нуждается, но требуется провести анализ аккумуляторной батареи на соответствие требованиям подстанции.

При проверке батареи, согласно [16], исходят из аварийного режима работы электроустановки. В этом режиме к постоянной нагрузке батареи добавляется нагрузка аварийного освещения и других потребителей, переключаемых на питание от постоянного тока при исчезновении переменного напряжения.

На подстанциях цепи сигнализации, управления, автоматики, защиты, блокировок безопасности и телемеханики относятся к постоянной нагрузке.

Дополнительно, батарея проверяется по кратковременному толчковому току, значение которого определяется, помимо постоянной и аварийной нагрузок, еще и током, потребляемым наиболее мощным приводом выключателей.

В соответствии с необходимым напряжением на шинах определяется количество последовательно соединенных аккумуляторных элементов.

Нагрузки аккумуляторной батареи сведены в таблицу 30.



Таблица 30 - Нагрузка аккумуляторных батарей

Потребители постоянного тока	Нагрузка на батарею, А
	длительная	кратковременная
Постоянно присоединенные приемники
Лампы положения выключателей	1,85	-
Устройства управления и защиты	9,60	--
Итого	11,45
Приемники, присоединенные в аварийном режиме
Устройства телеуправления и связи	1,50	-
Аварийное освещение	11,98	-
Привода выключателей	-	120
Итого	13,48	120
Итого всего	24,93	120
Всего	144,93

Расчёт выполняем согласно методике изложенной в [14].

Ток длительного разряда , А, в аварийном режиме, находим по выражению (89)

,

где - ток постоянной нагрузки рабочего режима, А, =11,45 А;

- ток аварийной нагрузки, А, =13,48 А;

,

Ток кратковременного разряда , А, в аварийном режиме находим по выражению (90)



,

где - ток, потребляемый наиболее мощным приводом выключателя, А.

,

Расчётное значение емкости расч , А ч, аккумуляторной батареи находим по выражению (91)

,

где - длительность разряда при аварии, принимается для тяговых подстанций равной

,

Согласно эксплуатационной документации производим расчёт аккумуляторной батареи, для примера будем использовать данные установленной аккумуляторной батареи БУС - 800.

Вычисление типа пластины по выражению (92)

,

Где n - количество положительных пластин, n = 7;

- ёмкость = 800 током в течение t =10 часов.



,

Определение ёмкости батареи через 2 часа, согласно технического паспорта на аккумуляторы стационарные серии БУС - 800 МЧ, будет иметь значение, t=72 Ач по выражению (93)

,

,

Вычислим ток разряда через два часа по формуле (94)

,

,

Следовательно, аккумуляторная батарея типа БУС - 800 МЧ соответствует требованиям по условию (95)

,

,

Число последовательно включенных элементов батареи N штук, определим по формуле (96)

,



где - напряжение на шинах выключателя, В, 240 В;

- напряжение аккумуляторного элемента, В, 2 В.

,

Эксплуатация аккумуляторов в батарее должна производиться в режиме постоянного подзаряда с напряжением (2,23 Вn) с погрешностью 1% при температуре плюс 20 С, где n - количество элементов.

При этом отклонение на отдельных аккумуляторах может составлять от минус 0,05 до плюс 0,1 В.

Допускается эксплуатация аккумуляторов в электроустановках с напряжением подзаряда (2,23 В/элемент) с погрешностью 2% при уменьшении срока службы не более, чем на 20%.

Для постоянного подзаряда батареи используется зарядно-подзарядный преобразователь напряжения инверторного типа, ПНЗП - М - 80 - 300 - 3 УХЛ4 «Дубна».

На данном ПНЗП используется цифровой программируемый регулятор тока и напряжения. В аппарате используется заводские программы для заряда различных аккумуляторных батарей и методов заряда, не требующих расчётов.

В данном разделе дипломного проекта была выполнена проверка установленной аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата.

В результате проверки выяснили, что данные агрегаты соответствуют требуемым параметрам.



6. Мощность собственных нужд. Проверка трансформаторов собственных нужд и трансформаторов автоблокировки

Сборные шины гарантированного питания собственных нужд - это сборные шины, на которые электроэнергия может быть подана от основного трансформатора собственных нужд, резервного трансформатора собственных нужд или от дизель-генератора.

