1.4 Расчет параметров короткого замыкания

Метод относительных единиц применяем для расчета точек короткого замыкания (К.З).

Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания.

По расчетной схеме (рисунок 1.1) составляем схему замещения (рисунок1.2).

Рисунок 1.1 – Расчетная схема

Рисунок 1.2 – Схема замещения.

Сопротивление энергосистемы:

где S_б– базисная мощность, принимаемая 100,МВ·А;

S_кс – мощность короткого замыкания системы, МВ·А.

Сопротивление ЛЭП:

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

l– длина линии, км;

U_ср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ.

Сопротивление трансформатора:

где – напряжение короткого замыкания трансформатора;

– номинальная мощность трансформатора.

По схеме замещения составляем схему преобразования (рисунок 1.3).

а б в

Рисунок 1.3 – Схема преобразований

Сопротивление до точки К.З. К₁⁽³⁾:

Сопротивление до точки К.З. К₂⁽³⁾:

)

X₁₃=0,11+0,656=0,76.

Базисный ток, кА:

Действующее значение тока короткого замыкания, кА:

Действующее значение тока короткого замыкания на шинах 3,3 кВ:

где – номинальный выпрямленный ток одного выпрямительного преобразователя подстанции, А;

N – количество выпрямительных преобразователей на подстанции;

-номинальная мощность всех трансформаторов выпрямительных преобразователей, МВА;

-мощность КЗ на шинах, от которых питаются трансформаторы выпрямительных преобразователей;

-напряжение КЗ этих трансформаторов, %.

Ударный ток, кА:

1.5 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Осуществляем выбор выключателя типа ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ установленного на сборных шинах 10 кВ

по роду установки – внутренний,

по конструктивному исполнению – вакуумный,

по напряжению установки:

10 кВ = 10 кВ;

по номинальному току:

630А>534,41 А.

Осуществляем проверку выключателя типа ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ установленного на сборных шинах 10 кВ:

на электродинамическую стойкость:

32кА >кА;

на термическую стойкость:

3072кА² с > 64,63 кА² с;

по номинальному току отключения:

12,5кА>кА.

Выключатели являются термически и динамически устойчивы. Результаты расчетов сведены в таблицу 1.2. Аналогично выбираем и проверяем выключатели распределительного устройства 110 кВ типа ВМТ–110Б–25/1250–УХЛ1, ВВТЭ–10–12,5/630–УХЛЗ, которые являются термически и динамически устойчивы.

Таблица 1.2 – Выключатели

Место установки	Тип	Паспортные значения						Расчетные значения
		Uном,кВ	I1ном, А	I2тtт,кА2 с	Iном.от кА	iпр.с кА	Uраб.,кВ		Iраб, А	Вк, кА2 с	Iк, кВ	iу, кА
Первичная обмотка силового трансформатора	ВМТ-110Б-25/1250- УХЛ1	110	1250	1875	25	65	110		109,2	45,434	4,56	11,628
Вторичная обмотка силового трансформатора	ВВТЭ-10-31,5/1600УХЛЗ	10	1600	468,75	12,5	32	10		1202,3	91,79	7,37	18,79
Сборные шины 10 кВ	ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ	10	630	3072	20	52	10		534,41	64,63	7,37	18,79
Первичная обмотка тягового трансформатора	ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ	10	630	468,75	12,5	32	10		–	37,47	7,37	18,79
Первичная обмотка ТСН	ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ	10	630	468,75	12,5	32	10		18,78	37,47	7,37	18,79
Фидер ПЭ	ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ	10	630	468,75	12,5	32	10		10,82	37,47	7,37	18,79
Фидера районных потребителей: 20
Спорткомплекс	ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ	10	630	468,75	12,5	32	10		102,48	37,47	7,37	18,79
Жилой посёлок	ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ	10	630	468,75	12,5	32	10		3,8	37,47	7,37	18,79
Электровозное депо	ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ	10	630	468,75	12,5	32	10		162,96	37,47	7,37	18,79
Наружное освещение	ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ	10	630	468,75	12,5	32	10		60,99	37,47	7,37	18,79
Ремонтные мастерские	ВВТЭ-10-12,5/630-УХЛЗ	10	630	468,75	12,5	32	10		66,,27	37,47	7,37	18,79
Вторичная обмотка тягового трансформатора	ВАБ 70/1–3200/30Л–УХЛ4	3,3	–	–	–	–	3,3		–	–	–	–
Фидера контактной сети	ВАБ 70–3200/30Л–УХЛ4	3,3	3200	–	–	–	3,3		2500	–	–	–

Время отключения тока кз, с:

где t_рз– собственное время срабатывания защиты (по принципиальной схеме), с;

t_ср – время выдержки срабатывания защиты, принимается 0,1, с;

t_св – собственное время отключения выключателя, с.

t_отк= 0,5 + 0,1 + 0,54 = 0,635 с.

Тепловой импульс тока короткого замыкания, кА²с:

где T_а – периодическая составляющая тока короткого замыкания, принимается 0,05 с;

В_к= 7,37²(1,14 + 0,05) = 64,63 кА ·ч.

Результаты сведены в таблицу 1.3.

