Вопрос модернизации оборудования РУ-10 кВ на тяговой подстанции Брянск-Восточный дистанции электроснабжения Московской железной дороги

ОГЛАВЛЕНИЕ
     
ВВЕДЕНИЕ	8
1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА	12
1.1. Общие вопросы реконструкции	12
1.2. Краткая характеристика оборудования и подстанции в целом	13
Вводы по главе 1	15
2. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ РУ-10 кВ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ БРЯНСК-ВОСТОЧНЫЙ	17
2.1. Определение  максимальных  рабочих  токов РУ-10 кВ	17
2.2. Выбор высоковольтных выключателей	19
2.3. Выбор разъединителей	22
2.4. Выбор трансформаторов тока	23
2.5. Выбор трансформаторов напряжения	25
2.6 Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН)	27
2.7 Выбор опорных и проходных изоляторов	29
Выводы по главе 2	31
3. РАСЧЕТ ТОКА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ	33
3.1. Расчёт токов короткого замыкания	33
Выводы по главе 3	42
4. ПРОВЕРКА ВЫБРАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ РУ-10 КВ ПО ТОКУ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ	43
5 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА БЕЗРАЗБОРНОГО КОНТРОЛЯ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ	47
5.1Аппаратура и метод раннего обнаружения дефектов в механизмах высоковольтных выключателей	47
5.2 Аппаратура для регистрации процессов	50
5.3 Прибор контроля выключателей ПКВ/М6	51
5.4 Пульт управления высоковольтными выключателями ПУВ-10	54
5.5 Результаты диагностики выключателей тяговой подстанции Брянск-Восточный	56
6. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО БЕЗОПАСНОМУ МОНТАЖУ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ В РУ-10 КВ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ БРЯНСК-ВОСТОЧНЫЙ	60
7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	68
7.1 Резюме проекта	68
7.2. Формирование сметной стоимости по разработке проекта	70
7.3. Оценка экономической эффективности и рисков проекта	72
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	83
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ	84
     
