Тяговые подстанции

Содержание

 

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Назначение, состав и  оборудование тяговых подстанций

1.2 Структурная схема тяговой  подстанции Долбина

1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ

2. Расчетная часть

2.1 Выбор оборудования

2.1.1 Выбор оборудования  ОРУ – 110 кВ

2.1.2 Выбор оборудования  РУ – 10 кВ

2.1.3 Выбор трансформаторов

2.2 Расчет уставок и  параметров защит трансформаторов

2.2.1 Типы применяемых защит  трансформаторов

2.2.2 Газовая защита трансформатора

2.2.3 Дифференциальная защита  трансформаторов

2.2.4 Максимальная токовая  защита понижающего трансформатора  ТДТН-20000/110

2.2.5 Защита от перегрузки

2.2.6 Защита включения обдува

2.3 Затраты на установку  оборудования

3. Технологическая часть

3.1 Монтаж оборудования

3.2. Обслуживание оборудования  тяговой подстанции

3.2 Техника безопасности

Заключение

Список литературы

 

Введение

 

Основными потребителями  электроэнергии промышленного электрифицированного транспорта являются электровозы, на которых  устанавливаются тяговые электродвигатели постоянного тока.

Тяговые подстанции для питания  промышленного электрифицированного транспорта бывают преобразовательные постоянного тока, на которых устанавливаются  преобразовательные агрегаты, питающие тяговую сеть, и однофазного переменного  тока, на которых устанавливаются  обычные понизительные трансформаторы, питающие тяговую сеть переменным однофазным током. В этом случае преобразовательные агрегаты для питания тяговых  двигателей постоянного тока устанавливаются  на электровозах.

Тяговые подстанции промышленных предприятий часто совмещаются  с подстанциями для питания силовых  потребителей карьеров или цехов  предприятий. В этих случаях подстанции называются совмещенными. Питание силовых  потребителей на совмещенных тяговых  подстанциях производится от шин  напряжением 35, 10 или 6 кВ.

Назначением тяговых подстанций постоянного тока является преобразование трехфазного переменного тока в  постоянный и распределение электроэнергии постоянного тока между участками  контактной сети.

Основным оборудованием  тяговых подстанций постоянного  тока являются преобразовательные агрегаты, быстродействующие автоматические выключатели и специальные устройства для сглаживания пульсаций выпрямленного  напряжения. В качестве преобразователей применяются кремниевые агрегаты с  воздушным принудительным или естественным охлаждением.

Преобразовательные агрегаты состоят из шкафов, в которых размещены  кремниевые вентили: питающих трансформаторов, быстродействующего автоматического  выключателя; шкафов защиты и управления; специальных устройств защиты от перенапряжений.

Для защиты преобразовательных установок от перенапряжений применяют  разрядники и защитные контуры (состоящие  из емкостей и сопротивлений), подключаемые к цепи выпрямленного тока и анодным  цепям.

Токи к.з. в тяговых сетях  напряжением 1650-3300 В мощных тяговых  подстанций (с двумя и более  выпрямительными агрегатами) превышают  максимально допустимые отключаемые  токи существующих быстродействующих  выключателей. Для повышения отключающей  способности быстродействующих  выключателей тяговых подстанций напряжением 1650 – 3300 В в ряде случаев устанавливают  на каждой тяговой линии по два  последовательно соединенных быстродействующих  выключателя. Однако эта мера, хотя и повышает отключающую способность  выключателей линии, полностью не решает проблемы, так как токи к.з. тяговых  подстанций с количеством выпрямительных агрегатов более двух достигают 50 – 70 кА при индуктивности тяговой  сети 5 – 6 мГн.

Для использования быстродействующих  выключателей на мощных тяговых подстанциях  промышленного электрифицированного транспорта применяется схема, в  которой токи к.з. в тяговой сети отключаются не быстродействующими выключателями тяговых линий, а  неполяризованными быстродействующими выключателями, установленными в цепях  катодов выпрямительных агрегатов. Отключение выключателя поврежденной тяговой линии осуществляется в  этой схеме в бестоковую паузу, после  отключения выпрямительных агрегатов, после чего происходит автоматическое повторное включение выключателей, установленных в цепях катодов  выпрямительных агрегатов.