Таблица1.3 – Тепловой импульс

Место установки	Iк, кА	tрз, с	tср,. с	tсв, с	Tа, с	tотк, с	Вк, кА2 с
Первичная обмотка силового трансформатора	4,56	2	0,1	0,035	0,05	2,635	45,434
Вторичная обмотка силового трансформатора	7,37	1,5	0.1	0,04	0,05	1,64	91,79
Сборные шины 10 кВ	7,37	1	0,1	0,04	0,05	1,14	64,63
Первичная обмотка тягового трансформатора	7,37	0,5	0,1	0,04	0,05	0,64	37,47
Первичная обмотка ТСН	7,37	0,5	0,1	0,04	0,05	0,64	37,47
Фидер ПЭ	7,37	0,5	0,1	0,04	0,05	0,64	37,47
Фидера районных потребителей:
Спорткомплекс	7,37	0,5	0,1	0,04	0,05	0,64	37,47
Жилой посёлок	7,37	0,5	0,1	0,04	0,05	0,64	37,47
Электровозное депо	7,37	0,5	0,1	0,04	0,05	0,64	37,47
Наружное освещение	7,37	0,5	0,1	0,04	0,05	0,64	37,47
Ремонтные мастерские	7,37	0,5	0,1	0,04	0,05	0,64	37,47

22

1.6 Выбор и проверка разъединителей

Осуществляем выбор разъединителя типа РДЗ–110/1000 НУХЛ1 установленного на ОРУ-110 кВ:

по роду установки – наружные;

по конструктивному исполнению – однополюсные с заземляющими ножами;

по напряжению установки:

110 кВ = 110 кВ;

по номинальному току:

1000А > 168 А.

Осуществляем проверку разъединителя типа РДЗ–110/1000 НУХЛ1 установленного на ОРУ–110 кВ:

на электродинамическую стойкость:

63кА>11,62 кА;

на термическую стойкость:

1875 кА² с > 45,434 кА² с.

Выбранные разъединители электродинамически и термически устойчивы.

Результаты сведены в таблицу 1.4.Аналогично выбираем разъединители установленные в ОРУ 3,3кВ .

Таблица 1.4 – Разъединители

Место установки	Тип		Паспортные значения					Расчетные значения
			Uном,кВ	Iном, А	I2тtт,кА2 с	iпр.с,кА	Uраб.,кВ		Iраб,А	Вк, кА2 с	Iк, кВ	iу, кА
Первичная обмотка силового трансформатора	РДЗ–110/1000 НУХЛ1		110	1000	1875	63	110		109,2	45,434	4,56	11,62
Вторичная обмотка силового трансформатора	РВРЗ-10/2000-1		10	2000	4000	-	10		1202,3	91,79	7,37	18,79
Сборные шины 10 кВ	РВ-10/630		10	630	1600	60	10		534,41	64,63	7,37	18,79
Первичная обмотка тягового трансформатора	РВ-10/630		10	630	1600	60	10		–	37,47	7,37	18,79
Первичная обмотка ТСН	РВ-10/630		10	630	1600	60	10		18,78	37,47	7,37	18,79
Фидер ПЭ	РВ-10/630		10	630	1600	60	10		10,82	37,47	7,37	18,79
Фидера районных потребителей
Спорткомплекс	РВ-10/630	10		630	1600	60	10		102,48	37,47	7,37	18,79
Жилой посёлок	РВ-10/630	10		630	1600	60	10		3,8	37,47	7,37	18,79
Электровозное депо	РВ-10/630	10		630	1600	60	10		162,96	37,47	7,37	18,79
Наружное освещение	РВ-10/630	10		630	1600	60	10		60,99	37,47	7,37	18,79
Ремонтные мастерские	РВ-10/630	10		630	1600	60	10		66,,27	37,47	7,37	18,79
Вторичная обмотка тягового трансформатора	РВК-10/4000	3,3					3,3		–	–	41,87	–
Фидера контактной сети	РС-3000	3,3		3000	40		3,3		2500	2,086	41,87	–

1.7 Выбор и проверка трансформаторов тока

Осуществляем выбор первичной обмотки силового трансформатора типа ТФЗМ–110 А установленного на ОРУ-110 кВ:

по номинальному напряжению:

110 кВ = 110 кВ;

по номинальному току:

150 А > 109,2 А.

Осуществляем проверку первичной обмотки силового трансформатора типа ТФЗМ–110 А установленного на ОРУ–110 кВ:

на термическую стойкость:

126,563 кА^2·с> 45,434кА^{2 ·}с;

на электродинамическую стойкость:

31,81 кА >11,6 кА;

на условие соответствия классу точности:

Класс точности трансформаторов тока должен соответствовать его назначению. Трансформаторы тока класса 0,5 применяют для присоединения расчетных счетчиков (класс точности этих счетчиков на подстанции обычно 2,0), класса –1 для присоединения приборов технического учета, класса 3 (Р) или 10- для присоединения релейной защиты.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, можно принять Z_2расчR₂, тогда:

где – сопротивление катушек всех последовательно включенных приборов, Ом;

– сопротивление переходных контактов, принимаемое 0,05 Ом при двух- трех приборах и 0,1 Ом при большом числе приборов.

Для трансформатора тока на линии районной нагрузки и вторичной обмотки трансформатора, принимаем:

Сопротивление соединительных проводов, Ом:

где p – удельное сопротивление материала провода; провода контрольных кабелей с алюминиевыми жилами(р= 2,83*10^-8 Ом*м);

l_расч – расчетная длина соединительного провода зависит отсхемы соединения трансформаторов тока с приборами, м;если не известна точная длина проводов от трансформаторов тока до приборов ее можно принять дляразных присоединений приблизительно равной от 30 до 50 м.

Сечение проводов и жил кабеля q_пр по условию механической прочности в токовых цепях не должно быть меньше 4,0*10^-6 м² для алюминиевых жил:

Подставляя данные в формулу (1.37), получаем:

1,2 Ом > 0,437 Ом.

