Федеральное агентство железнодорожного транспорта
Иркутский государственный университет путей сообщения
Кафедра: ЭЖТ
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Выполнил: Добрынин А.И
Проверил: Канд.техн.наук, доц.
Пузина Е.Ю
г. Иркутск
2009
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Глава 1. Однолинейная схема главныхэлектрических соединений тяговой подстанции
Структурная схема подстанции
Разработка однолинейной схемы тяговойподстанции
Описание назначения основных элементовсхемы тяговой подстанции
Выбор трансформатора собственных нужд
Глава 2. Расчёт токов короткого замыкания
2.1. Расчётная схема тяговой подстанции
2.2 Электрическая схема замещения
2.3 Расчёт сопротивлений элементов схемызамещения
2.4 Расчёт токов короткого замыкания нашинах заданного РУ
Глава 3. Выбор аппаратуры и токоведущихчастей подстанции
3.1 Расчёт максимальных рабочих токов основныхприсоединений подстанции
3.2 Расчёт величины теплового импульса длязаданного РУ
3.3 Выбор сборных шин и токоведущихэлементов. Выбор изоляторов
3.4 Выбор коммутационной аппаратуры
3.4.1 Выключатели
3.4.2 Разъединители
3.5 Выбор измерительных трансформаторов
3.5.1 Выбор объёма измерений
3.5.2 Разработка схем измерений
3.5.3 Выбор трансформаторов тока
3.5.4 Выбор трансформаторов напряжения
3.6 Выбор ОПН.
3.7 Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядногоагрегата
3.8 Выбор установки поперечной емкостнойкомпенсации
Глава 4. Расчёт заземляющего устройства
Глава 5. Экономическая часть проекта
5.1 Определение стоимости тяговойподстанции
5.2 Определение себестоимости перерабатываемойэлектроэнергии
5.3 Основные технико-экономическиепоказатели тяговой подстанции
Глава 6. Объём графической части проекта
6.1 Однолинейная схема тяговой подстанции
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
РЕФЕРАТ
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Выбор трансформатора собственных нужд
Расчет токов короткого замыкания
Расчёт сопротивлений элементов схемызамещения
Расчёт токов короткого замыкания на шинахРУ 27.5 кв
Выбор аппаратуры и токоведущих частейподстанции
Расчёт максимальных рабочих токов основныхприсоединений подстанции
Расчёт величины теплового импульса для ОРУ27.5 кВ
Выбор сборных шин и токоведущих элементов.Выбор изоляторов
Выбор изоляторов
Выбор коммутационной аппаратуры
Выключатели
Разъединители
Выбор измерительных трансформаторов
Выбор объёма измерений
Разработка схем измерений
Выбор трансформаторов тока
Ввод низкого напряжения тяговоготрансформатора 27,5 кВ
Ввод среднего напряжения тяговоготрансформатора 35 кВ
Выбор трансформаторов напряжения
Выбор ограничителей перенапряжения
Выбор аккумуляторной батареи изарядно-подзарядного агрегата
Расчёт заземляющего устройства
Экономическаячасть проекта
Определениестоимости тяговой подстанции
Основныетехнико-экономические показатели тяговой Подстанции
Список использованной литературы
ВВЕДЕНИЕ
Одним иззвеньев в системе электроснабжения электрифицированных железных дорог являютсятяговые подстанции, которые преобразуют электроэнергию поступающую отэлектрических станций. В зависимости от системы, от которой электрифицированыжелезные дороги, тяговые подстанции бывают постоянного и переменного тока.Кроме питания электроподвижного состава тяговые подстанции снабжаютэлектроэнергией железнодорожные, промышленные и сельскохозяйственныепотребители в районе места их нахождения.
Тяговые подстанции это сложныеи мощные электроустановки, требующие от персонала глубоких знаний устройстваэлектроустановок, электрооборудования, схем и аппаратуры управления, а такжезнаний по технике безопасности при проведении всех работ на тяговыхподстанциях.
Проектирование тяговойподстанции выполняется с учетом действующих правил и норм на основанииимеющегося опыта эксплуатации и имеющихся достижений науки и технике в областиэлектрифицированного железнодорожного транспорта.
Целью курсового проектаявляются обобщения и углубления студентами знаний по дисциплине, изучениесовременных проблем проектирования.
Грамотно эксплуатироватьоборудование тяговой подстанции, уметь наблюдать и анализировать происходящие внем процессы, при необходимости наметить пути усовершенствования отдельныхузлов и иметь уверенность в том, что их осуществление возможно только послетщательного целенаправленного изучения принципа действия и устройства всеготого единого целого, что объясняется названием тяговая подстанция.