Тяговые подстанции постоянного  тока промышленного транспорта состоят  из РУ первичного напряжения, выпрямительных агрегатов, РУ постоянного тока, сглаживающих устройств и устройств собственных  нужд.

Как правило, на тяговых подстанциях  промышленного транспорта выпрямительные агрегаты имеют первичное напряжение 35 или 6 – 10 кВ. При питающем напряжении 110 кВ на подстанциях устанавливаются  понижающие трансформаторы с напряжением 110/10 кВ для чисто тяговых подстанций и 110/35/6 кВ или 110/6 кВ для совмещенных  подстанций. Выпрямительные агрегаты присоединяются к шинам первичного напряжения с помощью выключателей. На стороне постоянного тока принята  параллельная работа выпрямительных агрегатов. При нулевой схеме выпрямления  катоды всех выпрямительных агрегатов  присоединяются с помощью быстродействующих  выключателей к общей сборной  шине “плюс”, а нулевые точки  тяговых трансформаторов с помощью  разъединителей к сборной шине “минус”. К шине “плюс” также с помощью  быстродействующих выключателей подсоединяются питающие линии контактной сети, а  к шине “минус” присоединяются наглухо одна или несколько отсасывающих линий.

 
 

1.   Теоретическая часть

 

1.1 Назначение, состав и  оборудование тяговых подстанций

 

На железных дорогах России применяют системы электрической  тяги: постоянного тока с напряжением  в тяговой сети 3 кВ, однофазного  переменного тока 50 Гц напряжением 25 кВ и 2*25кВ. Преимущества электрической  тяги общеизвестны. Она позволяет  увеличить пропускную способность, повысить эффективность перевозочной работы, производительность труда и  общую культуру работы железнодорожного транспорта.

От системы электроснабжения электрических железных дорог получают питание не только движущиеся поезда, но и нетяговые потребители дорог, промышленные и сельскохозяйственные потребители районов, прилегающих  к железной дороге [1].

Система электроснабжения электрифицированной  железной дороги состоит из 2-х частей: внешней и тяговой.

Внешняя часть системы  электроснабжения включает в себя все  устройства от электростанций до линий  передачи, подводящих энергию к тяговой  подстанции.

Тяговая часть системы  электроснабжения включает в себя все  устройства от электростанций до линий  передачи, подводящих энергию к тяговой  подстанции. Тяговая часть системы  электроснабжения включает в себя тяговую  подстанцию и тяговые сети. Тяговая  сеть состоит из контактной сети, рельсовых  путей, питающих и отсасывающих линий.

Тяговая подстанция – это  электрическая установка для  преобразования электрической энергии  по напряжению, роду тока или частоте, предназначенная для питания  транспортных средств на электротяге  через контактную сеть [1].

Подстанции бывают закрытыми, открытыми и комбинированными. Комбинированные  имеют закрытую и открытую части. В закрытых помещениях устанавливают  оборудование и аппаратуру, которые  не могут обеспечить нормальную работу в условиях значительных изменений  температуры, наличия осадков и  загрязнения воздуха. На открытой части  размещают остальное оборудование [1].

Тяговые подстанции различают  по следующим признакам:

- По обслуживанию системы  элекротяги (переменного тока 25 кВ  или 2x25 кВ, постоянного тока 3,3 кВ  и стыковые);

- По значению питающего  напряжения: 6,10, 35, 110 или 220 кВ;

- По схеме присоединения  к сети внешнего электроснабжения (опорные, промежуточные, концевые.);

- По системе управления: телеуправления и нетелеуправления;

- По способу обслуживания: без дежурного персонала, с  дежурным персоналом, с дежурством  на дому;

- По типу: стационарные  и передвижные.

