Тяговая подстанция

метки: Подстанция, Тяговый, Трансформатор, Напряжение, Схема, Номинальный, Активный, Определение

Современные тяговые подстанции электрифицированных железных дорог представляются в виде важнейших устройств систем тягового электроснабжения. Их питание осуществляется от системы внешнего электроснабжения. Тяговые подстанции предназначены для комплексного электроснабжения электроподвижного состава (электрической тяги поездов), нетяговых железнодорожных потребителей включая потребителей устройств сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ), и не железнодорожных промышленных и сельскохозяйственных потребителей, условно называемых районными потребителями. Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением (электроустановкой), оснащенной мощной современной силовой (трансформаторы, автотрансформаторы, батареи конденсаторов), коммутационной (выключатели, разъединители, короткозамыкатели), и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления. Насыщенность тяговых подстанций разнообразной по назначению аппаратурой существенно выше, чем равных по мощности и классу первичного питающегося напряжения подстанции энергосистем. К схемам и конструкциям тяговых подстанций предъявляют определённые технические требования. Так, установленная мощность их трансформаторов и преобразователей должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии (электрических поездов, районных и нетяговых потребителей), коммутационная и вспомогательная аппаратура должна обеспечивать бесперебойное питание потребителей электроэнергией на требуемом уровне надёжности. Очень важно также, чтобы качество электрической энергии соответствовала установленным нормам.

Грамотно эксплуатировать оборудование тяговой подстанции, уметь наблюдать и анализировать происходящие в нем процессы, при необходимости наметить пути усовершенствования отдельных узлов и иметь уверенность в их осуществимости можно только после тщательного и целенаправленного изучения принципа действия и устройства всего того единого целого, что объединяется названием тяговая подстанция.

Исходные данные

Номер подстанции — 12. Длины ЛЭП

Таблица 1

Номер линии	Длина линии (км)
1	27
2	115
3	55
4	25
5	40
6	65
7	80
8	40
9	40
10	47
11	49
12	57
13	73
15	45
16	50
17	33
18	39
19	25
20	35
21	30
22	40
23	32

Данные по автотрансформаторам

Таблица 2

	Sном,МВА	UВН , кВ	UСН , кB	UНН , кB	UКвс , %	UКвн , %	UКсн , %
Т4	200	230	121	38,5	11	32	20
Т5	250	230	121	38,5	11	32	20

Данные по двухобмоточным трансформаторам

Таблица 3

	Sн ,МВА	UНН/ UВН	UК, %
Т1	125	10,5/242	11
Т2	200	13,8/121	12,5
Т3	200	15,75/230	10,5

Данные по генераторам

Таблица 4

	Pн,МВт	cos ц	X»d	Uном ,кB
Г1	120	0,8	0,14	10,5
Г2	120	0,85	0,2	13,8
Г3	200	0,9	0,21	15,75

Данные по тяговому трансформатору подстанции.

Таблица 5

Вариант	Sн, МВА	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uнн, кВ
89	40	220	37	27,5

Данные по фидерам (ТП)

Таблица 6

Номер варианта	Кол-во фидеров районной нагрузки	Мощность одного фидера, МВА	Кол-во фидеров контактной сети
9	3	1,6	4

Данные по релейной защите

Таблица 7

Место релейной защиты	tрз, с
ввод 220 кВ	0,3
ввод 35 кВ	0,7
ввод 27,5 кВ	0,2
фидер 35 кВ	0,4
фидер 27,5 кВ	0,1

Рис.№1 Исходная электрическая схема

1. Однолинейная схема главных электрических соединений тяговой подстанции

1.1 Структурная схема подстанции

Подстанция получает питание по вводам от сети внешнего электроснабжения. Вводы от линий электропередачи к подстанции присоединяют к распределительному устройству (РУ) питающего напряжения открытого типа (рис.№2).

Питающее напряжение подается на первичные обмотки главных понижающих трехобмоточных трансформаторов (ГТП — 1 и ГТП — 2).

Вторичные обмотки трансформаторов напряжением 27,5 кВ запитывают РУ — 27,5 кВ, которое служит для обеспечения электрической энергией железной дороги по фидерам контактной сети, питания нетяговых линейных железнодорожных потребителей по системе «два провода — рельс» (ДПР) и подключения трансформаторов собственных нужд (ТСН — 1 и ТСН — 2).

От третьей обмотки главного понижающего трансформатора запитывается РУ — 35 кВ для питания нетяговых потребителей.

Силовые трансформаторы служат для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения. Они являются основным оборудованием электрических подстанции.

Число главных понижающих трансформаторов на подстанциях определяется категорией потребителей и, как правило, их устанавливается два с учетом надежного электроснабжения при аварийном отключении одного из трансформаторов.

В нормальном режиме в работе могут находиться один или два трансформатора в зависимости от величины нагрузки.

В соответствии с исходными данными был выбран трансформатор ТДТНЖ — 40000/220.

1.2 Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции

На основании составленной структурной схемы производится разработка однолинейной схемы, которая должна отвечать требованиям потребителей в отношении надёжности электроснабжения. Схема должна быть простой и наглядной, обеспечивать надёжность в эксплуатации, допускать безопасное обслуживание и бесперебойное электроснабжение.

В каждом из РУ, которые связаны между собой через ГПТ, указывается все его силовое оборудование и все соединения между РУ в той последовательности, которая обеспечивает его необходимую и надёжную работу в эксплуатации. Для составления общей схемы всей подстанции были использованы: схема 220-5АН с выключателями в цепях трансформаторов, установкой транзитного выключателя и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов; схема 35-9 одинарная, секционированная выключателем система шин; схема тяговых РУ — 27,5 кВ с одинарной, секционированной двумя разъединителями системой шин в двухпроводном исполнении, дополненной запасным выключателем и запасной шиной.

1.3 Описание назначения основных элементов схемы тяговой подстанции

РУ — 220 кВ. Между вводами подстанции распложены две перемычки: ремонтная с отключенными разъединителями и трансформаторами тока и рабочая с выключателем, встроенными в него трансформаторами тока и разъединителями. Выключатель и разъединитель рабочей перемычки нормально включены, через неё осуществляется транзит электроэнергии. Два преобразовательных трансформатора подключаются к вводам с помощью выключателей со встроенными трансформаторами тока. Эти трансформаторы присоединяются к двум фазам вводов.