    
ВВЕДЕНИЕ
     
     Железнодорожный транспорт - очень сложная и очень ответственная отрасль хозяйства страны, так как  железные дороги представляют собой как бы кровеносную систему экономики.
     Отечественные железные дороги всегда работали в сложных условиях: огромная грузонапряженность, в большей степени обусловленная нерациональным размещением промышленных предприятий, недостаток и несовершенство технических средств, отсталость в социальной сфере. В этих условиях работники железных дорог, руководство Министерства путей сообщения делали все возможное и невозможное, чтобы обеспечить требуемый объем грузовых и пассажирских перевозок.
     Электрификация железных дорог России началась 77 лет назад с участка Москва - Мытищи протяженностью около 18 км с пригородным движением. Первый электропоезд с пассажирами прошел по нему 29 августа 1929 г. Началась новая эра для железных дорог нашей страны. Большая роль электрификации железных дорог отводилась еще в плане ГОЭЛРО, принятом в декабре 1921 г., где указывалось на необходимость «создания в стране основного транспортного скелета» из таких путей, которые соединили бы в себе «дешевизну перевозок с чрезвычайной провозоспособностью».
     Внедрение электрической тяги на железных дорогах, безусловно, способствовало бурное развитие электроэнергетики страны.
     Историческое значение для дальнейшего развития и реконструкции железнодорожного транспорта имело постановление правительства, принятое в 1956 г. «О генеральном плане электрификации железных дорог». Этим постановлением  намечалось в течение 15 лет электрифицировать 40 тыс. км железных дорог. Для обеспечения таких темпов электрификации была создана производственная база по проектированию, выпуску и реконструированию уже имеющегося специального оборудования, перевооружены строительно-монтажные подразделения, решены вопросы финансирования и взаимодействия различных министерств и ведомств. В генеральном плане предусматривалось оптимальное сочетание массовой реконструкции железных дорог с высокой грузонапряженностью и широкого внедрения тепловозной тяги на остальной части сети, что позволило ускорить замену паровозов.
     Одновременно с электрификацией проводилась комплексная реконструкция транспортного хозяйства для более полного использования производственных мощностей, повышения надежности и бесперебойной работы.
     Проведенное и проводимое в настоящее время перевооружение линейных предприятий и коренная перестройка всего технологического процесса работы железных дорог с минимальными затратами позволяют осваивать высвобождающиеся средства, вкладывая их в различные сферы для работников железных дорог. За 75 лет были электрифицированы магистрали большой протяженности, не имеющиеся себе равных в мире. Прежде всего - это Москва – Челябинск – Новосибирск – Иркутск – Хабаровск - Владивосток, а также ряд других крупнейших магистралей бывшего СССР. 
     Электрифицированные магистрали и линии играют важную роль и в настоящее время. Они выполняют основные перевозки грузов и пассажиров в дальнем, местном и пригородном сообщениях.
     На основании богатейшего опыта эксплуатации, использования достижений научно- технического прогресса велись работы по улучшению существующих и созданию принципиально новых устройств электроснабжения и электроподвижного состава. Устаревшее оборудование заменяется новым, постоянно внедряются новейшие достижения научно- технического прогресса. В результате увеличилась мощность различных устройств,  повысилась надежность их работы, снижаются расходы.
     Применение электрической тяги открыло большие возможности применения все более совершенных технических устройств без перерыва движения при сравнительно небольших быстро окупающихся затратах.
     Электрификация направления Москва - Киев производилась в 60- е годы. К таким объектам электрификации относится и тяговая подстанция Брянск-Восточный, построенная в 1967 г. Подстанция, как структурное подразделение входит в дистанцию электроснабжения отделения Московской железной дороги - филиала ОАО «Российские железные дороги». 
     Электрификация большей части Российских железных дорог осуществлялась в 50 – 70-е годы прошлого столетия. Оборудование системы тягового электроснабжения этих участков, включая трансформаторы на тяговых подстанциях, частично выработало свой ресурс, нуждается в замене и модернизации. Около 40 процентов воздушных и кабельных линий, 30 процентов подстанций находятся в эксплуатации дольше срока службы. Наряду с физическим износом оборудования происходит его моральное старение. Средний технический уровень установленного подстанционного оборудования по многим позициям соответствует оборудованию, которое эксплуатировалось в ведущих странах мира 30 лет назад. В результате, показатели надежности электроснабжения в последние годы практически не изменяются, оставаясь невысокими в сравнении с аналогичными показателями зарубежных стран.
     В ближайшие 10-15 лет рост потребления электроэнергии будет определяться умеренными темпами развития отраслей промышленности, ростом потребления электроэнергии в коммунальном и бытовом секторах. Рост потребления в непромышленной сфере ожидается вследствие роста коммерческих, финансовых и общественных учреждений, оснащения их различного рода техникой; в бытовой сфере – вследствие насыщения квартир изделиями бытовой электроники.
     Применяемые в последние годы при электрификации железных дорог России силовое электрооборудование и аппаратура тяговых подстанций по техническим параметрам в основном соответствует зарубежным аналогам. Однако с отставанием от зарубежного уровня идёт разработка и внедрение прогрессивных решений по сухим силовым и измерительным трансформаторам, вакуумным и элегазовым выключателям и другим.
     В последние годы в России ведутся исследования, которые позволят устранить это отставание.
     Характерно, что на зарубежных железных дорогах типоразмерный ряд мощности электрооборудования (трансформаторов, коммутационных аппаратов, преобразователей) в 2 – 3 раза шире, чем в России. Это предоставляет большие возможности подбора оптимальных решений для каждой тяговой подстанции. При проектировании систем и объектов электроснабжения за рубежом почти не применяются типовые решения: каждый участок, каждую подстанцию проектируют, максимально учитывая местные условия, удобства обслуживания, стремясь к минимальным затратам. 	На тяговых подстанциях российских железных дорог меньше всего внимания уделяется модернизации оборудования распредустройств 10 – 35 кВ предназначенных для питания районных или нетяговых потребителей и преобразовательных агрегатов.
     Общая цель обновления устройств электроснабжения заключается в сочетании качественного повышения технико-эксплуатационных, энергетических, экономических показателей работы системы электроснабжения с минимизацией затрат на проведение реконструкции. 
     Таким образом, в результате реконструкции должна появиться подстанция, отвечающая всем современным требованиям надежности и экономичности тягового электроснабжения, обеспечивающие возможность перейти от планово-предупредительного ремонта к ремонту «по состоянию» с увеличенными межремонтными сроками.
     В дипломном проекте рассмотрен вопрос модернизации оборудования РУ-10 кВ на тяговой подстанции Брянск-Восточный дистанции электроснабжения Московской железной дороги.
     Главной целью данного проекта является:
      повышения надежности питания и качества электроснабжения;
      обеспечения повышенных нагрузок электроснабжения.
     