Электрические железные дороги являются потребителем электрической  энергии I категории, нарушение электроснабжения которого может принести значительный ущерб народному хозяйству. Потому схемы питания тяговой подстанции от энергосистемы должны обеспечивать высокую надежность и бесперебойность  электроснабжения. Для этого питающие линии секционируют выключателями, установленными на подстанции. При  повреждении какого-либо участка  линии выключатель отключается, а питание подстанции продолжается по неповрежденным линиям.

Схему электроснабжения тяговых  подстанций выполняют таким образом, чтобы обеспечить допустимый уровень  напряжения на шинах тяговых подстанций в нормальных и аварийных режимах  работы питающей сети. Для этого  через каждые 150-200 км при питании  тяговых подстанций напряжением 110 кВ сооружаются опорные подстанции. Опорные подстанции – это подстанции, к шинам которой подключают не менее 3-х питающих линий. Между опорными подстанциями к линиям подключают промежуточные  подстанции.

На части опорных тяговых  подстанции и на промежуточных подстанциях  понижающие трансформаторы 110 кВ подключают на стороне первичного напряжения при  помощи быстродействующих отделителей, дополненных на промежуточных подстанциях  короткозамыкателями. Практика эксплуатации показала недостаточно надежную работу отделителей и короткозамыкателей в районах с низкими зимними  температурами и с сильным  гололедом. В таких районах в  ряде случаев вместо отделителей  с короткозамыкателями устанавливают  масляные выключатели [3].

Оборудование тяговых  подстанций непрерывно совершенствуется. Сменилось три поколения преобразователей, осуществляющих выпрямление переменного  тока в постоянный: от машинных преобразователей незначительной мощности перешли к  ртутным, а затем и к полупроводниковым  выпрямителям. Появились мощные быстродействующие  дуговые электромагнитные включатели постоянного тока и разрядные  устройства, облегчающие отключение этими выключателями токов аварийного режима к.з.

 

1.2 Структурная схема тяговой  подстанции Долбина

 

В данном дипломном проекте  предлагается рассмотреть модернизацию тяговой промежуточной подстанции с питающим напряжением 110 кВ.

В Белгородской дистанции  электроснабжения имеется 9 тяговых  подстанций постоянного тока, 8 из которых  питаются от ЛЭП-110 кВ, в том числе  и тяговая подстанция «Долбина». Тяговая подстанция «Долбина» находится  в промежутке между подстанцией  «Черемошное» и «Дубовое» (рис.1)

 

		тяговая подстанция «Долбина»

 

 

 
 
 
 
 

Рис. 1 Схема внешнего электроснабжения тяговой подстанции «Долбина»

 

 

 

ЛЭП – 110 кВ ЛЭП – 110 кВ 

 

 

 

 

 
 
 
 
 

Рис.2 Схема внешнего электроснабжения тяговых подстанций 110 кВ.

 

Так как тяговые подстанции получают питание от двухцепной ЛЭП-110 кВ, то все транзитные подстанции включаются в рассечку каждой цепи поочередно.

На этих тяговых подстанциях  осуществляется двухступенчатая трансформация, т.е. от РУ питающего напряжения (ОРУ-110 кВ) электроэнергия поступает вначале  на понижающие трансформаторы, которые  понижают напряжение до 35 кВ и до 10 кВ. От ОРУ-35 кВ питаются нетяговые потребители, т.е. районные потребители, находящиеся  в зоне электрифицируемой линии (в пределах до 30 км в сторону от нее). От РУ-10 кВ электроэнергия поступает  на тяговые трансформаторы, понижающие напряжение до 3,02 кВ. С помощью полупроводниковых  выпрямителей ПВЭ-3 напряжение выпрямляется и подается в контактную сеть. (рис.3).

 

 

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис. 3 Структурная схема  тяговой подстанции 110 кВ.