Выбранный трансформатор является термически и динамически устойчивым, и соответствует классу точности. Аналогично выбираем трансформаторы тока ЗРУ–10 кВ типа ТПЛ–10, которые являются термически и динамически устойчивы, и соответствует классу точности. Результаты расчетов приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 – Трансформаторы тока

Место установки	Тип	Паспортные значения						Расчетные значения
		U1номТТ,кВ	I1номТТ, А			Z2ном,Ом	Uраб.,кВ		Iраб.мак, А	Вк, кА2 с	iу, кА	Z2рас, Ом
Первичная обмотка силового трансформатора	ТФЗМ-110А	110	150	126,563	31,81	1,2	110		109,2	45,434	11,62	0,437
Вторичная обмотка силового трансформатора 28	ТПЛ-10	10	2000	-	-	-	10		1202,3	91,79	18,79	0,375
Сборные шины 10 кВ	ТПЛ-10	10	600	-	-	-	10		534,41	64,63	18,79	0,375
Первичная обмотка ТСН	ТПЛ-10	10	200	324	70,711	4,0	10		18,78	37,47	18,79	0,375
Фидер ПЭ	ТПЛ-10	10	200	324	70,711	4,0	10		10,82	37,47	18,79	0,375
Фидера районных потребителей:
Спорткомплекс	ТПЛ-10	10	200	324	-	4,0	10		102,48	37,47	18,79	0,375
Жилой посёлок	ТПЛ-10	10	200	324	-	4,0	10		3,8	37,47	18,79	0,375
Электровозное депо	ТПЛ-10	10	200	324	-	4,0	10		162,96	37,47	18,79	0,375
Наружное освещение	ТПЛ-10	10	200	324	-	4,0	10		60,99	37,47	18,79	0,375
Ремонтные мастерские	ТПЛ-10	10	200	324	-	4,0	10		66,27	37,47	18,79	0,375

1.8 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Осуществляем выбор трансформатора напряжения типа НТМИ–10–66 для закрытого распределительного устройства (ЗРУ) 10 кВ:

по номинальному напряжению:

10кВ = 10 кВ.

Данный трансформатор проверяем на соответствие классу точности:

960 кВ∙А> 123,6кВ∙А.

Активные, реактивные мощности, Вт, вар. :

P_приб=1,6∙1∙1=1,6 Вт.

Q_приб=1,6∙1∙0=0 вар.

Выбираем приборы, подключаемые к трансформаторам напряжения приведенные в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Приборы подключаемые к трансформаторам напряжения

Исходные параметры							Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В∙А	cosφ	Количество,n	sinφ		Pприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1(3)	1,6	1	1	0		1,6∙1∙1=1,6	1,6∙1∙0=0
Счетчик активной энергии	ЦЭ–6805	1,0	6	1	11	0		6∙1∙11=366	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ–6811	1,0	4	1	11	0		4∙1∙11=244	0

Окончание таблицы 1.6
Реле напряжения	РН–60	1,0	4	1	3	0	4∙1∙3=12		0
Итого:								123,6		0

Результаты расчетов приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 – Трансформатор напряжения

Место установки	Тип	Паспортные значения		Расчетные значения
		U1номТН, кВ	S2ном, кВ·А	Uраб.макс,кВ	S2расч,кВ·А
ЗРУ- 10 кВ	НТМИ-10-66	10	960	10	123,6

Выбор и проверка сборных шин и присоединений распределительного устройства

Осуществляем выбор гибких проводов марки АС–95 установленных в открытом распределительном устройстве(ОРУ) 110 кВ:

По длительному допустимому току:

330 кА> 168 кА.

По термической стойкости:

где q– площадь сечения гибкого провода,мм².

Минимальное сечение, мм²:

где С – коэффициент для алюминиевых шин принимаемый равным 88;

95мм²>76.59мм²

Выбранные гибкие провода являются термически устойчивы.

Данные провода проверяем на отсутствие коронирования:

0,9Е₀ ≥ 1,07Е;

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:

(1.61)

где D – расстояние между соседними фазами, для ССШ 110кВ принимается расстояние между проводам разных фаз 300см.

Напряжённость электрического поля около поверхности провода:

где – U –линейное напряжение, приложенное к шинам, кВ;

Выбранные гибкие провода являются устойчивыми к коронированию.

Осуществляем выбор жестких шин типа А–40×5 для распределительного устройства 10 кВ:

По длительному допустимому току:

I_доп≥I_{раб.макс}; (1.63)

540кА>534,41 кА.

По термической стойкости:

q≥q_мин; (1.64)

200 мм²>129,801мм².

По электродинамической стойкости:

Момент сопротивлений при расположении:

-на ребро (рисунок 1.4)

Рисунок 1.4 – Расположение шин на изоляторе на ребро

Электродинамическая стойкость:

где l – расстояние между изоляторами, м;

a – расстояние между шинами, м;

Выбранные жесткие шины являются термически устойчивы. Аналогично

выбираем жесткие шины для распределительного устройства 10 кВ типа А–40×5, А–80×6. Все результаты сведены в таблицу 1.8.

Таблица 1.8–Проверка выбранных жестких шин и гибких проводов

34

Место установки	Паспортные значения						Расчетные значения
	Марка	Iдоп, А	q, мм2	dпр,, мм	σдоп, МПа	Iраб.макс А		Вк, кА2с	qмин, мм2	rпр, см	Dср, см	Е0, кВ/см	Е, кВ/см	0,9Е0 ≥ 1,07Е	σрасч, МПа
ОРУ-110 кВ	АС–95	330	95	11,7	–	168		45,434	76,59	0,59	378	34,6	23,69	31,212>25,344	–
Вторичная обмотка силового трансформатора	А–80×6	1320	480	–	80	1202,3		185,3	154,69	–	–	–	–	–	11,06
Сборные шины 10 кВ	А–40×5	540	200	–	80	534,41		130,5	129,8	–	–	–	–	–	9,36
Первичная обмотка ТСН	А–40×5	540	200	–	80	18,78		75,64	33,679	–	–	–	–	–	18,39
Фидер ПЭ	А–40×5	540	200		80	10,82		75,64	33,679	–	–	–	–	–	18,39
Фидера районных потребителей
Спорткомплекс	А–40×5	540	200	–	80	102,48		75,64	33,679	–	–	–	–	–	18,39
Жилой посёлок	А–40×5	540	200	–	80	3,8		75,64	33,679	–	–	–	–	–	18,39
Электровозное депо	А–40×5	540	200	–	80	162,96		75,64	33,679	–	–	–	–	–	18,39
Наружное освещение	А–40×5	540	200	–	80	60,99		75,64	33,679	–	–	–	–	–	18,39
Ремонтные мастерские	А–40×5	540	200	–	80	66,27		75,64	33,679	–	–	–	–	–	18,39

