79899

Транзитная подстанция переменного тока

Дипломная

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

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.

Русский

2015-02-15

1.24 MB

14 чел.

Содержание

Введение…………………………………………..........................................

7

1 Теоретический раздел………………………………………….................

8

1.1 Выбор однолинейной схемы………………...…………………………

8

1.2 Расчет мощности подстанции………………………………………….

10

1.3 Расчет максимальных рабочих токов …………………………………

12

1.4 Расчет параметров короткого замыкания……………………………

13

1.5 Выбор и проверка высоковольтных выключателей……………..…...

18

1.6 Выбор и проверка разъединителей …………..……………………….

22

1.7 Выбор и проверка трансформаторов напряжения……………………

25

1.8 Выбор и проверка трансформаторов тока………….…………………

27

1.9 Выбор и проверка гибких проводов и жестких шин …………..…….

29

2 Технологический раздел………………………………………….............

31

Исследование элегазовых выключателей…………………………

3 Экономический раздел…………………………………………................

41

Определение эксплуатационных расходов на содержание подстанции

41

4 Охрана труда и безопасность движения………………………………...

44

Техника безопасности при работах в электроустановках…………….

44

Заключение………………………………………….....................................

47

Библиографический список…………………………………………...........

48

Приложение А Данные для расчета теоретического раздела

Приложение Б Уменьшенная копия документов………………………...

        Электрическая схема проверки сопротивления

        контактов постоянному току………………………………..лист Б1

        Электрические схемы испытаний силовых частей

        выключателей………………………………………………...лист Б2

Демонстрационные листы:

Однолинейная схема тяговой подстанции……………….…… лист 1

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 Выбор однолинейной схемы

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

Однолинейная схема состоит из 3 распределительных устройств: ОРУ – 220 кВ, ОРУ – 27,5 кВ, ЗРУ – 10 кВ (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.

Рисунок 1.1 – Принципиальная схема

1.2 Расчет мощности 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 φ:

где   - коэффициент мощности;

Максимальная реактивная мощность районного потребителя:  

,                                              (1.4)

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

Низшего 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:

                                    (1.15)

Полная мощность транзитной тяговой подстанции:

                (1.16)

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

1.3 Расчет максимальных рабочих токов

Максимальный рабочий ток ввода ЛЭП:

                                      (1.17)

Максимально рабочий ток ремонтной перемычки:

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

Максимальный рабочий ток на первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора:

1.19)

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 параметров 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 высоковольтных 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:

                                    (1.39)

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:

                                      (1.40)

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

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

- на электродинамическую стойкость:

                                                       (1.41)

65кА >6,138кА;

- на термическую стойкость:

;                                                 (1.42)

1875>16,261.

- по номинальному току отключения:

                                                 (1.43)

,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

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

20

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

Окончание таблицы 1.3 – Выключатели

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


21

1.6 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:

;                                                           (1.47)

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 1.4 – 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

34

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


1.7 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220:

- по номинальному напряжению:

Расчетная активная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

                               (1.49)

.

Расчетная реактивной мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

                               (1.50)

.

Расчетная мощность прибора:

                                  (1.51)

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

cosφ

Ко-личе-ство

sinφ

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

cosφ

Ко-личе-ство

sinφ

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

cosφ

Ко-личе-ство

sinφ

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 трансформаторов тока

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

TG245:

-по номинальному напряжению:

U1ном.ттUраб;                                                    (1.53)

-по номинальному току:

I1ном.ттIраб.макс;                                                (1.54)

Проверяем трансформатор типа ТТГ-35

-на термическую стойкость:

                                          (1.55)

где      – ток термической стойкости, кА

По электродинамической стойкости:

                                                        (1.56)

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

 

2 Технологический раздел

Исследование 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;

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.

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

Определяемые характеристики при испытаниях

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)

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.  

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.

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.

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.

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.

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.

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).

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.

Порядок проведения испытаний и измерений. 

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 других заземленных фазах.

Выключатель включается, все фазы заземляются, к одной фазе выключателя подключается мегаомметр. Заземление с этой фазы выключателя снимается, производится измерение сопротивления изоляции. Затем заземление восстанавливается, мегаомметр переключается на другую фазу выключателя. Производятся аналогичные операции для всех фаз последовательно.

Всё время проведения измерений выключатель остаётся включенным.