     


    1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА
1.1. Общие вопросы реконструкции
     
     Роль электрифицированных магистралей в решении задач, определяемых «Стратегической программой развития ОАО РЖД», трудно переоценить. Поэтому сегодня особенно необходимо найти новые резервы в совершенствовании их работы, наметить дальнейшие пути развития технических средств, технологий обслуживания, повышения надежности работы устройств электроснабжения, достижения высокой устойчивости работы электрифицированных магистралей в условиях роста веса и скорости движения поездов.
     Важнейшей задачей является надежное энергетическое обеспечение перевозок грузов и пассажиров при эффективном снижении энергоемкости перевозочного процесса, что требует коренного улучшения структуры управления энергетическим комплексом отрасли. Эффективное решение этих вопросов особенно важно для электрифицированных линий, на долю которых приходится почти 45 процентов всех затрат компании на топливно-энергетические ресурсы.
     Следует совершенствовать существующие и создавать новые технические средства тяговых подстанций, а именно: 
      безмасляные трансформаторы и коммутационную аппаратуру; 
      управляемые выпрямители и инверторы на тиристорах нового поколения; 
      эффективные устройства повышения качества электроэнергии (симметрирующие трансформаторы, двенадцатипульсовые схемы выпрямления, реакторы, компенсаторы реактивной мощности); 
      закрытые распределительные устройства;
      бездуговую защитную аппаратуру, широкий спектр диагностических устройств подстанционного оборудования; 
      системы телеуправления объектами электроснабжения. 
     Решение выше обозначенных задач необходимо производить в комплексе всего электрифицированного участка или даже направления в целом, опираясь на «Концепцию обновления устройств тягового электроснабжения», что в результате приведёт к более весомым результатам. Как пример комплексного решения стратегической программы в целом, на Московской железной дороге ввод в работу скоростного участка «Москва - Казань», а пример частного решения – реконструкция тяговой подстанции «Брянск-Восточный».
     Цель реконструкции устройств тяговой подстанции в соответствии с «Концепцией обновления устройств тягового электроснабжения», будет заключается в сочетании качественного повышения технико-эксплуатационных, энергетических, экономических показателей работы подстанции с минимизацией затрат на проведение модернизации с учётом реального состояния оборудования  подстанции и планируемой грузонапряженности скоростного участка железной дороги. Общая постановка цели  приведёт к повышению надёжности, реализации малолюдной технологии эксплуатации, т. е. к эксплуатации подстанции без постоянного дежурного персонала и с минимизацией или исключением объема операций технического обслуживания, требующих присутствия персонала. Для более точной оценки необходимого объёма реконструкции тяговой подстанции «Брянск-Восточный» Московской железной дороги, приведём её краткую характеристику.
     