2 Технологический раздел

Название раздела

Основные сведения о профилактических испытаниях

Профилактические испытания силового трансформатора выполняют между капитальными ремонтами. Выполнение работы производиться со снятием напряжения, по наряду. На кануне необходимо дать заявку энергодиспетчеру на проведение работ. Подготовить необходимые материалы и инструменты, защитные средства, проверить их исправность и сроки испытаний. После выписки наряда производителю работ получить инструктаж от лица выдавшего наряд. Оперативному персоналу по приказу энергодиспетчера выполнить подготовку рабочего места. Произвести допуск бригады, инструктаж членам бригады, четко распределив обязанности между членами бригады. Норма времени на выполнение работы 5.84 чел./часа.

Во время испытаний измеряют сопротивление изоляции обмоток, тангенс угла диэлектрических потерь и определяют коэффициент абсорбции. Если результаты испытаний указывают на увлажнение изоляции, трансформатор сушат. Изоляцию доступных стяжных болтов и ярмовых балок испытывают переменным напряжением 1 кВ. в течение 1 мин. Нарушение изоляции этих элементов может вызвать тяжелые последствия в эксплуатации, так как ведет к образованию короткозамкнутого контура в магнитопроводе и «пожару» стали.

Измеряя сопротивление обмоток трансформатора при всех положениях переключателя ответвлений, можно обнаружить плохие контакты и обрывы в обмотке, а также проверить правильность подключения выводов обмоток к переключателю. Эту же цель преследуют, намеряя коэффициент трансформации трансформатора на всех ответвлениях. При переходе от ответвления к ответвлению сопротивление обмотки и коэффициент трансформации должны изменяться каждый раз на одинаковую величину.

Измерение тока холостого хода трансформатора позволяет обнаружить витковые замыкания в обмотках и повреждение магнитопровода. Ток холостого хода в этом случае возрастает.

При новом включении необходимо также проверить группу соединений трансформатора и произвести его фазировку. Обязательным является испытание масла из трансформатора и его маслонаполненных вводов. Состояние вводов оценивают, измеряя тангенс угла диэлектрических потерь.

Измерение тока и потерь холостого хода.

Измерение потерь холостого хода трансформаторов необходимо выполнять до испытаний, связанных с воздействием на трансформатор постоянного тока (прогрев постоянным током, измерение сопротивления обмоток, определение группы соединения), для исключения погрешностей, вызываемых влиянием остаточного намагничивания магнитопровода. Потери хх могут увеличиваться от замыкания пластин электротехнической стали вследствие неудовлетворительной изоляции между ними из-за заусенцев. При опыте хх измерением потерь могут быть выявлены дефекты изоляции витков обмоток с двумя и более параллельными проводами, при этом потери увеличиваются, а ток хх не возрастает.

В трехфазных трансформаторах можно измерять потери при трехфазном возбуждении по схеме, приведенной на рисунке.2.1:

Рисунок 2.1-Схема измерения потерь холостого хода при трехфазном возбуждении.

У трансформатора с трехстержневым магнитопроводом потери чаще всего измеряют при однофазном возбуждении, производя три опыта с поочередным замыканием накоротко одной из двух фаз и возбуждением двух других, что бы знать потери каждой фазы в отдельности, иметь возможность их сравнивать и убедиться , что трансформатор имеет правильное соотношение потерь и не имеет дефектов.

Первый опыт: возбуждаются фазы BC, закорачиваются фаза А. Второй опыт: возбуждаются фазы А С, закорачиваеться фаза B. Третий опыт: возбуждаются фазы А В, закорачивается фаза С. При этом потери, измеряемые по схемам с закорачиванием фаз А и С должны бытьпрактически равными, а измеренные по схеме с закорачиванием фазы В – больше последних примерно на 35%.

Полученные при измерениях данные при новом включении сравниваются с данными заводских испытаний, они не должны отличаться не более чем на 10% для трехфазных трансформаторов, для которых нормируется соотношение потерь, последнее не должно отличаться более чем на 5%.

Для проведения измерений хх необходимо использовать малокосинусный ваттметр класса 0,5, измерительные приборы вольтметр, амперметр, частотомер – класса 0,5 точности. При измерений потерь с помощью измерительных трансформаторов необходимы ТН и ТТ класса 0,1.

Измерение сопротивления изоляции обмоток силовых трансформаторов

Сопротивление изоляции R6o" силовых трансформаторов, имеющих параллельные ветви, производится между ветвями, если при этом параллельные ветви могут быть выделены в электрически несвязанные цепи без распайки концов. Измерение сопротивления изоляции рекомендуется производить до измерения тангенса угла диэлектрических потерь и емкости обмоток. Измерение сопротивления изоляции обмоток производится мегомметром между каждой обмоткой и корпусом (землей) и между обмотками при отсоединенных и заземленных на корпус остальных обмотках, т. е. согласно таблице 2.1.

Таблица 2.1-Измерения сопротивления изоляции обмоток трансформатора.

Обмотки, на которых производят измерения	Заземляемые части трансфрматора
Двухобмоточные трансформаторы
НН ВН (ВН+НН)*	Бак, ВН Бак, НН Бак
Трехобмоточные трансформаторы
НН СЕ ВН (ВН+СН)* (ВН+СН+НН)*	Бак, СН, ВН Бак, ВН, НН Бак, НН, СН Бак, НН Бак

* Измерение обязательно для трансформаторов мощностью не менее 16000 кВА. При измерении все выводы обмоток одного напряжения соединяются вместе. Остальные обмотки и бак трансформаторов должны быть заземлены. В начале измеряют R6o"и R15", а затем остальные характеристики трансформатора.