Сопротивление изоляции электромагнитов управления производят в зависимости от внутренней схемы привода выключателя. Измерение производится относительно земли на одном из полюсов электромагнитов (электромагнита), при этом целостность катушки проверяется отдельно путём измерения сопротивления омметром (или другим способом).

Проверка проводится на элегазовых выключателях оснащённых электромагнитным и пружинным приводом.

Проверка срабатывания выключателя при пониженном напряжении производится в следующем порядке:

– производится оценка потребляемой мощности электромагнита по параметрам измеренного сопротивления катушки;

–в соответствии с потребляемой мощностью подбирается автотрансформатор (ЛАТР) для регулирования напряжения и выпрямительное устройство;

– вторичные цепи выключателя отделяются от вторичных цепей ячейки (схемы вторичных соединений для выключателей на ОРУ);

– собирается схема (лист 2) и производится пробное включение (отключение) выключателя.

Включение в цепь электромагнитов управления активного сопротивления неприемлемо, так как в первоначальный момент за счёт индуктивности катушки на неё будет приложено полное напряжение оперативного тока.

С помощью ЛАТРа напряжение снижается до уровня 0,75Uном для электромагнитов выключателей, работающих на постоянном токе, и 0,65Uном для электромагнитов выключателей, работающих на переменном токе. При включении выключателя напряжение на зажимах ЭМУ снизится до требуемой величины за счёт падения напряжения в схеме испытательной установки.

Испытательная установка подключается непосредственно на контакты промежуточного реле управления электромагнитом включения выключателя. При этом необходимо проверить, что штатное питание с этих зажимов отключено.

Для электромагнита отключения необходимо выделить цепь из общей схемы РЗА для включения испытательной установки.

При наличии в схеме оперативного тока аккумуляторной батареи данное испытание можно произвести без применения ЛАТРа и выпрямительного блока. Для этого питание испытательной схемы подают от соответствующего количества аккумуляторов батареи.

Рисунок 2.2 – Проверка минимального напряжения срабатывания ЭМУ при условии, что выключатель оснащен электромагнитным приводом.

Проверка состояния контактов выключателя.

Измерение производится непосредственно на камере – измеряется сопротивление контактов самого выключателя.

Измеренное сопротивление сравнивается с нормируемыми значениями и на результатах сравнения оценивается состояние контактной системы выключателя (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 – Измерение сопротивления основных контактов

Проверка временных характеристик выключателей.

Данная проверка производится при номинальном напряжении оперативного тока.

Используя секундомер, который подключают на силовые контакты выключателя, засекают время включения выключателя после подачи сигнала от ключа. При этом ключ должен одновременно подать сигнал на пуск секундомера и на включения выключателя. Аналогичное испытание производится на отключение выключателя (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 – Измерение сопротивления контактов выкатного элемента и контактов ячейки

1– неподвижная часть; 2 – выкатной элемент; 3 – отсек релейной защиты контроля, управления и цепей вторичной коммутации.

Обработка данных, полученных при испытаниях

Первичные записи рабочей тетради должны содержать следующие данные:

– дату измерений;

– температуру, влажность и давление;

– температуру выключателей;

– наименование, тип, заводской номер выключателя (и выкатного элемента, если есть);

 – номинальные данные объекта испытаний;

– результаты испытаний;

 – результаты внешнего осмотра;

– используемую схему.

Данные полученные при измерении сопротивлении полюсов выключателей постоянному току следует сравнивать с заводскими данными на данный выключатель.  

Все данные испытаний сравниваются с требованиями НТД и на основании сравнения выдаётся заключение о пригодности электродвигателя к эксплуатации.

3 Экономический раздел

Расчет годовых эксплуатационных расходов на содержание подстанции

Численность работников подстанции формируется в соответствии с «Едиными отраслевыми нормативами численности работников хозяйства электроснабжения».

Рабочим местом работников подстанции являются мастерская и технологическое оборудование подстанции. Работники должны обеспечиваться удобной летней и зимней спецодеждой, обувью, отвечающим требованиям безопасности и промсанитарии. Работник подстанции подвергается на рабочем месте различным факторам, которые сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1– Характеристика рабочего места работника подстанции

Зона работ

Характеристика

Открытое распределительное устройство 220 кВ

- работа на открытом воздухе;

- работа на высоте;

- опасность поражения электрическим током;

- воздействие электромагнитных полей.