1.2. Краткая характеристика оборудования и подстанции в целом
     
     Электроснабжение тяговой подстанции «Брянск-Восточный» Московской железной дороги осуществляется  от ввода «Брянск-Восточный-Фокинская» ВЛ – 110 кВ и ввода «Брянск-Восточный-Березовская» ВЛ – 110 кВ .
     Однолинейная электрическая схема тяговой подстанции «Брянск-Восточный» приведена на (Приложение 1). Граница балансовой принадлежности и ответственности за эксплуатацию электроустановок между РАО ЕЭС и  Московской железной дорогой являются ввода 110 кВ. За состояние контактов, присоединяющих кабельные наконечники, ответственность несёт персонал тяговой подстанции.
     Подстанция имеет открытые и закрытые распределительные устройства 110 кВ, РУ–10 кВ, РУ 35 кВ, и РУ СН–0,4 кВ. 
     Распределительное устройство 110 кВ подстанции выполнено по схеме мостика т.е. с двумя вводами включающими в себя линейные разъединители и вакуумные выключатели, ВВ – ввода №1 и МВ – ввода №2. 
     С каждой секции шин 110 кВ, на открытой части,  осуществляется питание через шинные разъединители и вакуумные выключатели понижающих трансформаторов ТДТН - 25000/115/35/11 от которых получают электропитание через ТП – 35 кВ не железнодорожные потребители.
     Для питания таких потребителей как, собственные нужды подстанции переменного тока в каждой секции 10 кВ установлен понижающий трансформатор собственных нужд ТМ 400/10, электропитание на которые подаётся через шинный разъединитель и масляный выключатель. 
     Для осуществления функционирования релейных защит автоматики и сигнализации, цепей контроля за напряжением на шинах 10 кВ в каждой секции ОРУ – 10 кВ установлены трансформаторы напряжения типа НАМИТ – 10.  Защита изоляции оборудования от коммутационных и атмосферных перенапряжений присоединений в каждой секции шин 10 кВ выполнена на РВС-10.
     ОРУ – 10 кВ имеет две системы шин с шинным  секционным выключателем СВ. От данных систем шин  через шинные разъединители ШР1, ШР2 и вакуумный выключатель ВВ питаются присоединения, понижающие трансформаторы питающие устройства СЦБ.
     Распределительное устройство 0,4 кВ собственных нужд тяговой подстанции получает электропитание от двух понижающих трансформаторов ТМ 400/10 по кабельным линиям до контакторов с рубильниками РБ шкафа собственных нужд. Далее через междушинные рубильники, в соответствии с диспетчерскими наименованиями, электропитание подаётся на единые шины РУ – 0,23 кВ подстанции, от которых осуществляется электроснабжение всех потребителей собственных нужд подстанции. Оперативные цепи подстанции 110 В питаются от аккумуляторной батареи типа СК – 12 с 60-ю банками. Постоянный подзаряд батареи осуществляется от преобразователя типа ВАЗП.
     Часть оборудования открытых и закрытых распределительных устройств 110 кВ, 10 кВ, и СН тяговой подстанции находится в эксплуатации с даты ввода подстанции в работу, с 1967 года. Оборудование ТП-10 кВ и КРУН-СЦБ эксплуатируется более  25 лет. Оно выработало не только «моральный» но и физический износ в полном объёме. Поддерживать данное оборудование в работоспособном состоянии очень сложно в связи с невозможностью поставок запасных частей, но и производимый ремонт изношенного оборудования не обеспечивает требования по обеспечению надёжности электроснабжения и экономических показателей, предъявляемых на сегодняшний момент к устройствам тягового электроснабжения.
     Существующие схемы распределительных устройств 10 кВ, а так же типы находящегося в их составе оборудования имеют много так называемых «опасных мест». При выводе его в  ремонт, для обеспечения электробезопасности, в соответствии с действующими правилами, карточкой «Опасного места» необходимо отключать секцию шин или соседнее оборудование, что отрицательно сказывается на безопасности движения и надёжности электроснабжения потребителей тяговой подстанции. 
     
Вводы по главе 1
     
     В данной главе была описана схема электрических соединений подстанции и приведена характеристика основного электрического  оборудования тяговой подстанции “Брянск-Восточный”. 
     Техническое оборудование тяговой подстанции не только не пригодно к дальнейшей эксплуатации по различным неисправностям и недопустимым износам, но и элементарно устарело.
     Далее, в данном дипломном проекте приведен возможный вариант переустройства и реконструкции высоковольтного оборудования и различной коммутационной аппаратуры с использованием более современного оборудования, отвечающего не только российским, но и зарубежным стандартам качества и исполнения.


    2. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ РУ-10 кВ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ БРЯНСК-ВОСТОЧНЫЙ
     
     Выбор оборудования для тяговой подстанции является главным разделом при проектировании как вновь строящихся подстанций, так и подстанций на которых предстоит обновление имеющегося устаревшего или неисправного основного и вспомогательного электрооборудования.
     Данный раздел связан с необходимостью оптимального выбора нового оборудования и его поставщика, поскольку использование этого оборудования в последствии должно обеспечивать улучшение технических показателей, уменьшение затрат на техническое обслуживание и ремонт. Кроме того, новое оборудование должно удовлетворять технологическим требованиям, обеспечивающим удобство монтажа, пуско-наладки и эксплуатации.
     Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры производится по нормальным условиям длительного режима работы, который  заключается в сравнении рабочего напряжения и  максимального рабочего тока с их номинальными значениями напряжения и тока:
      
Uн > Uр; 
      
Iн > Iр max. 
     
2.1. Определение  максимальных  рабочих  токов РУ-10 кВ
     
     Распредустройство 10 кВ по двум вводам получает питание от средней обмотки понизительных трансформаторов мощностью 25000 кВА. От РУ-10 кВ питание получают семь районных фидеров, два тяговых трансформатора, два фидера продольного электроснабжения, и два трансформатора собственных нужд.
     Определяем  максимальные  рабочие  токи для  сборных  шин  и фидеров 10 кВ.
     Для сборных шин 10кВ:
      
    
     
     где   КРНII =0,5 –  коэффициент распределения нагрузки по шинам вторичного напряжения;
              nтп = 2 – количество понижающих трансформаторов на тяговой подстанции;
            Sнтп = 25000 кВА – номинальная мощность понижающего трансформатора;
           Uн = 10 кВ – номинальное напряжение на шинах РУ-10.
     