Рисунок 2.2-Схемы измерения сопротивления изоляции обмоток трансформатора

Проверка группы соединения обмоток трансформатора

Группы соединения обмоток проверяют при помощи поляриметра (методом постоянного тока).К выводам АВ обмотки высокого напряжения подводят постоянный ток, а к выводам (аб, бс ас- низкого напряжения) поочередно присоединяют гальванометр РА. Результаты отклонения стрелки заносят в таблицу, при этом отклонение стрелки вправо обозначают знаком

« + », а влево –«-». Такие же измерения проводят при подведенном постоянном токе к выводам ВС и АС. Сравнивают результаты измерений с данными таблиц (рисунок 2.3) и определяют группу соединения испытываемого трансформатора.

Рисунок. 2.3-Схемы соединений обмоток и таблицы для проверки группы соединений трёхфазных трансформаторов методом постоянного тока.

Состояние изоляции характеризуется не только абсолютным значением сопротивления изоляции, которое зависит от габаритов трансформаторов и применяемых в нем материалов, но и коэффициентом абсорбции (отноше­нием сопротивления изоляции, измеренного дважды - через 15 и 60 с после приложения напряжения на испытуемом объекте, R6o"и R15"). За начало отсчета допускается принимать начало вращения рукоятки мегомметра. Изме­рение сопротивления изоляции позволяет судить как о местных дефектах, так и о степени увлажнения изоляции обмоток трансформатора. Измерение сопротивления изоляции должно производиться мегомметром, имеющим напряжение не ниже 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм. На трансформаторах с высшим напряжением 10 кВ и ниже допускается измерение сопротивления изоляции производить мегомметром на 1000 В с верхним пределом измерения не ниже 1000 МОм.

Перед началом каждого измерения по рисунку 2.3 испытуемая обмотка должна быть заземлена не менее 2 мин. Сопротивление изоляции R6o"- не нормируется, и показателем в данном случае является сравнение его с данными заводских или предыдущих испытаний. Коэффициент абсорбции также не нормируется, но учитывается при комплексном рассмотрении результатов измерения. Обычно при температуре 10—30°С для неувлажненных трансформаторов он находится в следующих пределах: для трансформаторов менее 10000 кВА напряжением 35 кВ и ниже—1,3, а для трансформаторов 110 кВ и выше—1,5—2. Для трансформаторов, увлажненных или имеющих местные де

фекты в изоляции, коэффициент абсорбции приближается к 1. В связи с тем, что при приемосдаточных испытаниях приходится измерять трансформаторов при различных температурах изоляции, следует учитывать, что значение коэффициента изменяется с изменением температуры. Зависимость - показана на рис.2.4. Для сравнения сопротивления изоляции необходимо измерять при одной и той же температуре и в протоколе испытания указывать температуру, при которой проводилось измерение. При сравнении результаты измерений сопротивления изоляции при разных температурах могут быть приведены к одной температуре с учетом того, что на каждые 10 °С понижения температуры R6o" увеличивается примерно в 1,5 раза. В инструкции на этот счет даются следующие рекомендации: значение R6o" должно быть приведено к температуре измерения, указанной в заводском паспорте, оно должно быть: для трансформаторов 110 кВ—не менее 70 %, для трансформаторов 220 кВ—не менее 85 % значения, указанного в паспорте трансформатора.

Рисунок 2.4. Зависимость

Измерение сопротивления изоляции вводов с бумажно-масляной изоляцией производится мегомметром на напряжение 1000—2500 В. При этом измеряется сопротивление дополнительной изоляции вводов относительно соединительной втулки, которое должно быть не менее 1000 МОм при температуре 10—30 °С. Сопротивление основной изоляции ввода должно быть не менее 10000 МОм.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Это измерение производится для выявления дефектов в цепи обмоток, вызывающих повышение их сопротивления. Это может иметь место из-за недоброкачественной пайки или неудовлетворительного состояния контактов переключателя ответвлений и соединений в местах подключения отводов обмоток к вводам; обрыва одного или нескольких параллельных проводов в обмотках, имеющих параллельные ветви. При измерениях на месте монтажа наиболее часто выявляется неудовлетворительное состояние переключателя ответвлений. Сопротивление обмоток обычно измеряют методом моста или методом вольтметра и амперметра. Для измерения малых сопротивлений лучше пользоваться двойным мостом, например мостами типа МО-61, МО-70, МОД-61 или Р39, Р329 и др., а при их отсутствии – методом падения напряжения, т.е. методом вольтметра и амперметра. В последнем случае класс точности приборов должен быть не ниже 0,5. Ток при изменениях, как правило, не должен превышать 20% номинального во избежание дополнительного нагрева обмотки. Иногда при кратковременных измерениях (1 мин.) допускается производить измерения при значениях тока более 20% номинального. Пределы измерения приборов выбирают такими, чтобы отсчеты производились во второй половине шкалы.

При измерениях методом вольтметра и амперметра в соответствии с измеряемым сопротивлением выбирают схему измерения (рисунок 2.5). При измерении малых сопротивлений (нескольких Ом) провода цепи вольтметра присоединяют к зажимам трансформатора (рисунок 2.5, а), при измерении больших сопротивлений применяют схему (рисунок 2.5, б), при измерении сопротивления обмотки, обладающей большой индуктивностью, рекомендуется применять схему, приведенную на (рисунок 2.5, в), которая позволяет снизить время установления тока в измерительной цепи путем кратковременного формирования тока замыканием реостата кнопкой. Сопротивление реостата принимается не менее чем в 8—

Рисунок. 2.5. -Схемы измерения сопротивления обмоток трансформатора постоянному току методом падения напряжения.