 

В настоящее время разрастается жилой массив в районе тяговой  подстанции Долбино, увеличивается  количество энергоемких промышленных предприятий. Соответственно требуется  увеличение подводимой мощности к этим объектам.

Т.к. тяговая подстанция Долбина  была введена в эксплуатацию в 1962г., то в настоящее время требуется  замена оборудования и с учетом перспективы  развития железнодорожного транспорта, увеличение мощности необходимой на тягу и на электроснабжение железнодорожных  нетяговых потребителей и сторонних  организаций.

В связи с этим, целесообразно  произвести частичное обновление устаревшего  оборудования тяговой подстанции и  замену трансформатора ТДТНГ 15000/112/38,7/10,5 на трансформатор ТДТН 20000/112/38,7/10,5.

Учитывая данные условия, в дипломном проекте необходимо переоборудовать открытую часть  подстанции 110 кВ., подобрать и заменить устаревшее оборудование РУ-10 кВ., рассчитать релейные защиты оборудования для работы в новом режиме и т.п.

 

1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ

 

Тяговую подстанцию с первичным  напряжением 110 кВ выполняем без  сборных шин 110 кВ, с двумя перемычками: одной - рабочей, другой – ремонтной. Воздушная линия, от которой подстанция получает питание, проходит через территорию подстанции, где секционируется масляными  выключателем, огражденным с двух сторон разъединителями. Масляный выключатель  и разъединители нормально включены и образуют рабочую перемычку, которая  предназначена для транзита мощности с одного участка воздушной линии  на другой, т.е. для обеспечения транзита мощности с тяговой подстанции «Дубовое»  на тяговую подстанцию «Черемошное». Ремонтная перемычка имеет два  разъединителя без выключателя. Она предназначена для того, чтобы  не прерывать транзита мощности при  ревизиях и ремонте масляного  выключателя рабочей перемычки, поэтому она шунтирует рабочую  перемычку. Разъединители ремонтной  перемычки нормально отключены  и включаются только на время ревизии  или ремонта масляного выключателя  рабочей перемычки. Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения устанавливаются  для подключения релейной защиты линии. Линии 110 кВ присоединяют к вводам подстанции с помощью разъединителей.

На каждом вводе тяговой  подстанции устанавливаем понижающие трансформаторы. Т.к. одним из способов повышения надежности системы является резервирование, то, исходя из возможности  резервирования, устанавливаем два  понижающих трансформатора, по одному на каждом вводе. В случае выхода из строя одного трансформатора он отключается, а вместо него включается резервный. Этот способ называется резервирование замещением и широко применяется  на тяговых подстанциях.

Понижающие трансформаторы – трехобмоточные, предназначены  для питания тяговой и районной нагрузки. Они имеют одну первичную, и две вторичные обмотки. Одна вторичная обмотка, соединенная  в звезду – обмотка среднего напряжения (СН) – питает ОРУ-35 кВ, предназнаяенное  для питания районной нагрузки. Другая вторичная обмотка, соединенная  в треугольник – обмотка низкого  напряжения (НН) – питает РУ-10 кВ, предназначенное  для питания тяговых и не тяговых  потребителей.

В цепи каждого понижающего  трансформатора установлены разъединитель  и масляный выключатель. В типовых  схемах в цепи понижающего трансформатора установлены отделитель и короткозамыкатель, но они имеют следующие недостатки:

-   При недостаточной смазке, а также в зимнее время работа отделителей недостаточно надежна.

-   Параметр потока отказов больше, чем у масляных выключателей.

-   Имеют слабое усилие пружин, что сказывается на надежности работы.

-   У коротокозамыкателей часты случаи поломки винипластовых вставок изоляционных тяг, а также случаи отскакивания ножа при ударе его об упор губок. Заводом – изготовителем рекомендовано при ремонтах короткозамыкателей производить замену винипластовых вставок.