Выбор мощности трансформатора собственных нужд для тяговых подстанций оборудованных сборными шинами гарантированного питания собственных нужд, выполняется в следующем порядке:

a) определяется мощность, потребляемая отоплением помещения щита управления и помещения аккумуляторов;

b) определяется мощность электроприемников, подключенных к сборным шинам гарантированного питания собственных нужд;

c) определяется мощность, потребляемая устройствами отопления и вентиляции зданий подстанций;

d) определяется мощность, потребляемая устройствами подогрева баков и приводов выключателей;

e) определяется мощность, потребляемая электродвигателями обдува трансформатора;

f) определяется расчетное значение мощности, потребляемой технологическими нагрузками;

g) определяется мощность, потребляемая рабочим освещением зданий подстанций и наружным освещением.

Ввиду отсутствия достаточной информации для расчета полной нагрузки, приходящейся на ТСН, расчет не представляется возможным, поэтому, ориентируемся на мощность установленных трансформаторов.

На тяговой подстанции Размахнино в работе три трансформатора собственных нужд марки два ТМЖ - 400/27,5 - 69 У1 и один ТМЖ - 250/27,5 - 69 У1, которые присоединены к шинам РУ - 27,5 Кв и находятся в работе с самого ввода в эксплуатацию тяговой подстанции. Так как ТСН работают попеременно, их фактический срок службы, не превышает 30 лет, следовательно, ТСН не выработали свой ресурс, и их замена не требуется.

Характеристика трансформатора представлена в таблице 25.

Таблица 32 - Характеристика трансформатора ТМЖ - 400/27,5 - 69 У1

Наименование	Значение
Номинальное напряжение обмотки ВН
Номинальное напряжение обмотки НН
Напряжение короткого замыкания
Потери при холостом ходу
Потери мощности при коротком замыкании
Ток холостого хода
Схема и группа соединения обмоток	У/Ун-11



7. Анализ соответствия установленного устройства продольной компенсации

На тяговой подстанции Размахнино в 2016 году установлено устройство продольной компенсации для системы тягового электроснабжения переменного тока напряжением 25кВ - усиленное (2400А)

УПК - У - 27,5 кВ - 2400А У1. УПК предназначено для установки на открытом воздухе [17]:

- в отсосе на тяговых подстанциях 27,5 кВ;

- между отсосом и полуобмотками тяговых трансформаторов питающего и контактного проводов на тяговых подстанциях в системе 2х25кВ. УПК предназначено для повышения напряжения в тяговой сети 27,5 кВ путем снижения её комплексного сопротивления и включается последовательного с выводами понижающего трансформатора тяговой подстанции или с проводами контактной сети 27,5 кВ [18].

Основные параметры УПК, а также основного оборудования, входящего в состав УПК должны соответствовать параметрам, указанным в таблице 33.

Таблица 33 - Технические характеристики УПК

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальное опорное напряжение, кВ	27,5
Максимальное опорное напряжения, кВ	29
Номинальное рабочее напряжение, кВ	6
Номинальная частота, Гц	50
Номинальный ток, А	2400
Количество параллельно соединенных конденсаторных секций, шт	3
Установленная реактивная мощность конденсаторных батарей, Мвар	14,4



7.1 Состав устройства продольной компенсации

Устройство УПК состоит из: - модуля управления УПК - 27,5 кВ;

- конденсаторно-реакторного оборудования,

- вспомогательного оборудования (трансформаторы тока, демпфирующие резисторы, разъединители);

- комплектов монтажных частей (для установки модуля на фундамент, для соединения модуля и оборудования, расположенного на открытой части).

Состав основного оборудования в зависимости от номинального тока УПК представлен в таблице 34.

Таблица 34 - Состав основного оборудования

Наименование	Количество компонентов в УПК на номинальный ток (А), шт
	800	1600	2400	320000
Модуль	1	1	1	1
Батарея конденсаторная	1	2	3	4
Трансформатор тока небаланса	1	2	3	4
Реактор демпфирующий	1	2	3	3
Трансформатор тока	2	2	2	2
Камера защитного резистора	2	2	2	2
Разъединитель шунтирующий	2	2	2	2
Разъединитель вводной	1	1	1	1
Разъединитель секции	1	2	3	4
Комплект монтажных частей	1	1	1	1

Для определения мощности требуемой для питания собственных нужд переменного тока суммируют присоединенную мощность всех потребителей.