10 раз больше, чем сопротивление измеряемой обмотки. Сопротивление проводов не должно превышать 0,5 % сопротивления вольтметра, Включение вольтметра производят при установившемся токе, а его отключение—до разрыва цепи тока. Должны быть приняты меры, чтобы при подключенном вольтметре не было отключения или резкого изменения тока. В противном случае происходит повреждение вольтметра высоким напряжением, наведенным в обмотке трансформатора магнитным потоком сердечника, изменяющимся вместе с током. Иногда, для того чтобы несколько уменьшить влияние индуктивности обмоток и этим сократить время неустановившегося режима, обмотки трансформатора включают встречно так, чтобы их суммарный магнитный поток был равен нулю или близок к этому. Можно также сократить время неустановившегося режима при измерении сопротивления, если вначале дать напряжение на 10—15 % больше того, которое требуется для получения нужного тока, а затем медленно уменьшать его при приближении к заданному току. После того как ток в обмотке трансформатора установится, включают вольтметр и снимают показания обоих приборов, которые записывают в протокол испытания трансформатора. В протокол также записываются температура окружающей среды, при которой производили измерение, цена деления и отводы обмоток, на которых производились измерения сопротивления.

В качестве источника тока принимается аккумуляторная батарея емкостью около 200 Ач при напряжении 4— 12 В. Выпрямительные установки — ртутные, купроксные, селеновые, германиевые, кремниевые и др. — в связи с имеющейся небольшой пульсацией тока при измерении сопротивлений со значительной индуктивностью цепей, к которым относятся обмотки трансформаторов, широкого применения не нашли. При измерении сопротивления обмоток следует проверить правильность расположения вводов на крышке трансформатора. Измерения сопротивлений производят на всех обмотках и всех ступенях регулирования.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь

Для измерения угла диэлектрических потерь (tg δ) к изоляции прикладывают переменное напряжение. При этом в изоляции возникают потери энергии, получившие название диэлектрических. Диэлектрические потери зависят от размеров и состояния изоляции и приложенного напряжения.

На рисунке 2.6 показана векторная диаграмма токов, проходящих через изоляцию при приложении к ней переменного напряжения, построенная для схемы замещения изоляции.

Рисунок 2.6 - Векторная диаграмма токов через неоднородный диэлектрик.

Для измерения tg δ применяют мосты переменного тока типов Р-5026, Р-525, Р-595, МД-16, технические данных которых приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Технические данные мостов переменного тока

Тип моста	Пределы измерений		Абсолютная ∆ и относительная δ погрешности при измерении tg δ	Габаритные размеры, мм	Масса, кг
	Емкостной С, пФ	tg δ, %
МД-16	30—400000	0,5-60	1) tgδ> 3%; δ = ± 10% 2) 0,5 ≤ tg δ ≤ 3%; ∆ = ±0,3%	283×500×290	16
Р-525	40—20 000	0,01—100	δ = ± (-(1,5 tg δ/100) + 6·105	660×400×215	25
Р-595	30—108	0,5—100	δ = ± (0,3 — 0,05 tg δ)	540×390×290	22
Р-5026	10—5·108	0,01—100	Диапазон I (10 ≤ С ≤ 1000) δ = ± (0,01 tg δ + 2·10-4) Диапазон II (10 ≤ С ≤ 105) δ = ± (0,01 tg δ + 1·10-4) Диапазон III (105 ≤ С ≤ 106) δ = ± (0,025 tg δ + 2·10-4) Диапазон IV (100 ≤ С ≤ 5·108) δ = ± (0,05 tg δ + 3·10-3)	540×380×280	22

Измерение производят по перевернутой схеме моста, которую применяют при наличии одного заземленного электрода (бак трансформатора). Принципиальная схема моста переменного тока (перевернутая) показана на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 - Принципиальная схема моста переменного тока (перевернутая).

Т — испытательный трансформатор; Сх — испытуемый объект; СN— образцовый конденсатор высокого напряжения; Г — гальванометр; R3— переменное сопротивление; R4— постоянное сопротивление; С6 — магазин емкостей; Э экран;Р—разрядник.

Результаты измерения tg δ могут быть искажены внешними токами утечки, протекающими по изоляции вводов трансформатора, и токами, наведенными находящимися в работе электроустановками. Для исключения этих влияний осуществляются экранирование измерительного устройства и проводов, протирка вводов или применение охранных колец. Оценку полученных результатов измерения tg δ изоляции обмоток производят так же, как и результатов измерения сопротивления изоляции обмоток, путем сравнения их с такими же измерениями, проведенными при изготовлении трансформатора или для трансформаторов на напряжение до 35 кВ по допустимым предельным значениям.Значенияtg δ изоляции обмоток трансформатора, измеренных при температуре заводского измерения или приведенных к этой температуре, должны быть не более 130% значений, указанных в паспорте трансформатора.

Испытание трансформаторного масла

Трансформаторное масло применяется в качестве изолирующей среды в силовых и измерительных трансформаторах, маслонаполненных вводах и выключателях.

Условия работы масла в электрооборудовании (нагревании рабочим током, действие горящей дуги, загрязнение частицами твердой волокнистой изоляции, увлажнение от соприкосновения с окружающей средой и т.п.) предъявляют к нему довольно жесткие требования.

Для испытаний пробу трансформаторного масла, находящегося в электрооборудовании, отбирают из нижней части емкости или бака оборудования, предварительно промыв маслом сливное отверстие. Посуда, в которую отбирают пробу масла, должна быть чистой и хорошо высушенной.

Минимальное пробивное напряжение масла определяют на аппарате типа АИИ-70М (рисунок 2.8) в масло пробойном сосуде со стандартным разрядником, который со стоит из двух плоских латунных электродов толщиной 8 мм с закругленными краями и диаметром 25 мм с расстоянием между электродами 2,5 мм.

Рисунок 2.8 – Аппарат для проверки минимального пробивного напряжения трансформатора масла АИИ-70М

Перед испытанием банку или бутылку с пробой масла несколько раз медленно переворачивают вверх дном, добиваясь, чтобы в масле не было пузырьков воздуха. Фарфоровый сосуд, в котором испытывают масло, вместе с электродами три раза ополаскивают маслом их пробы. Масло льют на стенки сосуда и электроды тонкой струей, чтобы не образовались воздушные пузырьки. После каждого ополаскивания масло полностью сливают.

Уровень залитого масла в сосуде должен быть на 15 мм выше верхнего края электрода. Защитному маслу в сосуд необходимо отстояться 15-20 мин. для удаления воздушных пузырьков. Повышение напряжения до пробоя производится плавно со скоростью 1-2 кВ/с. После пробоя, который отмечается искрой между электродами, напряжение снижают до нуля и вновь увеличивают до следующего пробоя. Всего производится шесть пробоев с интервалами между ними 5-10 мин. После каждого пробоя из промежутка между электродами стеклянными или металлическими чистыми стержнями помешиванием удаляют обуглероженные частицы масла. Затем жидкости дают отстояться в течение 10 мин.

Напряжение, при котором происходит первый пробой, во внимание не принимается. Пробивное напряжение трансформаторного масла определяется как среднее арифметическое значение из пяти последующих пробоев.

Фазировка силовых трансформаторов

Электрическое оборудование трехфазного тока (синхронные компенсаторы, трансформаторы, линии электропередачи) подлежит обязательной фазировке перед первым включением в сеть, а также после ремонта, при котором мог быть нарушен порядок следования и чередования фаз.

В общем случае фазировка заключается в проверке совпадения по фазе напряжения каждой из трех фаз включаемой электроустановки с соответствующими фазами напряжения сети.

Фазировка включает в себя три существенно различные операции. Первая из них состоит в проверке и сравнении порядка следования фаз включаемой электроустановки и сети. Вторая операция состоит в проверке совпадения по фазе одноименных напряжений, т. е. отсутствии между ними углового сдвига. Наконец, третья операция заключается в проверке одноименности (расцветки) фаз, соединение которых предполагается выполнить. Целью этой операции является проверка правильности соединения между собой всех элементов электроустановки, т.е. в конечном счете, правильности подвода токопроводящих частей к включающему аппарату.

Фазировка трансформаторов и линий при двойной системе шин. Этим методом фазируют трансформаторы и линии всех классов напряжения. В РУ, где обе системы шин находятся в работе, для выполнения фазировки освобождают одну систему шин, т.е. выводят ее в резерв. При включенном ши-носоединительном выключателе вольтметром проверяют совпадение фаз вторичных напряжений трансформаторов напряжений рабочей и резервной систем шин. Затем отключают шиносоединительный выключатель и снимают с его привода оперативный ток. На резервную систему шин включают цепь, фазировку которой следует произвести (рисунок. 2.9).

Рисунок 2.9 Электрическая схема фазировки силовых трансформаторов

По фазируемой цепи с противоположного конца подают напряжение и производят фазировку на выводах вторичных цепей трансформаторов напряжения рабочей и резервной систем шин. Для этого вольтметром производят шесть измерений в такой последовательности: a1-a2; a1-b2; a1-c2; b1-a2; b1-b2; b1-c2. При совпадении фаз a1 и a2, b1 и b2, c1 и c2 (нулевые показания вольтметра) фазировку заканчивают и включением шиносоединительного выключателя, защиты на котором должны находиться в положении "Отключение", сфазированную цепь включают на параллельную работу. Если при измерении напряжения между одноименными выводами будут получены не нулевые, а иные результаты, то измерения прекращают, фазируемую цепь отключают и производят пере соединение токопроводящих частей, добиваясь совпадения фаз. После этого фазировку производят заново.

Измерение потерь короткого замыкания

При опыте короткого замыкания определяются напряжение и потери короткого замыкания. Данный опыт кз предназначен для испытания трансформатора на стойкость при КЗ.

ЦЭ-39 Предписывает проводить испытания при капитальном ремонте трансформатора.

При непосредственном подключений измерительных приборов, т.е без ТТ и ТН, опыт КЗ можно производить при токах не менее 0,25 А и не более 20 А и, соответственно, при низком напряжении испытаний, при этом частота не должна отличаться от номинальной более чем на 3%. Для трехфазных двухобмоточных трансформаторов опыт короткого замыкания выполняется с замыканием накоротко всех трех фаз с низкой стороны и питанием попарно двух фаз с высокой стороны (рисунок 2.10)

Рисунок 2.10 Схемы пофазного опыта КЗ трехфазного трансформатора при малом токе.

При опыте КЗ трехфазных трансформаторов ток и напряжение КЗ определяют как среднее арифметическое показаний приборов трех фаз. Потери и напряжение КЗ, измеренные в однофазной схеме, пересчитывают на трехфазный режим. Для правильного определения необходимо знать среднюю температуру обмоток при опыте, которая при приемо-сдаточных испытаниях как правило не совпадают с температурой масла в верхних слоях. Исходными данными для определения средней температуры обмоток окончательно собранного и залитого маслом трансформатора служат результаты измерения электрического сопротивления обмоток перед сушкой активной части трансформатора, когда температура обмоток практически совпадает с температурой окружающего воздуха.

Данные опыта сравниваться с паспортным данными трансформатора и дается заключение.

При опыте КЗ могут быть выявлены недостатки или дефекты трансформатора:

1. повышенные добавочные потери и недопустимые местные нагревы от магнитных полей рассеяния в деталях активной части;

2. циркулирующие токи в параллельных ветвях обмоток;

3. повышенные добавочные потери и нагрев крышки бака или арматуры;

4. повышенные добавочные потери в многопараллельных винтовых обмотках низкого напряжения НН вследствие замыкания крайних ветвей обмоток.