РУ — 27,5 кВ

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

Линии ДПР подключаются к разным секциям шин и запитывают оба направления от подстанции.

Трансформаторы собственных нужд также подключаются к двум разным секциям шин 27,5 кВ.

РУ — 35 кВ.

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Определение параметров схемы

2.1.1 Сопротивление линии электропередач

Определяем по вормуле:

, Ом

где Худ — удельное индуктивное сопротивление, Худ=0,4 Ом;

• ? — длина ЛЭП, км.

При расчетах параметров элементов неосновной ступени следует учитывать коэффициенты трансформации кт, трансформаторов, разделяющих данный элемент и основную ступень.

2.1.2 Определение сопротивления трансформаторов и автотрансформаторов

Автотрансформаторы Т4 и Т5

Для обмотки высшего напряжения:

Для обмотки среднего напряжения:

• коэффициент трансформации:
• Т.к.

UКС < 0, принимаем UКС= 0. Значит

Х16=Х23= ХКС Т4=ХКС Т5=0

Трансформаторы Т1 , Т2, Т3

Сопротивление трансформаторов Т1 и Т3 находятся на одной ступени:

Сопротивление трансформатора Т2 и Т3 приводим к ступени 230 кВ:

2.1.3 Определение сопротивления генераторов

Сопротивление генераторов так же необходимо привести к ступени 230 кВ, умножая на коэффициент трансформации.

Ом.

1.4 Определение ЭДС генераторов.

Приводим ЭДС генераторов к базисной ступени 230кВ, домножая на коэффициенты трансформации соответствующих трансформаторов.

2.2 Преобразование схемы замещения

Далее схема преобразуется до одного сопротивления и одной ЭДС в соответствии с методом эквивалентных ЭДС. Преобразование производится от окончаний ветвей в направлении точки К.З. При этом точка К.З. не должна менять своего расположения. При эквивалентировании сопротивлений используется последовательное и параллельное сложение.

Преобразовали схему замещения (рис.3) до точки K12 в направлении от источников до точки короткого замыкания.

2.2.1 Последовательное сложение

Замена последовательно включенных сопротивлений одним эквивалентным:

В результате преобразований получаем схему на рис.4

2.2.2 Параллельное сложение

Замена параллельно включенных сопротивлений одним эквивалентным:

В результате преобразований получаем схему на рис.5

2.2.3 Преобразование: «звезда»-«треугольник»

Преобразуем из «звезд» сопротивлений Х34, Х35, Х36, Х24, Х24, Х37, в соответствующие «треугольники» сопротивлений Х49, Х50, Х51,, Х52, Х53, Х54.

В результате преобразований получаем схему на рис.6

Параллельное и последовательное сложение сопротивлений:

Найдем Е4 и Х62:

В результате преобразований получаем схему на рис.7

На схеме замещения рис.8 производится преобразование из «треугольника» Х39, Х43, Х55, в «звезду» Х63, Х64, Х65.

Последовательное сложение сопротивлений:

Найдем Е5 и Х69:

В результате преобразований получаем схему на рис.9

На последнем этапе преобразования схемы замещения остается определить результирующее эквивалентное сопротивление путем сложения двух последовательных сопротивлений Х66 и Х69.

В результате преобразования получаем схему на рис.10

2.3 Определение тока короткого замыкания

На основании номинальной мощности и номинальных напряжений обмоток тягового трансформатора, которые даны согласно варианту, выбрали трансформатор ТДТНЖ-40000/220 с напряжением КЗ (%):

Расчётным видом КЗ при этом является трёхфазное КЗ, за исключением стороны 25 кВ тягового трансформатора, где трёхфазные КЗ исключены и поэтому расчётным является двухфазное КЗ.

2.3.1 Расчёт тока короткого замыкания в точке К1

Составим схему замещения для точки К1

Рис.11 Схема замещения тяговой подстанции для точки К1

Расчёт тока короткого замыкания в точке К1

Он будет равен периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени:

Рассчитаем значение ударного тока КЗ для точки К1 по формуле:

где — ударный коэффициент для шин РУ-220 кВ.

2.3.2 Расчёт тока короткого замыкания в точке К2

Составим схему замещения для точки К2

Рис.12 Схема замещения тяговой подстанции для точки К2

Определение сопротивления обмоток высшего напряжения.

Определим напряжение КЗ высокого напряжения:

Используя формулу определения сопротивления обмоток высокого напряжения найдем :

Определение сопротивления обмоток низшего напряжения

где

Определим напряжение КЗ низшего напряжения:

Найдем периодическую составляющую трехфазного тока КЗ в точке К2 по выражению:

;

Определим фактическое значение тока КЗ для точки К2 по формуле:

;

Рассчитаем значение ударного тока

КЗ для точки К2 по формуле:

где — ударный коэффициент для шин РУ27,5 кВ.

2.3.3 Расчёт тока короткого замыкания в точке К3

Составим схему замещения для точки К3

Рис.13 Схема замещения тяговой подстанции для точки К3

Определение сопротивления обмоток среднего напряжения

Определим напряжение КЗ среднего напряжения:

Так как напряжение КЗ среднего напряжения равно нулю , то сопротивления обмоток среднего напряжения так же будет равно нулю.

Х74=ХТС = 0.

Найдем периодическую составляющую трехфазного тока КЗ в точке К3 по выражению:

;

Определим фактическое значение тока КЗ для точки К3 по формуле:

;

Рассчитаем значение ударного тока КЗ для точки К3 по формуле:

где — ударный коэффициент для шин РУ-35 кВ.

Итоговая таблица

Таблица 8

Ток КЗ	Максимальный ток межфазного КЗ кА	Ударный ток кА
IК1(3)	3,95	10,05
IК2(2)	6,84	18,38
IК3(3)	4,67	12,55

3. Расчет максимальных рабочих токов

Электрические аппараты и токоведущие части выбираются по условиям длительного режима работы. Поэтому необходимо рассчитать максимальные рабочие токи присоединений тяговой подстанции.