Закрытое распределительное устройство 27,5кВ, 10 кВ

- работа на высоте;

- опасность поражения электрическим током;

- воздействие электромагнитных полей.

Аккумуляторная

- химическое воздействие.

В соответствии со всеми требованиями, предъявляемыми к работнику подстанции и условиями труда формируется штат работников, его состав представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Штатное расписание подстанции

Наименование должности, профессии

Разряд

Количество человек

Начальник подстанции

13

1

Старший электромеханик

10

1

Электромеханик по ремонту

8

1

Электромонтер

5

2

Итого

5

Заработная плата работникам подстанции начисляется в соответствии с «Отраслевой единой тарифной сеткой». В тарифной сетке указываются часовые тарифные ставки или оклады работникам восемнадцати разрядов, установленных для железнодорожного транспорта и условия работы.

Тарифный коэффициент, присвоенный каждому разряду, показывает, во сколько уровень оплаты выше уровня оплаты простейших работ, отнесенных к первому разряду. В тарифной сетке также учитываются условия труда. Для проектируемой подстанции принимаем районный коэффициент Кр равный 15%, а процент вредности - 8%.

Для того чтобы рассчитать годовой фонд заработной платы работников подстанции необходимо вычислить несколько показателей. Их расчет приведен ниже (на примере электромонтера).

Для расчета оклада необходимо, часовую тарифную ставку умножить на среднемесячную норму часов за месяц:

Ок = 64,08·168=10765,44 руб .                                 (3.1)

Вредные условия труда рассчитывают по формуле:

Вр.Усл.Тр. =( Ок·8%)+Ок ,                                        (3.2)

Вр.Усл.Тр.=(10765,44·8%)+10765,44=11626,68руб.

Стимулирующие надбавки считаются по формуле:

Ст.над.= 0,2 · Ок,                                          (3.3)     

Ст.над. = 0,2· 10765,44=2153,08 руб.

Премия считается аналогично.

Районный коэффициент рассчитывается по формуле:

Р.к = (Вр.Усл.Тр + Ст.над.+ Премия)0,15,                    (3.4)

Р.к = (11626,68+2153,08+2153,08)0,15=2386,93руб.

Итого за месяц:

Итого = Р.к+Зпл,                                             (3.5)

Итого =2389,93+15932,84=18322,77 руб.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.3.


Таблица 3.3 – Расчет заработной платы работников тяговой подстанции

Должность

Разряд

Количество

Часовая тарифная ставка (руб.)

Оклад (руб.)

Вредные условия труда

(руб.)

Стимулирующие надбавки

(руб.)

Премия

(руб.)

Районыый коэф-т

(руб.)

Итого за месяц

(руб.)

Начальник ЭЧЭ

12

1

-

30411,61

0,00

0,00

6082,32

5474,08

41968,02

Ст.Элекромеханик

10

1

-

17467,66

1397,41

3493,32

3493,32

3877,76

29729,47

Электромеханик по ремонту

8

1

-

12560,67

1004,85

2512,13

2512,13

2788,34

21377,27

Электромонтер

3

2

 64,08

10765,44

861,24

2153,08

2153,08

2386,96

36645,54


Расчет фонда оплаты труда тяговой подстанции определяем по формуле:

                                      (3.2)

где  - основной фонд оплаты труда;

       - дополнительный фонд оплаты труда.       

Основной фонд оплаты труда определяем по формуле:

                                                (3.8)

Дополнительный фонд оплаты труда определяется по формуле

                                          (3.4)

Расчет средней заработной платы работников

 

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

                                                        (3.5)


4 Охрана труда и безопасность движения

Техника безопасности при работах в электроустановках

Проведение испытаний оборудования и измерений. Испытания с подачей повышенного напряжения от постороннего источника тока

Испытания проводятся бригадой в составе не менее 2 человек, из которых производитель работ должен иметь группу IV, а остальные - III. В состав комиссии должен быть включен специалист по испытаниям оборудования, имеющий группу V – в электроустановках напряжением выше 1000 В и IV – в электроустановках напряжением до 1000 В. Испытания может выполнять лишь персонал, прошедший специальную проверку знания схем и правил проведения испытаний. Указанную проверку производят одновременно с общей проверкой знаний настоящего Положения в те же сроки и в той же комиссии с включением в ее состав специалиста, имеющего право на испытания оборудования. Работники, допущенные к проведению испытаний, должны иметь отметку об этом в удостоверении.