Поэтому отделители и короткозамыкатели  в цепи понижающих трансформаторов  заменяем на масляные выключатели типа ВМТ-110 – маломасляный выключатель, подстанционный, с камерным гашением дуги. Привода масляных выключателей – ППрК-1400 – привод электромагнитный. На масляном выключателе устанавливаем  трансформаторы тока – ТВТ – 110 трансформаторы тока.

Для контроля напряжения и  для подключения релейной защиты устанавливаем трансформаторы напряжения типа НКФ-110 – трансформаторы напряжения каскадные, фарфоровые.

Разрядники РВС-110 разрядник  вентильный, станционный – предназначены  для защиты изоляции оборудования подстанции от коммутационных и атмосферных  перенапряжений.

Для создания видимого разрыва  при отключении какой-нибудь части  распределительного устройства устанавливаем  разъединители РДЗ-110 разъединитель  двухколонковый с заземляющими ножами, и РДЗ-2-110 - разъединитель двухколонковый с двумя заземляющими ножами. Привода  разъединителей ПР-90 – ручные.

Для безопасности обслуживания разъединители оборудуем электромагнитной и механической блокировками.

На тяговой подстанции «Долбино» с питающим напряжением

110 кВ распределительное  устройство 10 кВ предназначено для  питания нетяговых потребителей. РУ-10 кВ выполнено в виде комплектного  распределительного устройства  наружной установки (КРУН-10кВ) КРУН-10кВ  получает питание от вторичной  обмотки понижающего трансформатора  ТМ-35/1000 по двум вводам. Напряжение 10 кВ поступает на сборные шины 10 кВ через масляный выключатель  ВМП-10, огражденный с двух сторон  пальцевыми контактами, выполняющими  роль разъединителей. Сборные шины  секционированы выключателем. Схемы  ячеек типовые.

От сборных шин 10 кВ питаются 4 нетяговых потребителя: ФПЭ Белгород, фидер №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер  №№ 1,2 РП – 10,

ФПЭ К. Лопань. Напряжение от сборных шин через масляный выключатель, трансформаторы тока поступает к  потребителям по кабелю.

Для контроля напряжения на шинах 10 кВ имеются ячейки трансформаторов  напряжения. Распределительное устройство смонтировано из комплектных камер  одностороннего обслуживания с маслянным  выключателем, ВМП-10, расположенным  на выкатной тележке. Для безопасного  обслуживания и локализации аварий корпус разделен металлическими перегородками  и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Масляные выключатели  расположены на выкатных тележках. Перемещение тележки из одного положения  в другое осуществляется при помощи рычажного механизма, управляемого съемной рукояткой. Такие распределительные  устройства обладают существенными  преимуществами: высокой надежностью, безопасностью обслуживания, взаимозаменяемостью, компактностью. Поэтому, чтобы сохранить  преимущества распредустройства, уменьшить  объем строительно-монтажных работ  и не изменять месторасположение  существующего распредустройства, в дипломном проекте при модернизации РУ-10 кВ предлагается использовать установленные  ранее ячейки КРУН – 10 кВ, с заменой  маслянных выключателей ВМГ-10 на вакуумные  выключатели ВВ/TEL-10 и добавить 4 ячейки для питания ТСН и преобразовательных агрегатов. Замена маслянных выключателей на вакуумные вызвана тем, что  масляные выключатели ВМГ-10 морально и физически устарели, поэтому  с экономической точки зрения целесообразно произвести их замену при данной реконструкции подстанции.

Полученное (модернизированное) распредустройство будет состоять из следующих элементов:

Напряжение 10 кВ поступает  со вторичной обмотки низкого  напряжения понижающего трансформатора 110/35/10, соединенной в треугольник, через вакуумный выключатель  типа BB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 на сборные шины 10 кВ, которые  состоят из двух секций, секционированных вакуумным выключателем типа BB/TEL-10.

От сборных шин 10 кВ через  вакуумные выключатели типа BB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 напряжение поступает к нетяговым  потребителям: ФПЭ Белгород, фидер  №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер №№ 1,2 РП – 10, ФПЭ К. Лопань.. Все выводы ячеек  – кабельные.