ь Максимальный рабочий ток ввода ТП

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей должен производиться по условиям длительного режима. Рабочий максимальный ток на вводах опорных и транзитных ТП, перемычки между вводами будет определятся по формуле:

• где: — коэффициент перспективы, принимается 1,3;
• суммарная мощность трансформаторов подстанции;
• суммарная мощность транзита через подстанцию,

;

• коэффициент разновремённости нагрузок проектируемой и соседних подстанций для однопутных участков

, для двухпутных ;

• номинальное напряжение на вводе подстанции.

кА.

ь Максимальный рабочий ток первичной обмотки ВН тягового трансформатора

где — коэффициент допустимой перегрузки,

ь Максимальный рабочий ток вторичной обмотки СН тягового трансформатора

ь Максимальный рабочий ток вторичной обмотки НН тягового трансформатора

где количество фидеров районной нагрузки, ,

мощность одного фидера, МВА.

ь Максимальный рабочий ток сборных шин тяговой стороны

где: — коэффициент распределения нагрузки по шинам равен (0,5 — при числе присоединений 5 и более, при меньшем — 0,7).

ь Максимальный рабочий ток сборных шины районной стороны

ь Максимальный рабочий ток фидера районной нагрузки

ь Максимальный рабочий ток фидера контактной сети

Согласно методическим указаниям, рабочий ток фидера принимаем равным .

Занесем полученные данные в таблицу 9.

Максимальные рабочие токи основных присоединений по д станций

Таблица 9:

Наименование потребителя	Максимальный рабочий ток, кА
1. Питающий ввод 220 кВ	0,370
2. Сборные шины 35 кВ	0,064
3. Сборные шины 27.5 кВ	1,177
4. Обмотка ВН	0,141
5. Обмотка СН	0,0868
6. Обмотка НН	1,19
7. Фидер 35 кВ	0,03
8. Фидер 27.5 кВ	0,5

4. Выбор и проверка гибких шин

Ошиновки и сборные шины открытых РУ-27,5 кВ, РУ-220 кВ и РУ-35 кВ выполняют гибкими сталеалюминевыми многопроволочными проводами. Для сборных шин РУ-27,5 иногда используют жёсткие шины выполненные из алюминия трубчатого сечения (алюминиевые трубы).

В ОРУ с агрессивной средой допускается применять медные многопроволочные повода.

В соответствии с этим условием для РУ-220,РУ-35 и РУ-27,5 шины выбираем гибкими сталеалюминевыми многопроволочными проводами марки АС.

В закрытых РУ 3,3кВ постоянного тока, а так же 6 и 10кВ переменного тока для сборных шин и ошиновок — ответвлений от сборных шин к электрическим аппаратам применяют жёсткие неизолированные алюминиевые проводники — шины прямоугольного чаще всего плоские и реже коробчатого сечения. При прокладке шин их можно укладывать на ребро или плашмя. Наиболее рационально шины фаз укладывать на ребро, так как при этом лучше условия охлаждения, вследствие чего допустимый ток на шины на 5-8% выше чем при монтаже шин плашмя.

Выбор шин осуществляется из условия, что допустимый ток выбранных шин превышает максимальный рабочий ток цепи.

;

• где — максимальный рабочий ток цепи, для которой производится выбор токоведущей части, А;
• длительно допустимый ток выбранного сечения, А.
• Для РУ-220,выбираем сечением 240 мм2:
• Для РУ-35 выбираем сечением 70 мм2:
• Для РУ-27,5 выбираем сечением 700 мм2:

На основе выше приведенных доводов осуществим выбор шин.

• для ВН — АС-240;
• для НН — АСО-700;
• для СН — АС-70.

Составим таблицу данных выбранных шин.

Таблица 10

	Марка провода	Iраб макс, А	Iдоп, А	S, мм2
РУ 220 кВ	АС-240	141	610	240
РУ 35 кВ	АС-70	86	256	70
РУ 27,5 кВ	АСО-700	1190	1220	700

Проверка гибких шин на термическую стойкость

ь Определение значения , соответствующее начальной

температуре проводника

В качестве начальной температуры проводника используем значение продолжительно допустимой температуры нагрева данного проводника. Она составляет для проводов и окрашенных и неизолированных шин 70 .

Определение значения следует производить с использованием кривых зависимости температуры нагрева проводников от величины (см. Приложение 2 рис. 1), являющейся функцией удельной теплоёмкости материала проводника, его удельного сопротивления и температуры нагрева.

Проанализировав график можно сделать вывод, что =0,53•104 А2•с/мм2.

Определение электромагнитной постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

ь Расчётная продолжительность тока КЗ

;

Где

• время работы релейной защиты в данной части схемы. Согласно таблице 2 используется время действия основной релейной защиты элемента, принимается по данным задания;
• полное время отключения выключателя, принимается по паспортным данным выбранного типа выключателя;
• электромагнитная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, связанная с ударным коэффициентом соотношением:

;

• соответственно для .

Выбранные высоковольтные выключатели:

РУ-220: ВГТ-220

• полное время отключения выключателя, .

РУ-27,5: ВБН-27,5 II-20/1250 ХЛ1,

• полное время отключения выключателя,

РУ-35: ВБЦ-35

• полное время отключения выключателя, .
• Для РУ-220

;

• Для РУ-27,5

;

• Для РУ-35

;

Находим интеграл Джоуля при расчётных условиях КЗ

Для определения расчетной формулы необходимо рассмотреть неравенство.

;

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

Выполнение данного неравенства дает право воспользоваться для нахождения интеграла Джоуля более простой формулой:

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

ь Определение значения величины , соответствующее конечной температуре нагрева проводника

Значения величины , соответствующее конечной температуре нагрева проводника определяется согласно выражению:

где — площадь поперечного сечения проводника.

ь Определение конечной температуры проводника

По найденному значению с помощью выбранной кривой определяем и сравниваем с предельно допустимой . Для алюминиевой части сталеалюминевых проводов эта величина составляет .

По графику определим значение для каждого РУ.