Испытания в установках выше 1000 В выполняются по наряду. Допуск на проведение испытаний производится только после удаления с рабочих мест других бригад, работающих на подлежащем испытанию оборудовании, и сдачи ими нарядов.

Если испытания повышенным напряжением должны быть проведены в процессе ремонтных работ, выполняемые по наряду, то на время испытаний работы должны быть прекращены, бригада удалена, в таблице наряда «Ежедневный допуск к работе и ее окончание» оформлен перерыв. Испытания должны проводиться по отдельному наряду. По окончании испытаний и закрытии наряда по их проведению, ремонтные работы могут быть продолжены по основному наряду после оформления допуска в таблице «Ежедневный допуск к работе и ее окончание».

В состав бригады, проводящей испытания, могут быть включены лица из ремонтного персонала с группой II для выполнения подготовительных работ и охраны испытываемого оборудования. До начала испытаний производитель работ должен проинструктировать этих работников о мерах безопасности при испытаниях.

Проведение испытаний оговаривается в наряде в строке "Поручается".

При сборке испытательной цепи прежде всего заземляется испытательная установка проводом сечением не менее 10 мм2 и, если требуется, корпус испытываемого оборудования. Перед присоединением испытательной установки к сети 380/220 В на вывод высокого напряжения установки накладывается заземление, сечение которого должно быть не менее 4 мм2.

Сборка цепи испытания оборудования производится персоналом

проводящим испытания. Производитель работ перед началом испытаний обязан проверить правильность сборки цепи и надежность рабочих и защитных заземлений.

Снимать наложенные в электроустановке заземления, препятствующие проведению испытаний,  и накладывать их снова можно

только по указанию лица, руководящего испытанием в соответствии с

п. 4.3.5.12. и 4.3.5.13. настоящей Инструкции после заземления вывода высокого напряжения испытательной установки.

Место испытаний, испытываемое оборудование и соединительные провода ограждает персонал, производящий испытания.

В качестве ограждений применяют щиты, барьеры, канаты с подвешенными на них плакатами "Испытание. Опасно Для жизни". При необходимости выставляется охрана из числа проинструктированных  и введенных в наряд лиц с группой II. Члены бригады, несущие охрану, размещаются вне ограждения.

Производитель работ должен убедиться в том, что лица, назначенные для охраны, извещены о начале испытаний и находятся на месте, покинуть которое они могут только по разрешению производителя работ.

При размещении испытательной установки и испытываемого оборудования в разных помещениях или на разных участках РУ разрешается пребывание членов бригады с группой III, ведущих наблюдение за состоянием изоляции, отдельно от производителя работ. Эти члены бригады должны получить перед началом испытаний необходимый инструктаж от производителя работ и находиться вне ограждения.

При испытаниях кабеля, если противоположный конец его расположен в запертой камере, ячейке РУ или в помещении, на дверях или ограждении вывешивают плакат "Испытание. Опасно для жизни". Если эти двери и ограждение не заперты, либо испытанию подвергается ремонтируемый кабель с разделанными на трассе концами, то помимо вывешивания плакатов у дверей, ограждений, у разделанных концов кабеля выставляют охрану из включенных в наряд лиц с группой II.

Испытательная установка присоединяется к сети напряжением 380/220 В через коммутационный аппарат с видимым разрывом цепи или через штепсельную вилку, расположенные на месте управления установкой.

Испытательная установка должна иметь раздельную световую сигнализацию о включении сетевого и испытательного напряжения. Присоединять соединительный провод к испытываемому оборудованию или к кабелю и отсоединять его разрешается по указанию лица, производящего  испытание, и только после их заземления.

Перед началом высоковольтных испытаний следует проверить изоляцию испытательной установки, для чего на холостом ходу надо подать на время 3-5 с напряжение, равное испытательному.

Необходимо также проверить работу защиты, для чего на вывод установки завешивают заземление и поднимают напряжение – установка должна отключиться.

Перед подачей испытательного напряжения на испытываемую установку производитель работ обязан:

а) проверить, все ли члены бригады находятся на указанных им местах и удалены ли посторонние лица;

б) предупредить бригаду о подаче напряжения, убедившись в отсутствии членов бригады на испытываемом оборудовании, снять заземление с вывода испытательной установки, после чего подать на нее напряжение 380/220 В.