Питание трансформаторов  внутренних нужд производится аналогично фидерам нетяговых потребителей: напряжение 10 кВ от сборных шин 10 кВ через вакуумные выключатели  типа ВB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 кабелем поступает на первичную обмотку ТСН.

Питание преобразовательных агрегатов ПВЭ-5 осуществляется следующим  образом: напряжение от сборных шин 10 кВ через вакуумный выключатель  ВB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока по шинному  мосту поступает на первичную  обмотку тягового трансформатора, понижается до 3,02 кВ и со вторичной обмотки  тягового трансформатора, схема соединения которой "две обратные звезды с  уравнительным реактором", поступает  на преобразователь ПВЭ-5.

Установленные в КРУН-10 кВ вакуумные выключатели типа ВB/TEL-10 - вакуумный выключатель, подвесной - предназначенный для включения  и отключения под нагрузкой.

Трансформаторы тока типа ТПЛ-10 - трансформатор тока проходной  с литой изоляцией - предназначены  для подключения релейной защиты.

Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 - трансформатор напряжения трехфазный, с масляным охлаждением, с обмоткой для контроля изоляции сети - предназначены для контроля напряжения на сборных шинах 10 кВ.

Для безопасности обслуживания ячейки КРУН-10 кВ оборудуем заземляющими ножами и механической блокировкой.

 
 

2. Расчетная часть

 

2.1 Выбор оборудования

 

2.1.1 Выбор оборудования  ОРУ – 110 кВ

Для выбора оборудования находим  ток короткого замыкания, ударный  ток.

 

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис.5 Расчетная схема для  определения тока к.з. на стороне 110 кВ.

 

Сопротивление до точки к.з

 

X=V²_ср/S_к.з.max [6].

 

т.к. S_к.з.max=3500 МВ А (по заданию), то

 

X=115² / · 3500 = 3,78 Ом.

 

I_k=U_ном/ 3 · x=115000/ 3, 78 = 17,6 кА;[6]

 

i_y = 2,55 · I_k=2,55 · 17,6=44,88 кА;[5]

 

Выбор масляных выключателей производим по следующим характеристикам:

На ОРУ-110 устанавливаем  ВМТ-110

- По номинальному напряжению:

 

U_н ≥ U_р [5].

 

U_н=110 кВ – номинальное напряжение[3]

U_р=110 кВ – рабочее напряжение[3]

- По номинальному длительному  току:

 

I_н ≥ I_pmax[5]

 

I_н=1250 А - номинальный ток ВМТ-110[3]

 

I_pmax=K_пр · S_тп / √3 · U_н = 1,3 · 20000 / √3 ·115=130,7 А[5]

 

K_пр = 1,3 – коэффициент перспективы развития потребителей.

S_тп = 20000 кВ·А – мощность подстанции.

I_pmax – максимальный рабочий ток ВМТ-110.

- По номинальному току  отключения выключателя: I_н.откл ≥ I_к

I_н.откл =25 кА;[3]

I_к=17,6 кА;

- По электродинамической  стойкости:

 

I_пр.с ≥ I_к;

 

I_пр.с=25 кА – эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.

I_к = 17,6 кА;

i_пр.с ≥ i_к

i_пр.с = 65 кА –амплитудное значение предельного сквозного тока к.з

i_к = 44,88 кА – ударный ток к.з.

5. По термической стойкости: I²_T · t_T ≥ B_k

I_T =25 кА – предельный ток термической стойкости.

t_T=3 с – время прохождения тока термической стойкости

B_k= I²_к·(t_откл.+ Т_а), где

B_k – тепловой импульс тока к.з.

 

t_откл= t_ср+ t_рз+ t_св, где[5]

 

t_ср=0,1 с – собственное время срабатывания защиты

t_рз=2 с – время выдержки срабатывания реле

t_св=0,055 с – собственное время отключения ВМТ-110 с приводом.