• Для РУ-220
• Для РУ -35
• Для РУ-27,5

Получение низкой температуры, которая меньше начальной температуры проводника заданная в рамках курсового проекта можно объяснить тем, что была выбрана шина прямоугольного сечения с более большим сечением. Т.к при выборе шины с меньшим сечением не будет выполняться проверка на электродинамическое действие токов КЗ.

В результате полученных данных выяснилось, что < , что свидетельствует о том, что проверка проводника на термическую стойкость оказалась положительной, а значит выбранное по нормальным условиям работы сечение принимается к установке.

Проверка по условию отсутствия коронирования:

где Ео — максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см,

;

• где mn — коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов ;
• rпр — радиус провода, см, определяется по принятому сечению или из справочных таблиц;
• Е — напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см;

Дср — среднегеометрическое расстояние между осями проводов, см, находится через расстояние

Д между осями проводов, принимаемое по справочнику:

rпр=1,08 для АС-240, Д =400 мм для . Дср =1,26*400=504 мм.

кВ/см

Условие отсутствия коронирования выполняется.

5. Проверка изоляторов

Выбор подвесных изоляторов для крепления гибких шин

Для крепления и изоляции гибких шин РУ-27,5;РУ-220 и РУ-35 используют подвесные изоляторы. Количество подвесных изоляторов зависит от их типов и класса напряжения.

5.1 Количество изоляторов в подвесной гирлянде

Количество изоляторов в подвесной гирлянде определяется согласно ПУЭ, в котором приведены марки изоляторов и их количество в гирлянде, для соответствующего РУ.

Выбираем изолятор марки ПФ-70.

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

5.2 Количество изоляторов в натяжной гирлянде

Для натяжных гирлянд количество изоляторов на один больше, чем подвесной гирлянде.

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

Подвесные изоляторы на термическую и электродинамическую стойкость по режиму КЗ и по разрушающей нагрузке не проверяются.

6. Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Назначением высоковольтных выключателей является отключение и включение электрической цепи во всех режимах: нормальном, аварийном, ремонтном, резервном, под напряжением.

6.1 Выбор высоковольтных выключателей

ь Для ОРУ-220кВ рассмотрим элегазовый выключатель ВГТ-220 и элегазовый выключатель ВГБ-220 с техническими характеристиками, указанными в таблице 11:

Технические данные выключателей

Таблица 11:

Технические данные	Тип выключателя	Тип выключателя
	ВГБУ-220	ВГТ-220II-40/2500 ХЛ1
Номинальное напряжение, кВ	220	220
Номинальный длительный ток, А	2000	2500
Номинальный ток отключения, кА	50	40
Ток термической стойкости t = 3 сек, кА	40	40
Пиковое значение сквозного тока КЗ, кА	102	102
Собственное время отключения, сек	0,035	0,035
Полное время отключения, сек	0,05	0,055
Нормируемый уровень утечки элегаза в год, не более	1,0	0,5
Коммутационный ресурс (отключение номинальных токов), тыс.	20	25
Масса, кг	5300	5600

Оба выключателя рассчитаны на напряжение 220 кВ, сравнив номинальные токи каждого выключателя, можно сделать вывод о том, что предпочтительней использовать выключатель серии ВГТ — 220, так как его номинальный ток больше. Так же оба выключателя одного климатического исполнения. Но выключатель серии ВГТ — 220 имеет высокую отключающую способность, пожаро и взрывобезопасен, кроме того срок службы данного выключателя составляет 20 лет, удельная отключающая способность 2,72, коммутационный ресурс составляет 25000 циклов, а ресурс механической стойкости — 5000 циклов. Также он имеет менее габаритные размеры и меньший вес. тяговый транзитный коммутационный заземляющий

На основе произведенного сравнения выбираем выключатель серии ВГТ — 220 и дальнейшую проверку производим для данного выключателя.

ь Для РУ 27,5 кВ рассмотрены два выключателя ВБН-27,5.

Приведем технические данные выключателей в таблице 12.

Технические данные выключателей

Таблица 12:

Технические данные	Тип выключателя	Тип выключателя
	ВБН-27,5 II-20/1000 ХЛ1	ВБН-27,5 II-20/1250 ХЛ1
Номинальное напряжение, кВ	27,5	27,5
Номинальный ток, А	1000	1250
Номинальный ток отключения, кА	20	20
Пиковое значение сквозного тока КЗ, кА	51	51
Полное время отключения, сек к	0,08	0,07
Собственное время отключения, сек	0,065	0,05
Механический ресурс, тыс.	20	20
Коммутационный ресурс (отключение номинальных токов), тыс.	10	20
Масса, кг	350	300
Ток термической стойкости t = 3 сек, кА	10	20

Так как оба выключателя рассчитаны на напряжение 27,5 кВ, то сравнив номинальные токи каждого выключателя, можно сделать вывод о том, что предпочтительней использовать выключатель серии ВБН-27,5 II-20/1250 ХЛ1, так как его номинальный ток больше.

ь Для РУ-35 рассмотрены два выключателя ВБЦ-35 и ВБЭК-35

Технические данные выключателей

Таблица 13:

Технические данные	ВБЭК-35 УХЛ2	ВБЦ-35
Номинальное напряжение, кВ	35	35
Номинальный ток, А	1600	1600
Номинальный ток отключения, кА	25	20
Пиковое значение сквозного тока КЗ, кА	80	80
Ток термической стойкости t = 3 сек, кА	20	20
Полное время отключения, сек	0,08	0,065
Собственное время отключения, сек	0,085	0,08
Механический ресурс, тыс.	30	50
Коммутационный ресурс (отключение номинальных токов), тыс.	45	50
Масса, кг		450

Так как оба выключателя рассчитаны на напряжение 35 кВ, то сравнив номинальные токи каждого выключателя, можно сделать вывод о том, что предпочтительней использовать выключатель серии ВБЦ-35 так как он более надежный по времени срабатывания и его механический ресурс значительно выше.