С момента снятия заземления вся испытательная установка, включая испытываемое оборудование и соединительные провода, считается находящейся под напряжением и производить какие-либо присоединения в испытательной схеме и на испытываемом оборудовании запрещается.

После окончания испытаний производитель работ  должен снизить напряжение испытательной установки до нуля, отключить ее от сети 380/220 В, заземлить (или дать распоряжение о заземлении) вывод установки и сообщить об этом бригаде. Только после этого можно пересоединять провода от испытательной установки или в случае полного окончания испытания отсоединять их и снимать ограждения.

До испытания изоляции КЛ и ВЛ, а также после него необходимо разрядить кабель и линию на землю через добавочное сопротивление, наложить заземление и убедиться в полном отсутствии заряда. Только после этого разрешается снять плакаты. При снятии заряда необходимо пользоваться диэлектрическими перчатками, защитными очками и стоять на изолирующем основании.

При высоковольтных испытаниях средств защиты в действующих электроустановках работа оформляется нарядом. Указанная работа относится к выполняемым без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них. В таблице наряда «Меры по подготовке рабочих мест» наряда в левой части указывается высоковольтная испытательная установка, в правой наложение заземлений на высоковольтный ввод. В строке «Отдельные указания» должно быть записано разрешение на снятие заземления с высоковольтного вывода на время испытания.

Если устройство для испытаний находится за постоянным ограждением и оборудовано блокировкой, препятствующей проникновению к оборудованию, находящемуся под испытательным напряжением, или, если применяется заводская испытательная установка, то работа выполняется в 1 лицо с группой IV по распоряжению в порядке текущей эксплуатации.

Заключение

В данном дипломном проекте представлена транзитная подстанция переменного тока, которая снабжена современным оборудованием.

Для проектирования данной подстанции рассчитывали максимальные рабочие токи. Эти значения необходимы для определения допустимых токов токоведущих частей и номинальных токов электрического оборудования подстанции.

Расчет параметров цепи короткого замыкания необходим для проверки выбранного оборудования подстанции по режиму короткого замыкания на термическую  и электродинамическую стойкость. Расчет выполняют, используя  базисный метод. Сделав расчет, получили ток короткого замыкания Iк1= 2,728 кА  для распределительного устройства 220 кВ, и для распределительного устройства 27,5 кВ Iк2= 7,68 кА.

После расчета токов короткого замыкания  выбирали оборудование. Выбор аппаратуры  заключается в сравнении рабочего напряжения и рабочего максимального тока с номинальными параметрами выбираемого аппарата.

Для распределительного устройства 220 кВ  выбраны шины типа АС, трансформаторы тока серии TG, выключатели серии ВМТ, разъединители серии РГ.

Для распределительного устройства 27,5 кВ выбрали трансформаторы напряжения серии НКФ, трансформаторы тока серии ТФЗМ, выключатели серии ВВФ.

Была рассчитана средняя заработная плата работников ЭЧЭ

ЗсрЭЧЭ=30613,99


Библиографический список

Основные источники:  в основную учебники а не методички

1 Петров Е.Б. Электрические подстанции: Методическое пособие по дипломному и курсовому проектированию. М. :Маршрут, 2010. 246с.

2 Гринберг-Басин М.М. Тяговые подстанции: Пособие по дипломному проектированию; Учебное пособие для техникумов ж.-д. трансп.М.: Транспорт,2009.168 с.

3 Правила устройства электроустановок. 7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2011. 512 с.

Дополнительные источники

1 Бей Ю.М., Мамошин Р.Р., Пупынин В.Н., Шалимов М.Г. Тяговые подстанции/ Учебник для вузов ж.-д. транспорта. М.: Транспорт,1986 319 с.

2. Инструкция по безопасности при эксплуатации электроустановок тяговых подстанций и районов электроснабжения железных дорог ОАО «РЖД», 2008. 191 с.

3  Распоряжение начальника дороги №13Р от 11 февраля 2009 о введение часовых тарифных ставок.

4 Почаевец В.С. Электрические подстанции: Учеб. для техникумов и колледжей ж.-д. трансп. М.: Желдориздат, 2009.512 с.