  А.
     
     Для фидеров 10кВ:
     

     где Кпр = 1,3 – коэффициент  перспективы  развития  потребителей;
           Sфmax = 1200 кВА – максимальная мощность районного потребителя.
     
 А.
     
     
     
2.2. Выбор высоковольтных выключателей
     
     Высоковольтные выключатели – основные аппараты для включения и отключения высоковольтных цепей (выше 1000 В) переменного тока при нормальном, ненормальном и аварийном (КЗ) режимах работы.
     Выключатели классифицируются:
     – по числу фаз (одно и трехфазные);
     – по месту установки (внутренней и наружной);
     – по времени отключения (быстродействующие, ускоренного действия, небыстродействующие).
     По принципу гашения дуги и роду дугогасящей среды выключатели подразделяются на масляные, воздушные, электромагнитные, элегазовые и вакуумные.
     Выключатели должны удовлетворять следующим требованиям: надежно отключать цепи при гарантированных заводом изготовителем условиях; обеспечивать удобство и безопасность эксплуатации; допускать автоматическое повторное включение (АПВ) после отключения.
     Исходя из условий (2.1) и (2.2) выбираем вакуумный выключатель BB/TEL-10-12,5/1000 У2 (рис. 2.1) с пружинно - моторным приводом [5]. 
     Вакуумные выключатели серии ВВ/TEL предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением до 10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.
     Выключатели ВВ/TEL применяются в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прошлых лет выпуска.
     Отличительные особенности:
      высокий коммутационный и механический ресурсы;
      отсутствие необходимости проведения текущего и среднего ремонтов;
      питание цепей управления от сети постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока;
      малое потребление мощности из сети оперативного питания;

Рис. 2.1. - Общий вид выключателя  BB/TEL-10
     
      возможность отключения при потере оперативного питания;
      полная взаимозаменяемость с устаревшими маломасляными выключателями по главным и вспомогательным цепям;
      возможность работы в любом пространственном положении;
      малые габариты и масса.
     Все вакуумные выключатели серии ВВ/TEL полностью испытаны на соответствие требованиям российских стандартов и имеют сертификаты соответствия системы ГОСТ Р.
     Неотъемлемой частью вакуумных выключателей ВВ/TEL являются устройства управления, изготавливаемые в виде отдельных блоков, устанавливаемых в релейных шкафах, на выкатных элементах КРУ, КРУН, а также на фасадах КСО.
     На сегодняшний день существуют две основных модификации устройств управления:
     1) Блок управления BU/TEL- 05А, применяемый совместно с блоком питания BP/TEL- 02A, имеет минимальный набор функций и позволяет управлять вакуумным выключателем только посредством «сухих» контактов.
     2) Блок управления БУ/TEL-12А обеспечивает наиболее гибкое и удобное сопряжение со вторичными цепями защиты и управления, выполненными как с применением традиционных электромеханических реле, так и с использованием современных микропроцессорных реле.
     Применение ВВ/TEL позволяет полностью отказаться от затрат на обслуживание выключателя, так как на протяжении всего срока службы не требуется проведения средних и капитальных ремонтов.
     Основные технические параметры  вакуумных  выключателей серии BB/TEL-10 приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Основные технические параметры вакуумного выключателя BB/TEL-10-12,5/1000 У2
Характеристика ,  размерность
Нормируемая  величина
Номинальное  напряжение,  кВ  
10
Номинальный ток,  А  
630, 1000
Номинальный ток отключения,  кА  
12,5
Ток динамической стойкости, (наибольший пик),А
32
Предельный ток термической стойкости КЗ, кА
10
Испытательное кратковременное напряжение (одноминутное) промышленной частоты, кВ

42
Ресурс по коммутационной стойкости, 
а) при номинальном токе, циклов «ВО» 
б) при номинальном токе отключения, операций «О» 
в) при номинальном токе отключения, циклов «ВО»
 
50000
100
100
Собственное время отключения, мс, не более
15
Полное время отключения, мс, не более
25
Собственное время включения, мс, не более
70
Верхнее/нижнее значение температуры окружающего 
воздуха, °С.