6.2 Проверка выключателей

ь Выбор по номинальному длительному току

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

где — максимальный рабочий ток РУ-220,

• максимальный рабочий ток РУ-27,5,
• максимальный рабочий ток РУ-35,
• номинальный ток выключателя,
• номинальный ток выключателя,
• номинальный ток выключателя,

ь Выбор по номинальному напряжению

• Для РУ-220
• Для РУ-275
• Для РУ-35

где — рабочие напряжение РУ-220,

• рабочие напряжение РУ-27,5,
• рабочие напряжение РУ-35,
• номинальное напряжение выключателя,
• номинальное напряжение выключателя,
• номинальное напряжение выключателя,

ь Выбор по предельному периодическому току КЗ

• Для РУ-220
• Для РУ-275
• Для РУ-35

где — эффективное (действующие) значение периодической

составляющей предельного сквозного тока КЗ

выключателя

РУ-220,

• эффективное (действующие) значение периодической

составляющей предельного сквозного тока КЗ

выключателя

РУ-27,5,

• эффективное (действующие) значение периодической

составляющей предельного сквозного тока КЗ выключателя

РУ-35,

ь Выбор по ударному току КЗ

• Для РУ-220
• Для РУ-275
• Для РУ-35

где — амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ

выключателя РУ-220, . — амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ выключателя РУ-275, . — амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ выключателя РУ-35, .

6.3 Расчет термических параметров выключателей

• Определение электромагнитной постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ
• Для РУ-220
• Для РУ-275
• Для РУ-35

ь Расчётная продолжительность тока КЗ

• Для РУ-220

;

• Для РУ-27,5

;

• Для РУ-35

;

• где — полное время отключения выключателя РУ-220, .
• полное время отключения выключателя РУ-275, .
• полное время отключения выключателя РУ-35, .

ь Нахождение интеграла Джоуля при расчётных условиях КЗ

Для определения расчетной формулы необходимо рассмотреть неравенство.

;

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

Выполнение данного неравенства дает право воспользоваться для нахождения интеграла Джоуля более простой формулой:

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

ь Проверка по термической стойкости

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

где — предельный ток термической стойкости выключателя

РУ-220, .

• предельный ток термической стойкости выключателя

РУ-27,5, .

• предельный ток термической стойкости выключателя РУ-35, .
• время протекания тока термической стойкости выключателя РУ-220, .
• время протекания тока термической стойкости выключателя РУ-27,5, .
• время протекания тока термической стойкости выключателя РУ-35, .

6.4 Расчет отключающих способностей выключателей

ь Определение момента размыкания контактов выключателя

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

где — минимальное время действия основной защиты, .

• собственное время отключения выключателя РУ-220,
• собственное время отключения выключателя РУ-27,5,
• собственное время отключения выключателя РУ-35,

ь Нахождение относительной апериодической составляющей в отключаемом токе КЗ

• номинальное относительное значение апериодической

составляющей в отключаемом токе КЗ, определяемое по

справочной кривой (приложение 3)

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

ь Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

6.5 Проверка отключающих способностей

ь Проверка по номинальному периодическому току отключения

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

где — предельный ток термической стойкости выключателя

РУ-220, .

• предельный ток термической стойкости выключателя

РУ-27,5,

• предельный ток термической стойкости выключателя

РУ-35, .

6.6 Проверка по полному току отключения

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

7. Выбор и проверка разъединителей

7.1 Выбор разъединителей

Выполним выбор разъединителей и приведем их технические характеристики для каждого устройства.

Таблица 14

Место применения	Тип разъединителей	Паспортные данные
		, кВ	Iн, А	iпр.с, кА	It2t, А2•с
ОРУ-220 кВ	РГН-220/1000 УХЛ1	220	1000	80	298•107
ОРУ-27,5 кВ	РГН-35/2000 УХЛ1	35	2000	40	768•106
ОРУ-35 кВ	РГН-35/1000 УХЛ1	35	1000	40	768•106

7.2 П роверка разъединителей

ь Проверка по рабочему максимальному току

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

ь Проверка по электродинамической стойкости

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

где — ток электродинамической стойкости разъединителя РУ-220,

• ток электродинамической стойкости разъединителя

РУ-27,5,

• ток электродинамической стойкости разъединителя РУ-35,

ь Проверка по термической стойкости

• Для РУ-220
• Для РУ-27,5
• Для РУ-35

Составим итоговую таблицу с указанными типами разъединителей.

Типы исполнения разъединителей:

Таблица 15:

Место установки разъединителя	Тип разъединителя
Ввод в РУ-220 кВ	РГН-220/1000 УХЛ 1
Ввод в РУ-27,5 кВ	РГН-35/2000 УХЛ 1
Ввод в РУ-35 кВ	РГН-35/1000 УХЛ 1

8. Выбор контрольно измерительной аппаратуры

Измерение напряжения на тяговой подстанции должно быть предусмотрено в следующих точках:

• В РУ 220,110,35,10,6 кВ — на всех секциях шин (линейное и фазное напряжение всех трех фаз) допускается использовать один щитовой прибор с переключателем;
• В РУ 25 кВ — на обеих секциях шин;
• На шинах собственных нужд 380/220 В — один щитовой прибор с переключателем на три линейных и три фазных напряжения;

Измерение тока нагрузки на тяговой подстанции выполняется в следующих точках:

• На всех вводах подстанции;
• На одной фазе;
• На вводах понижающих трансформаторов и вводах РУ 35,10,6 кВ — на одной фазе;
• На вводах РУ 25 кВ — на двух фазах плеч питания;
• На фидерах КС — на одной фазе;
• На фидерах ВЛ СЦБ и ДПР — на одной фазе;
• На фидерах 35,10,6 кВ трансформатора собственных нужд — на одной фазе;
• На аккумуляторной батареи.

Средства измерения электрических величин должны удовлетворять следующим основным требованиям:

• Класс точности измерительного прибора должен быть не более 2,5;
• Класс точности измерительных трансформаторов при классе точности прибора должен быть не более 0,5;
• при классе точности прибора 1,5 — 0,5 (допускается 1.0);
• при классе точности прибора 2,5 — 1.0 (допускается 3.0).

Пределы измерительных приборов следует выбирать с учетом возможности наиболее длительных отклонений измеряемых величин от номинальных значений.

Измерительные приборы необходимо устанавливать на щитах, откуда осуществляется управление оборудованием.