 

B_k= 17,6² · (0,1+2+0,055+0,02)=668 кА² · с;

I²_T · t_T=20²·3=1200 кА²·с

 

Выбранный масляный выключатель  – ВМТ-110 соответствует всем характеристикам  условий выбора.

Выбор разъединителей производим по следующим характеристикам:

Устанавливаем на ОРУ-110 кВ разъединители  РДЗ-2-110/1000, РНДЗ-110/1000

- По номинальному напряжению: U_н ≥ U_р[5]

U_н=110 кВ;[3]

U_р=110 кВ;

- По номинальному длительному  току: I_н ≥ I_pmax[5]

I_н=1000 А

I_pmax=130,7 А

- По электродинамической  стойкости: i_пр.с ≥ i_y

i_пр.с=80 кА;

i_y=44,8 кА;

- По термической стойкости: I²_T · t_T≥ B_k

B_k=668 кА² ·с

I_T=31 кА – предельный ток термической стойкости

I²_T · t_T=31²·3=2883 кА²·с;

Выбранные разъединители  РНДЗ-110/1000, РДЗ-2-110/1000 соответствуют  всем характеристикам.

На масляных выключателях ВМТ-110 устанавливаем трансформаторы тока ТВТ-110/600/5.

Выбор трансформаторов тока проводим по следующим характеристикам:

ТВТ-110-600/5.

Для подключения релейной защиты используем отпайку 200/5.

-По номинальному напряжению: U_н ≥ U_р[5]

U_н=110 кВ;

U_р=110 кВ;

- По номинальному длительному  току: I_1н ≥ I_pmax

I_1н =200 А;

I_pmax=130,7 А;

По электродинамической  и термической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.

- По нагрузке вторичных  цепей: Z_2н ≥ Z₂

Z_2н=1,2 Ом (класс точности 10) – номинальная допустимая нагрузка вторичной обмотки трансформаторов тока ТВТ-110.

 

Z₂= Z_пр+ Z_конт+∑ Z_приб., где

 

Z₂ – вторичная нагрузка расчетная;

Z_конт =0,1 Ом – сопротивление переходных контактов;

 

Z_пр=ρ·l_расч./q_пр., где

 

ρ=1,75·10^-8 Ом·м – удельное сопротивление медных проводов;

l_расч=75 м – длина проводов для ОРУ-110 кВ;

q_пр=2,5 ·10^-6 м² – сечение медных проводов

Z_пр=1,75·10^-8·75/2,5 ·10^-6 =0,52 Ом – сопротивление проводов;

∑ Z_приб=0,5 Ом –сопротивление приборов, присоединенных к вторичной обмотке трансформаторов тока ТВТ-110

 

Z₂=0,52+0,1+0,5=1,12 Ом;

 

Выбор проводов для вводов ОРУ-110 кВ, ремонтной и рабочей  перемычек производим по следующим  характеристикам:

А-300 – провод алюминиевый  сечением 300 мм²

- По длительно допустимому  току: I_доп ≥ I_pmax[5]

 

I_доп=680 А;

I_pmax=130,7 А;[3]

 

- По термической стойкости: q≥ q_min= √B_k·10⁶/C

q = 300 мм² выбранное сечение провода А-300;

 

q_min=√688·10⁶/88 = 293,7 мм²

 

С=88 – коэффициент.

- По условию отсутствия  коронирования: 0,9 Е₀≥1,07Е

 

Е₀=30,3·m·(1+0,299/r_пр^1/2), где

 

Е₀ – максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны.

m=0,82 – коэффициент, учитывающий  шероховатость поверхности многопроволочных  проводов.

 

r_пр=1,12 – радиус провода А-300

0,9 Е₀=0,9·(30,3·0,82·(1+0,299/1,12^0,5)=28,68 кВ/см;

 

Е=0,354·U/r_пр.· l_q·D_ср/ r_пр, где

 

Е-напряженность электрического поля около поверхности провода

V-линейное напряжение;

D_ср =1,26·D – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз;