Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Теоретический раздел

1.1 Описание схемы электрических соединений

1.2 Мощность подстанции

1.3 Максимальные рабочие токи

1.4 Расчет токов короткого замыкания

1.5 Выбор и проверка выключателей

1.6 Выбор и проверка сборочных шин и присоединение распределительного устройства

1.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

1.8 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

1.9 Выбор и проверка разъединителей

2. Технологический раздел

2.1 Область применения элегазовых выключателей

2.2 Объект испытания

2.3 Определяемые характеристики при испытаниях

2.3.1 Сопротивление изоляции

2.3.2 Проверка минимального напряжения срабатывания электромагнитов управления

2.3.3 Проверка состояния контактов выключателей

2.3.4 Контроль наличия утечек элегаза

2.3.5 Проверка временных характеристик выключателей

2.3.6 Испытание конденсаторов делителей напряжения

2.3.7 Проверка соосности контактов выключателя и контактов ячейки

2.3.8 Проверка характеристик контактов выкатного элемента и ячейки

2.3.9 Средства измерений

2.4 Порядок проведения испытаний и измерений

2.4.1 Измерение сопротивления изоляции

2.4.2 Проверка срабатывания выключателя при пониженном напряжении производится в следующем порядке

2.4.3 Проверка состояния контактов выключателя

2.4.4 Проверка временных характеристик выключателей

2.4.5 Обработка данных, полученных при испытаниях

3. Экономический раздел

3.1 Расчет годовых эксплуатационных расходов на содержание подстанции

4. Охрана труда и безопасность движения

4.1 Техника безопасности при работах в электроустановках

Заключение

Библиографический список



Введение

Электрификация железных дорог России началась 75 лет назад с участка пригородного движения Москва - Мытищи протяженностью 17,8 км. Первый электропоезд с пассажирами прошел по нему 29 августа 1929 Г., а официальное открытие состоялось 15 октября того же года.

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».

Внедрению электрической тяги, безусловно, способствовало бурное развитие электроэнергетики страны. По производству электроэнергии СССР уже в 1935 г. вышел на второе место в Европе и на третье в мире, а в 1947 г. - на первое в Европе и второе в мире, уступая лишь США. В 1975 г. производство электроэнергии в стране превысило 1 трлн. кВт,ч. Росла и доля выработки электроэнергии электростанциями без затрат органического топлива (гидро- и атомные электростанции).

Система постоянного тока получила широкое применение для электрической тяги в городском и промышленном электротранспорте, а также для железнодорожного транспорта на первом этапе его электрификации из-за значительных преимуществ двигателей постоянного тока с последовательным возбуждением по тяговым и скоростным характеристикам. Современный уровень техники позволяет изготовлять тяговые двигатели на напряжение до 1650 В.

Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим

сооружением (электроустановкой), оснащенной мощной современной силовой ( трансформаторы), коммутационной (выключатели, разъединители) и вспомогательной аппаратурой. Насыщенность тяговых подстанций разнообразной по назначению аппаратурой существенно выше, чем равных по мощности и классу первичного питающего напряжения подстанций энергосистем. Это объясняется многофункциональностью тяговых подстанций - от них получают питание не только электрические поезда, но также районные и нетяговые потребители железных дорог.

Тяговая подстанция постоянного тока получает питание по 2 линиям на отпайках и через три распределительных устройства РУ-110, 10, 3,3 кВ. Через РУ-110 кВ напряжение подается на два главных понижающих трансформатора, которые понижают напряжение до 10 кВ и служащие для питания преобразовательных агрегатов, обеспечивающие электроэнергию электроподвижному составу. От РУ-3,3 кВ осуществляется электроснабжение участка железной дороги по фидерам контактной сети



1. Теоретический раздел

1.1 Описание схемы электрических соединений

Однолинейная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части спроектированной подстанции. От этой схемы зависят надежность электрооборудования потребителей, ремонтоспособность, удобство технического обслуживания и безопасность персонала, рациональность размещения электрооборудования.

Однолинейная схема состоит из 3 распределительных устройств: ОРУ - 220 кВ, ОРУ - 27,5 кВ, ЗРУ - 10 кВ (рисунок 1.1).

Питание распределительного устройства 220 кВ на трансформаторы поступает по линиям электропередачи по вводам W1, W2, на которых установлены разъединители типа РГ - 220/1000 УХЛ1. Между вводами выполняется перемычка с двумя разъединителями. На первичной стороне трансформаторов также установлены разъединители, такие же как на вводах. Встроенные трансформаторы тока необходимы для подключения амперметра и релейных защит. Наличие перемычки с разъединителем. имеющим дистанционное управление, позволяет обеспечит питание любого трансформатора по любому вводу или двух трансформаторов по одному вводу. Второй разъединитель перемычки с ручным приводом используется при ремонте для создания видимого разрыва цепи, трансформатор остается в работе, получая электроэнергию по вводу W2.

Распределительное устройство 27,5кВ включает в себя сборные шины, вводы от обмоток 27,5 кВ главных понижающих (тяговых) трансформаторов, фидеры контактной сети и ДПР, трансформаторы собственных нужд.

Шины 27,5 кВ состоят из проводов фаз А и В, секционированных разъединителями, которые нормально включены. Секционирование сборных шин 27,5 кВ двумя разъединителями обеспечивает безопасное выполнение работ и на секциях шин. Фаза С представляет собой рельс уложенный в земле, так называемый рельс земляной фазы, который соединен с контуром заземления подстанции, рельсом подъездного пути, отсасывающей линией и тяговым рельсом.

Питающие линии контактной сети (фидеры) присоединяют к фазе А и В согласно фазировке станции и прилегающих перегонов. Для замены любого фидерного выключателя при выводе его в ремонт или аварийном режиме в схеме ,ОРУ 27,5 кВ предусмотрена запасная шина, которая может получить питание через запасной выключатель от фазы А и В сборных шин.

На тяговых подстанциях ЗРУ - 10 кВ может получать питание от одного понижающего трансформатора при включенном секционном выключателе.

Для ЗРУ - 10 кВ предусматривается установка выключателей.

Все отходящие линии 10 кВ имеют защиту замыкания на землю, для питания которой предусмотрен трансформатор тока.

Распределительное устройство 3,3 кВ.

Схема РУ--З,З кВ выполняется с рабочей (РШ), запас (Зап) и минусовой (МШ) шинами. Рабочая и запасная шины состоят из трех секций, минусовая -- не секционируется. К первой секции присоединяется преобразовательный агрегат ПА1 и питающие линии(фидеры) контактной сети Ф1 и Ф2. К третьей секции подключаются второй преобразовательный агрегат ПА2 и третий фидер контактной сети Ф3. Ко второй секции подключен разрядник, запасной выключатель и сглаживающее устройство. От минусовой шины отходит рельсовый фидер РФ, называемый также отсасывающей линией, так как по ток возвращается на подстанцию из тягового рельса. Секционирование рабочей и запасной шины двумя разъединителями и позволяет поочередно выводить в ремонт первую и третью секции без полного отключения РУ-3,3 кВ.



Рисунок 1.1 - Принципиальная схема

1.2 Мощность подстанции

Мощность нетяговых потребителей

Максимально активная мощность потребителя:

где Руст - установившаяся мощность потребителя, кВт;

Кс - коэффициент спроса;

Рмакс1=2990·0,55=1644,5 кВт;

Рмакс2=215·0,3=64,5 кВт.

Сумма максимально активных мощностей активных подстанций:

Тангенс угла ц:



где - коэффициент мощности;

Максимальная реактивная мощность районного потребителя:

,

квар;

квар.

Сумма максимальных реактивных мощностей районного потребителя:

Максимальная полная мощность всех районных потребителей:

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

Рпер - переменные потери в стали трансформатора, принимаемые 2%.



Мощность на тягу поездов

Мощность тяговой нагрузки:

где I'д - наибольшее загруженное плечо питания, А;

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

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

Полная расчетная мощность подстанции

Полная расчетная мощность подстанции:

где мощность нетяговых железнодорожных потребителей на электрифицированной дороге переменного тока, питающейся по линии «два провода - рельс» (по заданию), кВ·А;

мощность собственных нужд (определяется по маркировки трансформатора собственных нужд), кВ·А;

коэффициент разновременности максимальных нагрузок, принимаемый 0,95;

.

Максимальная полная мощность подстанции:



Выбор мощности главного понижающего трансформатора

Мощность главного понижающего трансформатора:

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

количество главных трансформаторов, принимаемое равным 2;

Таблица 1.1 - Электрическая характеристика масляного трансформатора

Тип	Номинальная мощность, кВА	Номинальное напряжение обмоток	Напряжение короткого замыкания	Схема и группа соединения обмоток
		Высшего напряжения	Среднего напряжения	Назшего напряжения
ТДТНЖ-40000/220УХЛ1	40000	230	27,5	11	-	12,5	22	Y*/?-?- 11-11

Условия выбора главного понижающего трансформатора ТДТНЖ 40000/220:



гденоминальные параметры главного понижающего трансформатора;

40000 кВ·А > 35773,36 кВ·А;

230 кВ > 220 кВ;

27,5 кВ = 27,5 кВ;

11 кВ > 10 кВ.

Полная мощность подстанции

Сумма мощностей подстанции питающихся через шины проектируемой транзитной подстанции:

Полная мощность транзитной тяговой подстанции:

где k'p - коэффициент разновременности максимальных нагрузок проектируемой и соседних подстанции, для двухпутных участков принимаемый 0,75;



1.3 Максимальные рабочие токи

Максимальный рабочий ток ввода ЛЭП:

Максимально рабочий ток ремонтной перемычки:

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

Максимальный рабочий ток на первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора:

Максимальный рабочий ток на вторичной обмотке среднего напряжения силового трансформатора:



Максимальный рабочий ток на вторичной обмотке низкого напряжения силового трансформатора:

Максимальный рабочий ток сборных шин 10 кВ:

где kрн2 - коэффициент распределения нагрузки на шинах среднего или низкого напряжения, равный 0,5 при числе присоединений пять и более, 0,7 - при меньшем числе присоединений.

Максимальный рабочий ток сборных шин 27,5 кВ:

Максимальный рабочий ток линий районного потребителя:



где kпр - коэффициент перспективы, принимаемый 1,5;

Максимально рабочий ток первичной обмотке ТСН:

Максимальный рабочий ток ДПР:

1.4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания выполняется на основе расчетной схемы (рисунок 1.2)

Рисунок 1.2 - Расчетная схема

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

Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания выполняется по схеме замещения(рисунок 1.3)

Рисунок 1.3 - Схема замещения

Сопротивление системы:

где Sб - базисная мощность, МВ•А;

Sкс - мощность короткого замыкания системы, МВ•А;

Сопротивление линии:

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

l - длина линии, км;

Х0 - индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км;

Сопротивление трансформатора:

где uк% - напряжение короткого замыкания трансформатора, %

Для расчета точек короткого замыкания используется схема преобразования(рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Схема преобразования

Расчет параметров цепи короткого замыкания

Относительное базисное сопротивление до точки :



Базисный ток:

Действующее значение тока короткого замыкания:

Действующее значение тока короткого замыкания для ОРУ-27.5кВ:



Ударный ток:

1.5 Выбор и проверка выключателей

Выбираем выключатель установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора типа ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1

- по роду установки: наружная;

- по конструктивному исполнению: маломасляные;

- по напряжению установки:

- по номинальному току:

Время отключения тока короткого замыкания:



где - собственное время срабатывания защиты (по принципиальной схеме (рисунок 1.1)), с;

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

- собственное время отключения выключателя;

Тепловой импульс тока короткого замыкания:

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

Проверяем выключатель типа ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1:

- на электродинамическую стойкость:

65кА >6,138кА;

- на термическую стойкость:

;

1875>16,261.

- по номинальному току отключения:



,728кА.

Данные по проверке и выбору ВМТ-220Б-25/125-УХЛ1 сведены в таблицах 1.2, 1.3. Данный выключатель является электродинамическим и термически стойким.

Аналогично выбираем и проверяем выключатели установленные в ОРУ-220кВ, ОРУ-27,5кВ, ЗРУ-10кВ.

Таблица1.2 - Тепловой импульс

Место установки
Вводы ЛЭП	2,73	0,5	0,1	0,035	0,05	0,635	5,098
Ремонтная перемычка	2,73	0,5	0,1	0,035	0,05	0,635	5,098
Рабочая перемычка	2,73	0,5	0,1	0,035	0,05	0,635	5,098
Обмотка высшего напряжения силового трансформатора	2,73	2	0,1	0,035	0,05	2,135	16,261
Обмотка среднего напряжения силового трансформатора	7,68	1,5	0,1	0,050	0,05	1,65	100,270
Первичная обмотка ТСН	7,68	1	0,1	0,050	0,05	1,15	70,780
Фидер ДПР	7,68	1	0,1	0,050	0,05	1,15	70,780
Фидера контактной сети 1	7,68	0	0,1	0,050	0,05	0,15	11,796
Фидера контактной сети 2	7,68	0	0,1	0,050	0,05	0,15	11,796
Фидера контактной сети 3	7,68	0	0,1	0,050	0,05	0,15	11,796
Фидера контактной сети 4	7,68	0	0,1	0,050	0,05	0,15	11,796
Обмотка низкого напряжения силового трансформатора	14,98	1,5	0,1	0,055	0,05	1,66	383,72
Окончание таблицы 1.2- Тепловой импульс
Сборные шины 10 кВ	14,98	1	0,1	0,055	0,05	1,16	271,52
Фидера районных потребителей:	-	-	-	-	-	-	-
Вокзал	14,98	0,5	0,1	0,055	0,05	0,66	159,324
Жилой поселок	14,98	0,5	0,1	0,055	0,05	0,66	159,324

Таблица 1.3 - Выключатели

Место установки	Тип	кВ		I2тtт, кА2·с	Iном.откл, кА	Iпр.с, кА	Bк, кА2·с	Iк, кА	iу, кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Рабочая перемычка	ВМТ-220Б-25/125-УХЛ1			1875	25	65	5,098	2,73	6,14
Обмотка высшего напряжения	ВМТ-220Б-25/125-УХЛ1			1875	25	65	12,539	2,73	6,14
Обмотка среднего напряжения	ВВФ-35-25/1200-УХЛ1			1200	25	50	100,270	7,68	17,28
Первичная обмотка ТСН	ВБЭТ-35-25/630-УХЛ1			-	25	-	70,780	7,68	17,28
Фидер ДПР	ВБЭТ-35-25/630-УХЛ1			-	25	-	70,780	7,68	17,28
Фидер контактной сети1	ВВФ-27,5-20/1200-УХЛ1			1200	20	45	11,769	7,68	17,28
Фидер контактной сети2	ВВФ-27,5-20/1200-УХЛ1			1200	20	45	11,769	7,68	17,28
Фидер контактной сети3	ВВФ-27,5-20/1200-УХЛ1			1200	20	45	11,769	7,68	17,28
Фидер контактной сети4	ВВФ-27,5-20/1200-УХЛ1			1200	20	45	11,769	7,68	17,28
Обмотка низкого напряжения	ВВЭ-10-31,5/3150-УХЛ3			2982	31,53	31,5	383,725	14,98	33,70
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сборные шины 10 кВ	ВВТЭ-10-31,5/630-УХЛЗ			2982	31,53	31,5	271,524	14,98	33,70
Фидера район. потребителей	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Жилой поселок	ВВЭ-10-31,5/630-УХЛ3			997	31,53	31,5	159,324	14,98	33,70
Вагонное депо	ВВЭ-10-31,5/630-УХЛ3			997	31,53	31,5	159,324	14,98	33,70

1.6 Выбор и проверка сборочных шин и присоединение распределительного устройства

Выбираем гибкие провода установленные в ОРУ-220 кВ

-по длительно допустимому току:

где - - допустимый ток,А

690кА>419,89кА.

-по термической стойкости:

где q- площадь сечения гибкого провода,мм2

300мм2>26,66мм2.

Минимальное сечение, мм2:

где С - коэффициент для алюминиевых шин принимаемый равным 88

2.

Проверяем гибки провода АС-300:

- по отсутствию коронирования:

-радиус провода:

где - - диаметр провода, мм

,

Максимальное значение начальной критической напряжённости электрического поля, при котором возникает разряд виде короны:

,

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

,

При горизонтальном расположении среднее геометрическое расстояние между проводами фаз:



(1.49)

где - D - расстояние между соседними фазами, для ССШ 220кВ принимается расстояние между проводам разных фаз 400см

,

Напряжённость электрического поля около поверхности провода:

,

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

,

Данные гибкие провода АС-300 являются термически стойкими и проходят по условию проверки отсутствия коронирования. Все расчёты и паспортные значения для ОРУ-220 кВ гибких проводов АС-300 сведены в таблице 1.4. Аналогично проверяем гибки провода для ОРУ-27,5кВ, ЗРУ-10кВ которые являются термически стойкими (данные сведены в таблице 1.4). Выбираем жесткие шины типа А-100Ч8установленные во вторичной обмотке низкого напряжения силового трансформатора:

-по длительно допустимому току:

m

где - - допустимый ток,А



3640кА>3002,3кА.

-по термической стойкости:

,

где - q- площадь сечения гибкого провода,мм2

800мм2>222,6мм2.

Минимальное сечение, мм2:

,

где С - коэффициент для алюминиевых шин принимаемый равным 88

2.

Проверяем жесткие шины марки А-100Ч8

- по электродинамической стойкости

m

m

W=

W=

Момент сопротивлений при расположении:

-на ребро(рисунок 1.4)

W=

W=

Рисунок 1.4 - Расположение шин на изоляторе на ребро

Электродинамическая стойкость:

,

где l - расстояние между изоляторами,м;

a - расстояние между шинами,м;

,

Данные гибкие провода А-8Ч100 являются термически и электродинамически стойкими. Все расчёты и паспортные значения для ОРУ-10 кВ жестких шин сведены в таблице1.4.

Аналогично выбираем и проверяем жесткие шины, установленные в ЗРУ-10кВ(таблица 1.4), которые являются термически и электродинамические стойкими.

Таблица 1.4 - Проверка выбранных гибких проводов и жестких шин

Место установки	Марка			dпр, мм	Вк, кА2•с	rпр, см			Dср, см	МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
ОРУ-220кВ	АС-300			24,4	5,089	1,22			504	-
Обмотка среднего напряжения	2АС-185			19,1	10,27	0,96	-	-	-	-
Первичная обмотка ТСН	АС-120			15,3	70,78	0,77	-	-	-	-
Фидер ДПР	АС-120			15,3	70,78	0,77	-	-	-	-
Фидер контактной сети1	2АС-300			24,4	11,796	1,22	-	-	-	-
Фидер контактной сети2	2АС-400			27,8	11,796	13,9	-	-	-	-
Фидер контактной сети3	2АС-400			27,8	11,796	13,9	-	-	-	-
Фидер контактной сети4	2АС-400			27,8	11,796	13,9	-	-	-	-
Обмотка низкого напряжения	А-100Ч8			-	383,725	-	-	-	-
Сборные шины	А-40Ч5			-	271,524	-	-	-	-
Фидера район. потребителей	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Вагонное депо	А-40Ч4			-	159,324	-	-	-	-
Жилой поселок	А-40Ч4			-	159,324	-	-	-	-

1.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220:

- по номинальному напряжению:

,

,

Расчетная активная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

,

,

,

,

.

Расчетная реактивной мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

,

,

,

.

Расчетная мощность прибора:



,

Проверяем трансформатор напряжения НКФ-220 на соответствие классу точности:

,

,

Трансформатор напряжения типа НКФ-220 соответствует своему классу точности.

Приборы подключенные к трансформатору напряжения приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Приборы подключенные к трансформатору напряжения 220кВ

Исходные параметры	Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В•А	cosц	Ко-личе-ство	sinц	Рприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1 (3)	1,6	1	1	0	1,6	0
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6805	1,0	6	1	3	0	18	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ-6811	1,0	4	1	3	0	12	0
Реле напряжения	РН-60	1,0	4	1	3	0	12	0
ИТОГО:	43,6	0

Аналогично выбираем и проверяем трансформаторы напряжения

ОРУ-27,5кВ, ЗРУ-10кВ.

Таблица 1.6 - Приборы подключенные к трансформатору напряжения 35кВ

Исходные параметры	Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В•А	cosц	Ко-личе-ство	sinц	Рприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1 (3)	1,6	1	1	0	1,6	0
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6805	1,0	6	1	6	0	36	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ-6811	1,0	4	1	6	0	24	0
Реле напряжения	РН-60	1,0	4	1	3	0	12	0
ИТОГО:	73,6	0

Таблица 1.7- Приборы подключенные к трансформатору напряжения 10 кВ

Исходные параметры	Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В•А	cosц	Ко-личе-ство	sinц	Рприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1 (3)	1,6	1	1	0	1,6	0
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6805	1,0	6	1	4	0	24	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ-6811	1,0	4	1	4	0	16	0
Реле напряжения	РН-60	1,0	4	1	3	0	12	0
ИТОГО:	53,6	0



1.8 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Выбираем измерительный трансформатор ТТ установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора типа

TG245:

-по номинальному напряжению:

U1ном.ттUраб;

,

-по номинальному току:

I1ном.ттIраб.макс;

,

Проверяем трансформатор типа ТТГ-35

-на термическую стойкость:

,

где - ток термической стойкости, кА

,

По электродинамической стойкости:

,

где -ток электродинамической стойкости, кА



,

Данный трансформатор тока типа TG245 является термически и электродинамически стойким.

Аналогично выбираем трансформаторы тока для распределительных устройств 220, 27,5 и 10 кВ. Результаты сведены в таблице 1.8.

Данные трансформатора тока являются термически и электродинамически стойкими.

Таблица 1.8 - Электрические характеристики трансформаторов тока

Место установки	Тип трансформатора тока	кВ		, кА	, кА	Bк, кА2·с	iу, кА
1	2	3	4	5	6	7	8
Рабочая перемычка	TG245			31,5	80	5,098	6,14
Обмотка высшего напряжения	TG245			31,5	80	5,098	6,14
Обмотка среднего напряжения	ТФЗМ-35А			9506,25	45000	10,270	17,28
Первичная обмотка ТСН	ТТГ-35			22,5	57	70,780	17,28
Фидер ДПР	ТТГ-35			22,5	57	70,780	17,28
Фидер контактной сети1	ТТГ-35			37	94	11,769	17,28
Фидер контактной сети2	ТТГ-35			37	94	11,769	17,28
Фидер контактной сети3	ТТГ-35			37	94	11,769	17,28
Фидер контактной сети4	ТТГ-35			37	94	11,769	17,28
Обмотка низкого напряжения	ТПШЛ-10			78400	-	383,725	33,70
Сборные шины 10 кВ	ТПОЛ-10			40	102	271,524	33,70
Фидера район. потребителей	-	-	-	-	-	-	-
Жилой поселок	ТПОЛ-10			40	102	159,324	33,70
Вагонное депо	ТПОЛ-10			40	102	159,324	33,70

1.9 Выбор и проверка разъединителей

Выбираем высоковольтный выключатель установленный в первичной обмотке высшего силового трансформатора типа РГ-220/1000УХЛ1

-по напряжению установки:

,

220кВ=220кВ.

-по номинальному току:

,

,

Проверка разъединителя первичной обмотки высшего силового трансформатора:

-на электродинамическую стойкость:



,

,

-на термическую стойкость:

;,

,

Данный разъединитель типа РГ-220/1000УХЛ1 установленный на первичной обмотке высшего силового трансформатора является электродинамически и термически стойким. Данные расчёта этого разъединителя сведены в таблице 1.9.

Аналогично выбираем разъединители установленные в ОРУ-220кВ, ОРУ-27,5кВ (результаты сведены в таблице 1.9).

Таблица 1.9 - Разъединители

Место установки	Тип			I2тtт, кА2·с	Iпр.с, кА	Bк, кА2·с	Iк, кА	iу, кА
Рабочая перемычка	РГ-220/1000УХЛ1			2976,8	80	5,098	2,73	6,14
Обмотка высшего напряжения	РГ-220/1000УХЛ1			2976,8	80	5,098	2,73	6,14
Обмотка среднего напряжения	РДЗ-35. IV/2000УХЛ1			2976,8	80	100,270	7,68	17,28
Первичная обмотка ТСН	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	70,780	7,68	17,28
Фидер ДПР	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	70,780	7,68	17,28
Фидер контактной сети1	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	11,769	7,68	17,28
Фидер контактной сети2	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	11,769	7,68	17,28
Фидер контактной сети3	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	11,769	7,68	17,28
Фидер контактной сети4	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	11,769	7,68	17,28



2. Технологический раздел

2.1 Область применения элегазовых выключателей

Рекомендации настоящей методики распространяются на проведение испытаний элегазовых выключателей всех напряжений, с различными видами приводов как отдельно, так и совместно с другими элементами электроустановок (с изоляторами выкатных элементов КРУ, проходными изоляторами ячеек и пунктов секционирования).

Элегазовые выключатели предназначены для частых коммутационных операций в цепях переменного тока различного напряжения. На практике широкое распространение получили элегазовые выключатели на номинальное напряжение 6 - 10кВ (номинальные токи 630, 1000, 1250, 2500 и 3100А, при номинальном токе отключения до 25кА и более), а также элегазовые выключатели на номинальное напряжение 35 и 110 - 220кВ (номинальные токи 2500А при номинальном токе отключения до 40кА и более в зависимости от конструкции выключателя).

В элегазовых выключателях основные и дугогасительные контакты силовой цепи находятся в среде элегаза. Подробнее о том, что такое элегаз будет сказано ниже. Принципиальное отличие элегазовых выключателей от выключателей других типов - гашение дуги в среде элегаза.

Гашение дуги производится потоком элегаза, который создаётся за счёт перепада давления от тепловой энергии дуги и за счёт конструкции поршневого привода. Поршневой тип конструкции дугогасительных устройств выключателя позволяет произвести эффективное гашение дуги, причём чем выше отключаемый ток, тем больше энергия дуги и, соответственно, выше давление в дугогасительной камере - соответственно происходит более быстрое гашение дуги.

Основными достоинствами элегазовых выключателей можно считать:

1. Высокую износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения. Срок службы современных элегазовых выключателей без проведения ремонта составляет от 10 до 20 лет (в этом промежутке проводятся только профилактические испытания и инструментальный контроль). Коммутационная способность элегазовых выключателей типа LF ограничивается суммарным отключенным током короткого замыкания в 30000кА.

2. Резкое снижение эксплуатационных затрат по сравнению с маломасляными выключателями. Обслуживание элегазовых выключателей сводится к смазке механизма и привода, проверке износа контактов по меткам или путём замеров 1 раз в 5 лет или через 5 - 10 тысяч циклов.

3. Полную взрыво- и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах (ограничение только по материалам, применяемым в конструкции привода).

4. Широкий диапазон температур окружающей среды, в которой возможна работа элегазового выключателя (выключатели специального исполнения могут работать при температурах ниже 50оС без устройств подогрева); чистота, удобство обслуживания, обусловленные отсутствием выброса масла, газов при отключении токов КЗ; отсутствие загрязнения окружающей среды; электрический трансформатор ток провод

5. Быстрое гашение дуги в элегазе;

6. Высокую химическую стабильность элегаза.

Недостатки элегазовых выключателей определить практически невозможно, единственное отрицательное свойство - возможность отравления людей обслуживающего персонала) самим элегазом, при условии попадания в лёгкие достаточного количества этого газа. Хотя сам по себе элегаз инертен, но его отравляющее действие связано с тем, что попадая в лёгкие он заполняет их и не вытесняется воздухом (масса элегаза больше массы воздуха). Данное опасение на современном этапе развития элегазовых выключателей не актуально, поскольку количество газа в единице оборудования очень мало. 

2.2 Объект испытания

Объектом испытания в элегазовых выключателях является, прежде всего, фазная изоляция выключателей, состояние самих камер (испытание на разрыв), состояние контактов выключателей как основных, так и дугогасительных, временные характеристики выключателей, и, при испытании выключателей на выкатном элементе (тележке), соосность входа выключателей на тележке с приёмными элементами ячейки КРУ, глубина входа и равномерность входа по фазам, а также состояние контактов ячейки и выключателя. Последние испытания обычно проводятся именно для выкатного элемента ячейки, а не для элегазового выключателя.

Объём испытаний элегазовых выключателей:

- измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления (К);

- измерение сопротивления изоляции силовых частей выключателей

- испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты (К, Т);

- испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты вторичных цепей и электромагнитов управления (К);

- проверка минимального напряжения срабатывания электромагнитов управления (К);

- проверка состояния контактов выключателя (измерение сопротивления главной цепи) (К, М);

- измерение сопротивления обмоток электромагнитов управления и добавочных сопротивлений в их цепи (при наличии) (К, Т);

- контроль наличия утечек элегаза (К, Т);

- испытание конденсаторов делителей напряжения (при наличии) (К);

- проверка содержания влаги в элегазе (К);

- проверка временных (при необходимости и скоростных) характеристик выключателей (К);

- испытание встроенных трансформаторов тока (при наличии) (К, Т);

- тепловизионный контроль (М).

Объём испытаний выключателей совместно с выкатным элементом КРУ:

-измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления (К);

- измерение сопротивления изоляции силовых частей выключателей (К);

- испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты (К, Т);

- испытание изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления (К);

- проверка минимального напряжения срабатывания электромагнитов управления (К);

- проверка состояния контактов выключателя (измерение сопротивления главной цепи) (К, М);

- измерение сопротивления обмоток электромагнитов управления и добавочных сопротивлений в их цепи (при наличии) (К, Т);

- контроль наличия утечек элегаза (К, Т);

- испытание конденсаторов делителей напряжения (при наличии) (К);

- проверка содержания влаги в элегазе (К);

- проверка временных (при необходимости и скоростных) характеристик выключателей (К);

- испытание встроенных трансформаторов тока (при наличии) (К, Т);

- тепловизионный контроль (М);

- проверка соосности контактов выключателя и контактов ячейки (К);

- проверка характеристик контактов выкатного элемента и ячейки при вкатывании.

Примечание: К - капитальный ремонт, испытание при приёмке в эксплуатацию; М - межремонтные испытания 

2.3 Определяемые характеристики при испытаниях

2.3.1 Сопротивление изоляции

В процессе эксплуатации измерения проводятся на элегазовых выключателях 6-10кВ - при ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены, проверка изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления может проводится совместно с проверкой устройств релейной защиты. Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее значений, приведённых в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Допустимые сопротивления изоляции

Класс напряжения, кВ	Допустимые сопротивления изоляции, МОм
	Основная изоляция	Вторичные цепи и электромагниты управления
3-10	300	1 (1)
15-150	1000	1 (1)
220	3000	1 (1)

2.3.2 Проверка минимального напряжения срабатывания электромагнитов управления

Проверка минимального напряжения срабатывания электромагнитов управления производится перед вводом в эксплуатацию выключателя, а также при капитальном ремонте (через 10 лет эксплуатации). Срок капитального ремонта выключателя необходимо устанавливать на основании рекомендаций завода-изготовителя.

Электромагниты управления должны срабатывать при напряжении:

- включения - 0,7Uном (при питании привода от сети постоянного тока) и 0,6 Uном (при питании привода от переменного тока);

- отключения - 0,7Uном (при питании привода от сети постоянного тока) и 0,6 Uном (при питании привода от переменного тока).

Испытание проводится при взведённой включающей пружине привода (если привод выключателя пружинный). Напряжение на электромагниты подаётся толчком.

2.3.3 Проверка состояния контактов выключателей

Проверка состояния контактов выключателей производится перед вводом в эксплуатацию и в дальнейшем через пять лет эксплуатации и при капитальном ремонте выключателя. Срок капитального ремонта выключателя необходимо устанавливать на основании рекомендаций завода-изготовителя.

Состояние контактов определяют путём измерения сопротивления постоянному току полюсов выключателей, внешнему осмотру контакты не подвергаются - элегазовый выключатель разбирать запрещается. Сопротивление постоянному току каждого полюса выключателя должно быть не более нормируемого в технической документации на соответствующее оборудование.

Измерение производится как можно ближе к контактам самого выключателя. Данное условие позволяет оценить состояние именно контактов выключателя, исключая при измерении контактные соединения например, розеточных групп выкатного элемента, или контактные соединения измерительных трансформаторов тока и ошиновки распределительных устройств.

2.3.4 Контроль наличия утечек элегаза

В настоящее время все элегазовые выключатели оснащаются устройствами контроля давления элегаза внутри камеры. Эти устройства могут различаться по конструкции и соответственно могут обеспечивать либо визуальное отображение давления (манометры), либо обеспечивают контроль давления с выводом сигнала (датчики давления). И в том и в другом случае контроль наличия утечки элегаза проводится по показаниям (или по отсутствию сигнала с датчика) контрольных приборов выключателя.

Контроль давления элегаза по показаниям контрольно-измерительных приборов должен проводиться постоянно. Если эти устройства оборудованы контактами сигнализации, то эти контакты должны быть включены в общую систему сигнализации распределительного устройства.

2.3.5 Проверка временных характеристик выключателей

Проверка временных характеристик выключателей производится перед вводом в эксплуатацию и в дальнейшем через пять лет эксплуатации, а также при капитальном ремонте выключателя. Срок капитального ремонта выключателя необходимо устанавливать на основании рекомендаций завода-изготовителя.

Проверка временных характеристик элегазовых выключателей производится при номинальном напряжении оперативного тока. Временные параметры включения и отключения выключателей должны соответствовать паспортным данным на конкретный тип выключателей.

Ориентировочно время включения элегазового выключателя колеблется в пределах 0,05 -0,08 секунд, время отключения - в пределах 0,05 - 0,07 секунд.

2.3.6 Испытание конденсаторов делителей напряжения

Испытание конденсаторов делителей напряжения проводится при вводе в эксплуатацию выключателей и при их капитальном ремонте. При наличии данных устройств в выключателе необходимо произвести замер ёмкости конденсатора. Значение ёмкости должно соответствовать паспортным значениям. Испытание производится перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте выключателя.

2.3.7 Проверка соосности контактов выключателя и контактов ячейки

Данный вид испытаний проводится при вводе в эксплуатацию распределительного устройства с элегазовыми выключателями, и в дальнейшем по мере необходимости - если есть подозрение в нарушении соосности или износе направляющих ячейки.

Соосность определяется после вкатывания тележки выкатного элемента на штатное место в инструментов и приспособлений, одновременно определяется глубина входа подвижных контактов на неподвижные и равномерность этой этого входа по отношению к соседним фазам выключателя.

2.3.8 Проверка характеристик контактов выкатного элемента и ячейки

Данный вид проверки производится для определения состояния контактных соединений в ячейке КРУ. Этот вид проверки позволяет удостоверится в надёжности и качестве контактного соединения между выкатным элементом и неподвижными контактами ячейки КРУ. Применение данного вида замеров целесообразно наряду с определением соосности контактов и глубины их соприкосновения.

Значение сопротивлений контактов постоянному току элементов КРУ приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Допустимые значения сопротивлений постоянному току элементов КРУ.

Измеряемый элемент	Номинальный ток контактов (А)	Сопротивление (мкОм)
Втычные контакты первичной цепи	400	75
	630	60
	1000	50
	1600	40
	2000 и более	33

Эти измерения проводятся только в том случае, если позволяет конструкция распределительного устройства (можно добраться до контактов ячейки при вкаченном положении выключателя).

2.3.9 Средства измерений

Измерение сопротивления изоляции производят мегаомметрами на напряжение 2500В.

Измерение сопротивления постоянному току полюсов выключателей производится мостами постоянного тока (например Р 333), которые позволяют произвести замеры с точностью до 0,001 Ом, микроомметрами типа Ф4104-М1. При отсутствии данных приборов возможно использовать метод амперметра - вольтметра с источником постоянного тока, который может обеспечить достаточный ток для проведения данных испытаний.

2.4 Порядок проведения испытаний и измерений

2.4.1 Измерение сопротивления изоляции

Измерение сопротивления силовых частей выключателей производится по схеме, представленной на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Измерение сопротивления изоляции элегазового выключателя на выкатном элементе.

Измерение производится относительно земли (заземлённого корпуса выключателя, выкатного элемента) и двух друг...