Расчетные счетчики активной и реактивной энергии устанавливаются на фидерах нетяговых железнодорожных и других потребителей. Расчетные счетчики активной энергии общеподстанционного учета на подстанции следует устанавливать на стороне ВН понижающих трансформаторах или на вводах подстанции. Кроме того, их устанавливают на фидерах, питающих участки КС в месте, где проходит граница между железными дорогами или отделениями железных дорог.

Для раздельного учета электроэнергии, расходуемой на тягу поездов и нетяговых потребителей, на подстанциях переменного тока рекомендуется устанавливать счетчики учета активной энергии на вводах 25 кВ, 2х25 кВ, на фидерах ДПР и ВЛ СЦБ, на вторичной стороне ТСН.

Учет активной энергии трехфазного тока следует осуществлять с помощью трехфазных счетчиков. Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной энергии:

• На трансформаторах мощностью 63 МВА и выше класс точности должен быть 0,5;
• Н трансформаторах мощностью (10-40) МВА — 1.0;
• На прочих объектах учета — 2.0.

Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков должен быть не более 0,5. Допускается использовать трансформаторы напряжения классом точности 1.0, а для включения счетчиков класса точности 2.0.

Схема измерений токов, напряжений и активной энергии амперметрами, вольтметрами, счетчиками активной энергии представлена на рисунке 14.

Рис. 14. Схема измерений токов, напряжений и активной энергии.

В таблице 16 приведены приборы установленные в распределительных устройствах проектируемой тяговой подстанции.

Таблица 16. Выбор контрольно-измерительной аппаратуры.

Место установки	Устанавливаемые приборы	Марка прибора	Число приборов
ОРУ — 230	Вольтметр с переключателем	Э — 365	2
Вводы ОРУ — 230	Амперметр	Э -335	2
	Ваттметр	Д365	2
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805	2
Сторона ВН трансформатора	Амперметр	Э -335	2
ОРУ — 27,5	Амперметр	Э -335	2
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805	2
РУ — 35	Вольтметр с переключателем	Э — 365	2
Вводы РУ — 35	Амперметр	Э -335	2
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805	2
ФРН	Амперметр	Э -335	3
	Ваттметр с переключателем	Д365	3
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805	3
Сторона ВН ТСН	Амперметр	Э -335	2
Сторона НН ТСН	Вольтметр с переключателем	Э — 365	2
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805	2
ФКС	Амперметр	Э -335	4
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805	4
	Ваттметр	Д365	4
ДПР	Амперметр	Э -335	2
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805	1

Таблица 17 Характеристики выбранных приборов.

Наименование прибора	Цепь напряжения	Цепь тока
	Номинальное напряжение, В	Потребляемый ток, А	Полное сопротивление, Ом	Потребляемая мощность, ВА	Номинальный ток, А	Падение напряжения, В.	Полное сопротивление, Ом	Потребляемая мощность, ВА
Счетчик	100	0,025	4000	2,5	5	0,016	0,0032	0,08
Ваттметр	100	0,0036	27778	0.36	1	0.45	0.45	0.45
Амперметр	—	—	—	—	5	0,09	0,018	0,45
Вольтметр	100	0,005	20000	0,5	—	—	—	—

8.1 Выбор объема измерений

При большом количестве присоединений индивидуальное измерение параметров с установкой измерительных приборов на каждой панели управления (рассредоточено по периметру щита управления) становится неудобным как по условиям оперативности, так и вследствие неоправданного увеличения габаритов щита управления.

В этих случаях рекомендуется применять избирательные схемы измерения с подключением контролируемых параметров на группу центральных измерительных приборов по оперативной команде, подаваемой дежурным персоналом.

Как и в схемах сигнализации, в схемах избирательного измерения используется преимущественно участковый принцип с размещением приборов центральной части и командно-квитирующей аппаратуры на группе панелей контролируемого участка. Не исключается и выполнение центральной избирательной схемы.

Выбор структуры в данном случае определяется технологическими особенностями и конфигурацией схемы энергообъекта и осуществляется при проектировании.

При этом принципиальная схема остается неизменной и системы отличаются лишь количеством централизованных узлов — одного общего или нескольких по количеству контролируемых участков.

8.2 Разработка схем измерений

Трансформаторы тока и ТН в первичных схемах устанавливаются непосредственно на оборудовании или сборных шинах распределительных устройств в зависимости от назначения.

Выполнение вторичных цепей и способы подачи вторичного напряжения или тока на измерительный прибор, релейную защиту, автоматику, измерительный преобразователь зависят от конкретных условий и определяются особенностями той или иной схемы и решаемой задачи. Однако существует ряд общих положений, которые необходимо учитывать при выполнении вторичных цепей ТТ и ТН.

Для ТТ:

• а) одну точку вторичной обмотки необходимо заземлять в соответствии с требованиями техники безопасности;
• б) должна обеспечиваться возможность включения во вторичные цепи контрольно-измерительного прибора без разрыва цепи.

Для ТН:

• а) возможность появления напряжения на первичной обмотке при выводе трансформатора в ремонт должна быть полностью исключена;
• б) одна точка вторичной обмотки должна быть заземлена в соответствии с требованиями техники безопасности;
• в) вторичные цепи должны иметь надежную защиту от КЗ;
• г) должна обеспечиваться возможность подключения контрольно-измерительного прибора к вторичным цепям.

Измерительные трансформаторы тока предназначены для подключения измерительных приборов (амперметров), токовых цепей счетчиков активной и реактивной энергии и устройств релейной защиты. Рекомендуется совместное подключение счетчиков, измерительных приборов и релейной защиты, если трансформатор не выходит из класса точности 0,5. Расчетная схема для проверки трансформаторов тока по классу точности приведены на рис.15.

Рис.15. Расчетная схема для проверки трансформатора тока по классу точности

Трансформаторы напряжения предназначены для снижения высокого напряжения до величины 100 или 100/v3 В для питания измерительных приборов, счетчиков активной и реактивной энергии, устройств релейной защиты. Для проверки трансформатора напряжения составляется расчетная схема, пример которой изображен на рис.17, где указываются все приборы и аппараты подключаемые к его вторичной обмотке.

На рис.16 и рис. 17 изображаются обмотки трансформатора напряжения, к вторичной обмотке которого подключаются все необходимые в данном РУ измерительные приборы и устройства защиты: вольтметры, счетчики энергии, реле напряжения. Расчетная схема необходима для определения самой загруженной фазы.

На рис. 18 представлена схема включения трехэлементного счетчика активной и реактивной энергии.

Рис.16. Расчетная схема для проверки трансформатора напряжения на соответствие классу точности по РУ 35кВ.

Рис.17. Расчетная схема для проверки трансформатора напряжения на соответствие классу точности по РУ 220кВ.

Рис. 18. Схема включения трехэлементных счетчиков активной и реактивной энергии в четырехпроводную цепь с тремя ТТ и заземлен ной фазой b ТН. Прямой порядок чередования фаз АВС обязателен.

8.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока производится по следующим критериям:

1) по номинальному напряжению:

Номинальное напряжение первичной обмотки ТТ должно быть больше либо равно рабочему напряжению соответствующего РУ, т.е. должно выполняться неравенство:

Для РУ — 220 кВ:

Для РУ — 35 кВ

Для РУ — 27,5 кВ:

2) по номинальному току:

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как нагрузка первичной обмотки ТТ приводит к увеличению погрешностей т.е. должно выполняться неравенство:

где — максимальный рабочий ток соответственно, РУ-220 кВ:, РУ-35 кВ: , РУ-27,5:

• номинальный первичный ток трансформатор тока соответственно устанавливаемого в РУ-220 кВ: , РУ-35 кВ: , РУ-27,5:

Для РУ — 220 кВ:

кА

Для РУ — 35 кВ:

кА

Для РУ — 27,5 кВ

кА

3) по классу точности

Трансформаторы тока имеют разные классы точности и вследствие чего они предназначены для подключения различных измерительных приборов.

В настоящие время в РУ — 220 кВ и РУ — 110 кВ устанавливают трансформаторы серии ТГФ-220 и ТГФ-110, в РУ35 и РУ27,5 устанавливают трансформаторы серии ТФ3М-35, ТФМ-35. Руководствуясь классами точности подключаемых измерительных приборов, трансформаторы тока следует выбирать по наиболее жёсткому условию, т.е. выбирается тот трансформаторы тока, который имеет наивысший класс точности-0.5.

Согласно выше перечисленным правилам предварительно выбираем следующие трансформаторы тока, марок: ТГФ (трансформатор тока с элегазовой изоляцией и фарфоровой покрышкой) устанавливаемый в РУ-220 кВ, ТФЗМ (трансформатор тока в фарфоровой покрышке, вторичная обмотка звеньевого типа, маслонаполненный) устанавливаемые в РУ-35 кВ и в РУ-27,5 кВ. Все эти трансформаторы тока выбираем с классом точности 0.5. Выбранные трансформаторы тока проверяем по следующим условиям:

1) на электродинамическую стойкость:

где амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ трансформатора тока установленного соответственно в РУ-220 , РУ-35 , РУ-27,5 .

Для РУ — 220 кВ:

Для РУ — 35 кВ:

Для РУ — 27,5 кВ:

2) на термическую стойкость:

где предельный ток термической стойкости трансформатора тока установленного в РУ-220 , в РУ-35 и в РУ-27.5 .

Для РУ — 220 кВ:

Для РУ — 35 кВ:

Для РУ — 27,5 кВ:

3) на соответствие класса точности:

• где — фактическое сопротивление нагрузки трансформатора тока;
• номинальное допустимое сопротивление нагрузки трансформатора тока.

Для РУ — 220 кВ:

Для РУ — 35 кВ:

Для РУ — 27,5 кВ:

где , , — номинальная нагрузка вторичной обмотки с коэффициентом мощности соответственно для РУ-220, РУ-35 и РУ-27,5: , ,. (которые приведены в [6])

,, — номинальный ток вторичной обмотки соответственно для РУ-220, РУ-35 и РУ-27,5:

Фактическое сопротивление нагрузки трансформатора тока определяется по формуле:

• где сопротивления устанавливаемых измерительных приборов;
• сопротивление соединительных проводов;
• сопротивление переходных контактов соответственно РУ-220, РУ-35 и РУ-27,5, принимаемое 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

,

Сопротивление соединительных проводов:

Провода контрольных кабелей с медными жилами обязательно применяют во вторичных цепях подстанций с напряжением 220 кВ и больше, в остальных обычно используют провода и кабели с алюминиевыми жилами. Расчётная длина соединительного провода зависит от схемы соединения ТТ с приборами, если не известна точная длина проводов от ТТ до приборов, то можно принять приближённые длины проводов, которые приведены в [Гринбер-Басин]. Минимальное сечение проводов и жилы кабеля по условию механической прочности в токовых цепях не должно быть меньше для алюминиевых жил, и для медных. Сечение больше применять не рекомендуется. Тогда сопротивление проводов с учётом этих условий будет равно:

Для РУ-220 кВ:

Для РУ- 35 кВ:

Для РУ-27.5 кВ:

где , , — удельное сопротивление материала провода соответственно, для РУ-220:, для РУ-35 и РУ-27,5: .

, , — расчётная длина соединительного провода соответственно, для РУ-220: , для РУ-35: и для РУ27,5: .

, , — сечение проводов и жилы кабеля соответственно, для РУ220 , для РУ-35 и для РУ27,5

Сопротивление подключаемых приборов приведено в таблице 17.

Для РУ-220 кВ:

Для РУ- 35 кВ:

Для РУ-27.5 кВ

Теперь произведем проверку на соответствие класса точности

Для РУ-220 кВ

Для РУ- 35 кВ

Для РУ-27.5 кВ

Результаты выбора проверки сведем в таблицу 18

Таблица 18 результаты выбора и проверки трансформаторов тока

Место установки трансформатора тока	Тип трансформатора тока	Условия выбора	Условия проверки
Ввод в РУ 220 кВ	ТГФ-220-II-0.5/10Р-200/5У1	220	0,2	1,2	7500	150
		220	0,056	0,8212	6,319	10,05
Ввод в РУ 35 кВ	ТФЗМ-35-II-0.5/10P-600/5У1	35	0,6	1,2	1452	127
		35	0,086	0,5516	18,755	18,38
Ввод в РУ 27,5 кВ	ТФЗМ-35-II-0.5/10P-1500/5У1	35	1,5	2	5043	106
		27,5	1,177	0,4806	17,544	12,55

8.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения (ТН) для питания электроизмерительных приборов выбирают по условиям:

1) номинальному напряжению первичной обмотки по условию:

;

2) по типоисполнению

3) по классу точности

Проверка на соответствие выбранному классу точности выполняется по условию:

;

• где — номинальная мощность вторичной обмотки, Вт;
• мощность, потребляемая измерительными приборами

Мощность, потребляемая измерительными приборами (определяется для наиболее нагруженной фазы) определяется по формуле:

;

• где P и Q — активная и реактивная нагрузки.