3 Экономический раздел

Название из задания

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

Рабочим местом работников подстанции являются мастерская и технологическое оборудование подстанции. 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 110 кВ	- работа на открытом воздухе; - работа на высоте; - опасность поражения электрическим током; - воздействие электромагнитных полей
Закрытое распределительное устройство 10 кВ, 0,4 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, группа	Количество человек
Начальник подстанции	II	1
Старший электромеханик	II	1
Электромеханик	II	1
Электромонтер	5	1
Итого			4

Заработная плата работникам подстанции начисляется в соответствии с «Отраслевой единой тарифной сеткой». В тарифной сетке указываются часовые тарифные ставки или оклады работникам двенадцати 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 К_р равный 15%, а процент вредности для начальника подстанций и электромехаников - 8%, для электромонтеров – 24%.

Для удобства расчета годового фонда заработной платы в таблице 3.3 приведена выписка из «отраслевой единой тарифной сетки».

Таблица 3.3 – Выписка из «Отраслевой единой тарифной сетки»

Должность, профессия	Разряд, группа	Процент вред­ности, %	Часовая тарифная ставка, руб·ч	Оклад, руб
Начальник подстанции	II	8	-	23214
Старший эл.механик	II	8	-	16507
Электромеханик	II	8	-	13412
Электромонтер	5	24	68,4	-

Для того, чтобы рассчитать годовой фонд заработной платы работников подстанции необходимо вычислить несколько показателей. Их расчет приведен ниже.

Оклад с учетом условий труда у работников с почасовой оплатой труда рассчитывается как произведение часовой тарифной ставки с учетом условий труда на количество рабочих часов за месяц. Для этого принимаем для этих работников количество рабочих часов за каждый месяц равное 166, таким образом оклад с учетом условий труда рассчитывается по формуле:

О_к = С_т · п_р; (3.1)

гдеС_т – часовая тарифная савка с учетом условий труда 47,04 руб, принимаем из

таблицы 3.3;

п_р – количество рабочих часов за каждый месяц года, принимаем равное 166 ч.

О_к = 47,04 · 166 = 7808,64 руб.

Принимаем, что каждый работник подстанции каждый месяц получает премию, которая в среднем составляет от 20% до 30% и обозначим этот процент как Р, от оклада с учетом условий труда каждый месяц. Рассчитываем размер премии работников по формуле:

П = (О_к · Р) / 100; (3.2)

П = (7808,64 · 30) / 100 = 2342,59 руб.

Определим размер стимулирующих надбавок:

Н = (О_к · Т) / 100; (3.3)

где Т – размер стимулирующих надбавок для электромонтера 5 разряда,

которые составляют 20%.

Н = (7808,64 · 20) / 100 = 1030,74 руб.

Сумма оклада с учетом условий труда и премии работника составляет основную заработную плату работника и рассчитывается по формуле:

З_п = О_к + П; (3.4)

З_п= 7808,64 + 2342,59 = 10151,23 руб.

В дополнение к основной заработной плате работники получают денежную компенсацию за климатические условия региона, в котором находится подстанция. Будем считать, что проектируемая подстанция находится в Омской области, где районный коэффициент составляет 15% от основной заработной платы. Считаем размер районного коэффициента по формуле:

К_р= (З_п · 15) / 100; (3.5)

К_р= (10151,23 · 15)/100 = 1522,68 руб.

Определим размер выплаты за вредные условия труда, который составляет 24% для электромонтеров и 8% для начальника подстанции и электромехаников:

В = (О_к · Д) / 100; (3.6)

где Д – выплата за вредные условия труда, который составляет 24% для электромонтеров и 8% для начальника подстанции и электромехаников.

В = (7808,64· 24)/100 = 1874,07 руб.

Таким образом, окончательный размер заработной платы работника за один месяц складывается из суммы оклада, районного коэффициента, доплаты за вредные условия труда, стимулирующей надбавки и премий. Рассчитываем итоговую заработную плату по формуле:

И = О_к + К_р+ В + Н +П; (3.7)

И = 7808,64 + 1958,4 + 1874,07 +1030,74 + 2342,59 + = 15014,44 руб.

Рассчитаем годовой фонд заработной платы работников одной профессии по формуле:

Ф₁ = 12 · n · И ; (3.8)

где 12 – число месяцев в году;

n – количество работников одной профессии на подстанции принимается из таблицы 3.2;

И – итоговая заработная плата одного работника данной проффсии за один месяц работы, руб.

Ф₁ = 12 · 1 · 15014,44 = 180173,28 руб.

Таким образом, для расчета общего годового фонда заработной платы необходимо суммировать годовой фонд заработной платы каждой профессии, представленной на подстанции. Расчет производим по формуле:

Ф_общ = ΣФ₁, руб · год. (3.9)

Ф_общ = 4100520 + 291579,6 + 236909,52 + 180173,28 = 11187114,4 руб.

Все расчеты по приведенным выше формулам для каждой профессии занесены в таблицу 3.4.

Для полной выплаты заработной платы всем работникам проектируемой подстанции со штатом в 4 человека требуется - 1118714,4рублей.

Таблица 3.4 – Годовой фонд заработной платы работников проектируемой подстанции

Наименование должности	Разряд, группа	Количество	Тарифный коэффициент	Часовая тарифная ставка, руб ч	Оклад, руб.	Доплата за вредные условия труда, руб	Стимулирующие надбавки, руб	Премия, руб.	Доплата с учетом районного коэффициента, руб.	Итого за месяц, руб.	Итого за год, руб.
Начальник подстанции	II	1	-	-	23214	1857,12	-	4642,80	4457,08	34171	410052,00
Старший эл.механик	II	1	-	-	16507	1320,56	-	3301,40	3169,34	24298,30	291579,60
Электромеханик 53	II	1	-	-	13412	1072,96	-	2682,40	2575,1	19742,46	236909,52
Электромонтер	5	1	1,73	68,4	-	1874,07	1030,74	2342,59	1958,4	15014,44	180173,28
Итого												1118714,40