+55/-40
Стойкость к механическим воздействиям, группа по ГОСТ 17516.1-90

М7
Масса модуля коммутационного, кг, 
не более 
а) с межполюсным расстоянием 200 мм 
б) с межполюсным расстоянием 250 мм


35
37
2.3. Выбор разъединителей
     
     Выбор высоковольтных разъединителей аналогичен выбору выключателей, их выбирают по номинальному току и напряжению.
     На сегодняшний день на рынке электротехнического оборудования имеются разъединители «четвертого» поколения, обладающие высокими механическими и электрическими свойствами и требующие минимального обслуживания.
     Выбираем разъединитель серии РЛНД-10 /630 УХЛ1 – разъединитель наружной установки с фарфоровой изоляцией, на напряжение 10кВ, номинальный ток 630А, для умеренного, холодного климата (рис. 2.2) [6].

Рис. 2.2 - Общий вид разъединителя типа РЛНД-10
     
     Конструктивно разъединитель РЛНД, РЛНДМ выполнен в виде трехполюсного аппарата, каждый полюс которого имеет одну неподвижную и одну подвижную колонку, с разворотом главных ножей и горизонтальной плоскости. 
     Соединение разъединителя РЛНД, РЛНДМ с приводом выполняется с помощью соединительных элементов на месте монтажа. 
     Разъединитель РЛНД, РЛНДМ состоит из рамы, шести колонок изоляторов, токоведущей системы и заземляющего контура.
     Управление процессами включения – отключения осуществляется с помощью ручного привода ПРНЗ-10 УХЛ1.
     Основные технические параметры  разъединителей серии   
     РЛНД-10 приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2
Основные технические параметры  разъединителей РЛНД-10
Параметр
Единица измерения
РЛНД-10 /630 УХЛ1
Номинальное напряжение
кВ
10
Наибольшее рабочее напряжение
кВ
12
Номинальный ток
А
200
Ток электродинамической стойкости
кА
25
Ток термической стойкости
кА
10
Время протекания тока термической стойкости:
- для главных ножей
с
4
- для заземляющих ножей
с
1
Длина пути утечки внешней изоляции
см
30
Допустимое натяжение провода
Н
200
Масса
кг
39

2.4. Выбор трансформаторов тока
     
     Выбор трансформаторов тока аналогичен выбору высоковольтных выключателей и разъединителей. Исходя из поставленной задачи, необходимо заменить трансформаторы тока на фидерах и также на вводах в РУ-10кВ.
     Руководствуясь концепцией [1] в части применения безмаслянного оборудования, выберем литые трансформаторы тока типа ТЛО-10 -50/5 У2 для фидеров и ТЛО-10 -600/5 У2 для вводов (рис. 2.3) [5].
     

Рис. 2.3. - Общий вид трансформатора тока ТЛО-10
     
     Трансформатор тока ТЛО-10 предназначен для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления, а также для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в комплектных распределительных устройствах внутренней и наружной установки (КРУ, КРУН, КСО) переменного тока на класс напряжения до 10 кВ. 
     Трансформатор выполнен в виде опорной конструкции. Общий вид
     трансформатора приведен в приложениях 1 и 2. Корпус трансформатора выполнен из полиуретановой смолы, которая одновременно является главной изоляцией и обеспечивает защиту обмоток от механических и климатических воздействий.
     У трансформаторов на номинальный ток до 400 А первичная обмотка
     многовитковая, выполнена в виде катушки, а у трансформаторов на номинальный ток 300 А и более – одновитковая. Выводы первичной обмотки расположены на верхней поверхности трансформатора. 
     Основные технические параметры  трансформаторов тока ТЛО-10 приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3
Основные технические параметры трансформаторов тока ТЛО-10
Наименование параметра
Норма
Номинальное напряжение, кВ
10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
12
Номинальная частота, Гц
50
Число вторичных обмоток, шт
до 5
Класс точности
0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5; 1; 3
Номинальные вторичные нагрузки cos?=0,8:
- обмотки для измерения, ВА
- обмотки для защиты, ВА

1-50
1-50
Номинальный вторичный ток, А
5
Трехсекундный ток термической стойкости, кА
при номинальном первичном токе:
50А
600А


20
40
Ток электродинамической стойкости, кА
при номинальном первичном токе:
50А
600А


52
100
     
2.5. Выбор трансформаторов напряжения
     
     Трансформаторы напряжения предназначены для питания напряжением 100 В измерительных приборов, и цепей защиты, автоматики и сигнализации. В цепях защиты применяются трансформаторы напряжения с дополнительной вторичной обмоткой.
     Руководствуясь концепцией [1] в части применения безмаслянного оборудования, выберем литые трансформаторы напряжения 3хЗНОЛ-ЭК-10 антирезонансной серии (рис. 2.4) [3].
     Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы 3хЗНОЛ-ЭК-10 (именуемые в дальнейшем трансформаторами напряжения трехфазной группы) предназначены для установки в комплектные распределительные устройства (КРУ) внутренней и наружной установки, а также в сборные камеры одностороннего обслуживания (КСО) и являются комплектующим изделием.

Рис. 2.4. - Общий вид трансформатора напряжения 3хЗНОЛ-ЭК-10
     
     Трехфазная группа состоит из трех однофазных трансформаторов, изолированных друг от друга прокладками. Каждый трансформатор снабжен встроенным предохранительным устройством. Трансформаторы трехфазной группы устанавливаются на общей металлической раме.
     Техническое обслуживание проводится в сроки, предусмотренные для установки, в которую встраивается трансформатор.
     Техническое обслуживание проводится в следующем объеме:
      очистка трехфазной группы от пыли и грязи;
      внешний осмотр каждого трансформатора на отсутствие повреждений;
      проверка крепления трансформаторов к раме;
      проверка надежности контактных соединений;
      измерение сопротивления изоляции первичной обмотки, проводится мегаомметром на 2500В. Сопротивление должно быть не менее 1000 Мом;
      измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток, проводится мегаомметром на 1000В. Сопротивление должно быть не менее 50Мом.
     Основные технические параметры  трансформатора напряжения 3хЗНОЛ-ЭК-10 приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Основные технические параметры  трансформатора напряжения 3хЗНОЛ-ЭК-10
Наименование параметра
Норма
Класс напряжения, кВ
10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
12
Номинальное напряжение первичной обмотки, В
10000
10500
11000
Трехфазная мощность в классе точности, В·А:
0,2
0,5
1
3
3,75-150
3,75-225
3,75-450
3,75-900
Номинальное линейное напряжение на выводах основной вторичной обмотки, В
100
Мощность нагрузки на выводах разомкнутого
треугольника дополнительной вторичной
обмотки при напряжении 100В и коэффициенте
мощности 0,8 (характер нагрузки индуктивный),
В·А
400
Напряжение на выводах разомкнутого
треугольника дополнительных вторичных
обмоток:
- при симметричном режиме работы
сети, В, не более
- при замыкании одной из фаз сети
на землю, В



3

от 90 до110
Схема и группа соединений
Ун/Ун/п-0
Номинальная частота, Гц
50
     
2.6 Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН)
     
     Выбор ограничителей перенапряжения для РУ-10 кВ осуществляется по условию (2.1).
     Из представленных ограничителей перенапряжения в информационном обеспечении [7], наиболее подходит тип ОПН-РВ /TEL -10 УХЛ1 (ограничитель перенапряжения с полярной изоляцией, исполнение по установке - опорное, класс напряжения 10 кВ, наибольшее длительно допустимое напряжение 12,6 кВ, (рис.2.5).

Рис. 2.5. - Общий вид и установочные размеры ОПН-РВ /TEL-10
     
     ОПН-РВ/TEL являются необслуживаемыми и не требуют проведения проверок и испытаний в эксплуатации. Заявленные параметры ОПН-РВ/TEL остаются неизменными на протяжении всего срока службы (30 лет Применение в ОПН-РВ/TEL варисторов с нестареющими характеристиками и отсутствие искрового промежутка позволяет отказаться от испытаний и проверок, необходимых для вентильных разрядников. Основу РВО составляют нелинейные резисторы, подверженные деградации, что со временем приводит к существенному ухудшению защитных характеристик. Срабатывание вентильных разрядников и горение дуги в искровом промежутке сопровождается эрозией контактов. Это приводит к изменению пробивного напряжения и необходимости замены разрядника во избежание повреждения защищаемого оборудования.
     Основные технические параметры ограничителя ОПН-РВ /TEL-10 приведены в таблице 2.5.
Таблица 2.5
Основные технические параметры ограничителя перенапряжения ОПН-РВ /TEL-10
Наименование параметра
Значение параметра
Наибольшее длительно допустимое
рабочее напряжение, кВ
12,6
Номинальный разрядный ток, кА
5
Пропускная способность, А, не менее
150
Ток взрывобезопасности, кА
10
Импульсное пробивное напряжение, кВ
нет
Остающееся напряжение, кВ,
при импульсе 5000 А,8/20 мкс, не более
43
Максимальная амплитуда
импульса тока 4/10 мкс, кА
65
Длина пути утечки внешней
изоляции, мм, не менее
310
Высота, мм
140
Масса, кг
0,75
Гарантийный срок эксплуатации
5 лет
Срок службы
30 лет
     