Для ОРУ 230 кВ установим трансформатор напряжения типа НАМИ-220 УХЛ1, для ОРУ 27,5 кВ установим трансформатор напряжения типа ЗНОМ-35-65 и для ЗРУ 35 кВ — НАМИ-35.

Рис. 19. Схема измерений на ЗНОМ-35

Мощность, потребляемая измерительными приборами приведена в таблице 17.

Сумма активных мощностей приборов определяется по формуле:

Сумма реактивных мощностей приборов определяется:

Для ОРУ-220 кВ:

Вт.

Вар.

ВА.

Для ОРУ-27,5:

Вт

Вар

ВА

Для ОРУ-35 кВ:

Вт

Вар

ВА

Выбранные трансформаторы напряжения сведем в таблицу 19.

Таблица 19

Место установки трансформатора напряжения	Тип трансформатора напряжения	Условия выбора	Условия проверки
		кВ	, ВА
		кВ	ВА
РУ220кВ	НАМИ-220 УХЛ1	220	400
		220
РУ35кВ	ЗНОМ — 35 УХЛ1	35	150
		35
РУ27,5кВ	НАМИ — 35 УХЛ1	35	150
		27,5

9. Выбор ограничителей перенапряжения

Возникновение импульсных перенапряжений в электропитающих сетях может привести не только к выходу из строя выпрямителей, электрических кабелей, распределительных щитов, но и к повреждению питаемого оборудования и сбоям в его работе. Согласно статистическим данным случаи повреждения сложной электронной техники из-за выбросов напряжения в распределительных сетях 220/380 В удваиваются каждые три — четыре года.

В рамках данного курсового проекта выбор ОПН произведем по номинальному напряжению с его проверкой на возможность 5% отклонения:

Для РУ-220 произведем выбор из двух ОПН-220/234/10/550II УХЛ1 и ОПН-П-220/156. Основные технические данные этих видов ограничителей перенапряжения представим в таблице 20.

Таблица 20 Технические данные ограничителей перенапряжения типа ОПН-220/234/10/550II УХЛ1 и ОПН-П-220/156.

наименование ОПН	ОПН-220/234/10/550 УХЛ1	ОПН-П-220/156
номинальное напряжение, кВ	220	220
наибольшее длительно допустимое напряжение, кВ	234	156
классификационное напряжение ОПН, кВ	не менее 234	156
номинальный импульсный разрядный ток, кА	10	10
максимальный импульсный ток, кА	100	100
Остающееся напряжение, кВ	603	538

• номинальное напряжение:

кВ,

• тяговый транзитный коммутационный заземляющий
• возможность 5% отклонения:

кВ,

Таблица 21 Технические данные ограничителей перенапряжения типа ОПН-35/40,5/10/400 II УХЛ1 и ОПН-35/42-2.

наименование ОПН	ОПН-35/40,5/ 10/400 II УХЛ1	ОПН-35/42-2
номинальное напряжение, кВ	35	35
наибольшее длительно допустимое напряжение, кВ	40,5	42
классификационное напряжение ОПН, кВ	—	—
номинальный импульсный разрядный ток, кА	10	10
максимальный импульсный ток, кА	100	100
Остающееся напряжение, кВ	104	96-137

• номинальное напряжение:

кВ,

• возможность 5% отклонения:

кВ,

Таблица 22-Технические данные ограничителей перенапряжения типа ОПН-27,5 УХЛ1 и ОПН-27,5/33-2.

наименование ОПН	ОПН-27,5 УХЛ1	ОПН-27,5/33-2.
номинальное напряжение, кВ	27,5	27,5
наибольшее длительно допустимое напряжение, кВ	30	33
классификационное напряжение ОПН, кВ
номинальный импульсный разрядный ток, кА	10	10
максимальный импульсный ток, кА	100	100
Остающееся напряжение, кВ	76-95	76-108

• номинальное напряжение:

кВ,

• возможность 5% отклонения:

кВ,

В результате выбора и проверки ограничителей перенапряжения были определены следующие их типы: для РУ-220 — ОПН-220/234/10/550II УХЛ1, для РУ-37 — ОПН-35/40,5/10/400 II УХЛ1, для РУ-27,5 — ОПН-27,5 УХЛ1.

10. Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного устройства

Аккумуляторные батареи являются независимым (автономным) источником постоянного тока и служат для питания цепей управления, сигнализации, защиты и аварийного освещения тяговых подстанций.

Аккумуляторные батареи собирают из последовательно соединяемых одиночных элементов — аккумуляторов.

Аккумуляторную батарею выбирают по необходимой емкости и по напряжению, которое должно поддерживаться на шинах постоянного оперативного тока.

Соответственно, расчетная емкость батареи рассчитывается по формуле:

, (10.1)

где — необходимое длительность разряда батареи при аварии, принимаемая для тяговых подстанций равной 2 ч.

• ток постоянной нагрузки рабочего режима, А;
• ток временной аварийной нагрузки, А.

На первом этапе выбора целесообразно составить таблицу 23, в которой задаются установившийся ток, потребляемый наиболее мощным приводом включения выключателя (), токи постоянной и аварийной нагрузок.

Таблица 23

Потребители постоянного тока	Нагрузка батарей, А
	длительная	Кратковременная
Постоянно — присоединенные приемники
Лампы положения выключателей, отделителей и короткозамыкателей	1,43	—
Устройства управления и защиты	15	—
Итог:	16,43	—
Приемники, присоединенные при аварийном режиме
Устройства телеуправления и связи