Присоединенная мощность потребителей собственных нужд сведена в таблицу 31.

Таблица 31 - Присоединенная мощность потребителей собственных нужд

Наименование потребителей	Количество	, кВА	, кВА
Подогрев приводов выключателей:
ОРУ-220 кВ ОРУ-27,5 кВ	3 14	4,00 1,90	12,00 26,6
Стойка телемеханики и управления	1	2,25	2,25
Освещение здания подстанции	1	5,00	5,00
Освещение открытой части подстанции	3	5,50	16,50
Отопление здания	1	47,00	47,00
Вентиляция помещения аккумуляторной	1	4,00	4,00
Трансформатор автоблокировки	2	63,00	126,00
Подзарядное устройство батареи	2	3,00	6,00
Подогрев ЗРУ-10 кВ	1	20,00	20,00
Слесарная мастерская	1	1,50	1,50
Калорифер помещения аккумуляторной	1	8,00	8,00
Электрическая плита	1	1,50	1,50
Устройство связи	1	0,61	0,61
Обдув понижающих трансформаторов	2	10,00	20,00
Итого:			296,96

На тяговой подстанции Размахнино в работе три трансформатора собственных нужд марки два ТМЖ - 400/27,5 - 69 У1 и один ТМЖ - 250/27,5 - 69 У1, которые присоединены к шинам РУ - 27,5 Кв и находятся в работе с самого ввода в эксплуатацию тяговой подстанции. Так как ТСН работают попеременно, их фактический срок службы, не превышает 21 года, следовательно, ТСН не выработали свой ресурс, и их замена не требуется.

Трансформаторы не выработали свой ресурс, но его технические характеристики необходимо проверить на выполнение условий выбора трансформаторов собственных нужд.

Выполним проверку трансформатора марки ТМЖ - 400/27,5 - 69 У1.

При определении мощности трансформатора собственных нужд исходим из того, что один трансформатор должен обеспечить всю нагрузку собственных нужд, согласно условию (97)

,

где - номинальная мощность ТСН, кВА,

- максимальная мощность потребителей собственных нужд, кВА.



8. Расчёт затрат на реконструкцию тяговой подстанции Размахнино

8.1 Экономическая оценка реконструкции тяговой подстанции

Для выполнения экономической оценки реконструкции подстанции и определения стоимости строительства необходимо составить спецификацию электрооборудования необходимого для реконструкции, таблица 35.

На основе спецификации составляется смета, по которой определяется стоимость оборудования, строительных и монтажных работ, транспортных расходов.

Таблица 35 - Спецификация оборудования

Наименование оборудования, его тип или марка	Единица измерения	Количество
Изолятор	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук
	Штук

Расчёт экономической части дипломного проекта выполняется согласно методике изложенной в [19].



Заключение

В данном отчете по практике выполнен анализ установленного оборудования на тяговой подстанции Размахнино, в результате анализа было выявлено, какое оборудование согласно нормативно-технической документации требует замены.



Список использованной литературы

1. Петров Е.Б. Электрические подстанции: Методическое пособие по дипломному и курсовому проектированию.- М,2004 - 245 с.

2. Почаевец В.С. Электрические подстанции: Учеб. Для техникумов и колледжей ж.д. транспорта. - М: Желдориздат, 2001 - 512 с.

3. Справочник по электроснабжению железных дорог./Под ред. К.Г. Марквардта. - М: Транспорт, 1992 -Т2 - 392 с.

4. Правила устройств электроустановок -7-е изд. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС. 2004;

5. Силовое оборудование тяговых подстанций железных дорог (сборник справочных материалов). ОАО «РЖД», филиал «Проектно-конструкторское бюро по электрификации железных дорог». - М, «ТРАНСИЗДАТ», 2004 г. - 384 с.

6. СО 153-34.20.122-2006 «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ».

Размещено на Allbest.ru