5 Корнеева Л.К., Рожкова Л.Д. Учебное пособие. Электрооборудование электростанций и подстанций (примеры расчетов, задачи, справочные данные) Практикум. Иваново.: МЗЭТ ГОУ СПО ИЭК, 2006.222 с.

Приложение А

(справочное)

Исходные данные

Таблица А.1 – Исходные данные для проектирования тяговой подстанции

Наименование

Параметр

Длина воздушных линий, км:

l1

50

l2

61

l3

54

l4

51

l5

59

Мощность короткого замыкания на шине вторичного напряжения 220 кВ районной подстанции РП-1 Sкс1, МВ∙А

3750

Ток наиболее загруженного плеча питания, А

660

Ток наименее загруженного плеча питания, А

580

Тип трансформатора собственных нужд

ТМ- 400 /35

Максимальные рабочие токи фидеров контактной сети, А:

первый

600

второй  

650

третий

700

четвертый

800

Мощность фидера два провода – рельс, кВ∙А

380

Таблица А.2 – Характеристика районных потребителей

Наименование

Наименование потребителя

Вокзал

Жилой

поселок

Напряжение, кВ

10

10

Установленная  мощность потребителя, кВт

2990

215

Коэффициент спроса

0,55

0,9

Коэффициент мощности

0,93

0,9


Приложение Б

(Уменьшенная копия документов)

Электрическая схема проверки сопротивления контактов переменному току

Лист Б1

Электрическая схема испытаний силовых частей выключателя

Лист Б2


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

4925. Основные свойства элемента управления MSFIexGrid 553.5 KB
  Цель работы Изучить основные свойства элемента управления MSFIexGrid (сетки) и способы использования ее для вывода информации. Задание 1 1. Разработайте форму для ввода данных в выделенную ячейку и исследуйте свойства сетки MSFIexGrid. 2. Составьте ...
4926. Дополнительные элементы управления для разработки интерфейса пользователя 813.5 KB
  Цель работы Приобрести навыки в использовании дополнительных элементов управления для разработки интерфейса пользователя. Задание Разработайте форму для демонстрации графиков элементарных функций. Форма должна позволять выводить на экран графи...
4927. Работа с файлами в среде Visual Basic 211.5 KB
  Работа с файлами в VB. Цель работы Приобрести практические навыки в работе с файлами последовательного доступа и использовании стандартных окон Windows. Задание Разработайте и отладьте базу данных Склад с использованием файла последо...
4928. Товарищество собственников жилья как наиболее выгодный с экономической точки зрения способ управления домом. 206.66 KB
  Товарищество собственников жилья как наиболее выгодный с экономической точки зрения способ управления домом. Существует несколько форм управления многоквартирным домом, это: 1. прямое или непосредственное управление 2. управление управляющей организ...
4929. Проектирование оборудования для дозирования и взвешивания компонентов шихты 94.24 KB
  Проектирование оборудования для дозирования и взвешивания компонентов шихты Цель работы: Изучение оборудования для дозирования и взвешивания компонентов шихты, расчет их основных параметров Оборудование: Макеты весодозатора и конвейерных весов. Общ...
4930. Проектирование оборудования для дробления, сушки и помола добавок 668.73 KB
  Проектирование оборудования для дробления, сушки и помола добавок Цель работы: Изучение оборудования для дробления, сушки и помола добавок, расчет их основных параметров. Оборудование: Макеты молотковой, зубчатой дробилки, барабанной сушилки и шаров...
4931. Русская тяжеловозная порода лошадей 894 KB
  Русская тяжеловозная порода В последние десятилетия для тяжеловозного коннозаводства наступили трудные времена. И почти все проблемы возникли из-за сложившейся в стране экономической ситуации. Тяжеловоз всегда был недорогой лошадью. Раньше, при соц...
4932. Основы теории управления. Конспект лекций 1.92 MB
  Основы теории управления Введение Сигналы управления и возмущения в общем случае могут быть не детерминированные, а случайные, поэтому приходиться прибегать к статистическим методам исследования систем автоматического управления (САУ). Кроме того, ч...
4933. Комплексные системы управления качеством продукции 161 KB
  Успех организации в значительной степени определяется качеством товаром и услуг. Для достижения успеха в своей деятельности организация должна обеспечить конкурентоспособное качество и конкурентоспособную цену. Качество продукции представляет...