2.7 Выбор опорных и проходных изоляторов
     
     Изоляторы должны сохранять электрическую прочность при рабочих напряжениях, а также при атмосферных и коммутационных перенапряжениях, должны быть механически устойчивы при нормальных режимах работы и коротких замыканиях. 
     На КРУН-10 кВ используют опорные и проходные изоляторы.
     Выбор изоляторов производится согласно условиям (2.1) и (2.2).
     Выбираем опорный изолятор типа С-4-80  II УХЛ1 (рис. 2.6) [3].
     

Рис. 2.6. - Общий вид и размеры опорного изолятора С-4-80 II УХЛ1
     
     Изолятор С-4-80  II УХЛ1 предназначен для изоляции и крепления токоведущих частей в электрических аппаратах и распределительных устройствах номинальным напряжением сети до 10 кВ, частотой до 60 Гц для работы в районах, расположенных на высоте до 1000 м над уровнем моря.
     Основные технические параметры опорных изоляторов С-4-80  II УХЛ1 приведены в таблице 2.6.
Таблица 2.6
Основные технические параметры опорных изоляторов С-4-80 II УХЛ1
Наименование параметра
Значение параметра
Номинальное напряжение 
кВ
10
Испытательное напряжение грозового импульса 
кВ
80
Минимальная разрушающая сила на изгиб
кН
4
Длина пути утечки, не менее 
см
30
     
     Далее выбираем проходной изолятор типа ИПЭЛ 10-0,6-045-70 УХЛ 1 - эпоксидный литой, полимерный (рис. 2.7) [3].
     

Рис.2.7. - Общий вид проходного изолятора ИПЭЛ 10-0,6-045-70 УХЛ1
     Изоляторы проходные ИПЭЛ 10 кВ - предназначены для провода токоведущих элементов через стенку, имеющую другой электрический потенциал. Проходной изолятор с токопроводом содержит токоведущий элемент, механически соединённый с изоляционной частью.
     Преимущества полимерных изоляторов:
      высокая кратковременная и длительная прочность при изгибе и кручении;
      высокая ударопрочность;
      высокая электрическая прочность;
      высокие гидрофобность и грязестойкость;
      малая масса;
      высокая механическая прочность;
      высокая стабильность и минимальный допуск размеров.
     Изоляторы соответствуют требованиям ГОСТ Р 1516.3-96 и МЭК IEC 273.
     Основные технические параметры проходных изоляторов ИПЭЛ 10-0,6-045-70 УХЛ1 приведены в таблице 2.7.
Таблица 2.7
Основные технические параметры  проходных изоляторов ИПЭЛ 10-0,6-045-70 УХЛ1
Наименование параметра
Значение параметра
Номинальное напряжение 
кВ
10
Номинальный ток
А
500
Допустимая сила на изгиб
кН
0,6
Длина пути утечки, не менее 
см
230
Выводы по главе 2
     
     При реконструкции подстанции устаревшие блоки отделителей короткозамыкателей заменены элегазовыми выключателями. На стороне 10 кВ установили выключатели типа BB/TEL-10-12,5/1000 У2.Также выбрали ОПН типа ОПН-РВ /TEL -10 УХЛ1 . Установили трансформаторы тока ТОЛ-10, трансформаторы напряжения 3хЗНОЛ-ЭК-10, заменили проходные изоляторы на ИПЭЛ 10-0,6-045-70 УХЛ1
     


    3. РАСЧЕТ ТОКА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
3.1. Расчёт токов короткого замыкания
     
     Расчетным режимом, для проверки оборудования подстанции, является режим трехфазного короткого замыкания. Расчет выполняем по относительным сопротивлениям элементов цепи до точки к.з. при базисной мощности Sб и средних напряжениях Uср [1]. Для этого мы однолинейную схему электроснабжения тяговой подстанции пред.......................