Тяговые подстанции классифицируют по:
1. Способу подключения к ЛЭП (опорные,транзитные, отпаечные, тупиковые)
2. Роду тока (постоянные, переменные, 1´27,5 кВ, 2´27,5 кВ, смешанные)
3. По способу управления
4. По способу обслуживания (с постояннымдежурным персоналом, с дежурным персоналом на дому, без дежурного персонала)
5. По уровню входного напряжения (220,110, 35, 10(6) кВ)
6. По виду оборудования (с выпрямительнымии с выпрямительно-инверторными агрегатами)
7. По виду аппаратуры на вводе высокогонапряжения силового трансформатора (на выключателях, на отделителях икороткозамыкателях)
8. По типу тяговой подстанции(передвижные, стационарные)
9. По конструкции РУ (ОРУ, ОРУ+ЗРУ,ОРУ+ЗРУ+КРУН)
10. По типу здания (панельные, кирпичные)
РЕФЕРАТ
В данном курсовом проекте разработана схемаглавных электрических соединений тяговой подстанции системы тяги соответствующейварианту задания. Рассчитываются токи коротких замыканий на шинах тяговой подстанции.С учётом рассчитанных токов коротких замыканий производится выбор и проверкааппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, применяемых на данной тяговойподстанции. Производится выбор ТСН и аккумуляторной батареи. Рассчитываются заземляющиеустройства. Производится расчёт технико-экономических показателей тяговойподстанции.
Курсовой проект содержит.
Рисунков – 11
Таблиц — 9
Чертежей — 1
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1. Схема внешнего электроснабжения
/>
Рис.1. Схема присоединения к системе внешнегоэлектроснабжения
Тяговая подстанция №5.
Род тока – переменный.
Характеристика источника питания.
/>МВ×А;
/>МВ×А;/>МВ×А;
5. Данные по подстанции. Проверить РУ НН
Понизительный тяговый трансформаторТДТНЭ-40000/110/35/27,5:
/>/>МВ×А;
/> кВ;
/> кВ;
/> кВ;
/> кВ×А;
Количество фидеров – 6;
Количество фидеров кс – 5;
Количество трансформаторов – 2;
/>;
6. Длины участков ЛЭП.
l1 =55 км; l2 =40 км; l3=45 км; l4 =50 км; l5 =50 км;
8. Данные для расчёта заземляющих устройств.
Сопротивление земли: />Ом×м;Площадь подстанции: S=8500м2
9. Выдержка времени релейной защиты.
Вводы 110 кВ – 2 с;
Вводы 35 кВ – 1,4 с;
Вводы 27.5 кВ – 1,1с;
Фидер 27.5 кВ – 0.4 с;
Фидер 35 кВ – 0.4 с;
10. Ток длительной нагрузки /> Ток аварийнойнагрузки />
/>
Рис.2 Однолинейная схема главных электрических соединений
Технические характеристикисилового трансформатора
Таблица 1Тип трансформатора Номинальное напряжение обмоток, кВ
Потери,
кВт
uК, %
IХ,
% Схема и группа соединения обмоток
Пределы РПН со стороны ВН, % Uном ВН СН НН
РХ
РК ВН-СН ВН-НН СН-НН ТДТНЭ-40000/110/35/27,5 110 35 27,5 45 145 17.5 10,5 6.5 1,0
Y0/Y0/D-
0-11 ± 9´1.0
Выбор трансформатора собственных нужд
На тяговой подстанцииустанавливают два ТСН с вторичным напряжением 380/220 В, каждый из которыхрассчитан на полную мощность собственных нужд.
Питание ТСН на тяговыхподстанциях переменного тока осуществляем от шин 27,5 кВ.
Необходимая мощность дляпитания собственных нужд переменного тока может быть определена суммированиемвсех мощностей потребителей подстанции.
Расчётная мощность для питаниясобственных нужд (мощность ТСН) определяется:
Расчётную мощность ТСНопределим по формуле:
/>
где: /> — коэффициент собственных нужд равный 0,006
/> — число понижающих трансформаторов равно 2
/>-Номинальная мощность трансформатора равная 40000 кВА
/>-Мощность устройств автоблокировки равная 40 кВА
/>-Мощность передвижной базы масляного хозяйства равная 20 кВА
/> кВА
По рассчитанной мощностивыбираем ТСН типа: ТМЖ –400/27,5/0,4
Расчет токов короткого замыкания
/>
Рис.3. Расчетная схема тяговой подстанции
/>
Рис.4. Электрическая схема замещения до точкик1
Расчёт сопротивлений элементов схемы замещения
Расчет сопротивлений системы найдёмотносительные сопротивления энергосистемы:
/>
/>
где: /> — базисная мощность, принимаем 100МВА;
/> — мощность короткого замыкания,МВА.
Относительные сопротивления ЛЭП:
/>
где: /> — удельное сопротивление проводов1 км линии, />=0,4 Ом/км;
l – длина линии, км.
Расчётные значения напряжения К.З. обмотоктяговых трансформаторов определим, используя выражения:
/>
Относительные сопротивления обмоток тяговоготрансформатора:
/>
/>
/>
где: /> — номинальная мощность трансформатора, МВА.
/>
Рис.5.замещение 2 линий Хл1 на эквивалентнуюХл11
/>
/>
Рис.6. замещение сопротивленийлиний Хл11и Хс1 на эквивалентное сопротивление Хс1л11
/>
/>
Рис.7.Схема замещения сопротивления обмотоктр-ра на эквивалентное сопротивление.
/>
Рис.8. Схема замещения до точки К2
/>
Преобразуем схему замещения до точки К2:
Приведём сопротивление на К1 к напряжению 27.5кВ
/>
/>
/>
Рис.9.
/>
/>
Рис.10.
/>
Расчёт токов короткогозамыкания на шинах РУ 27.5 кв.
При расчёте периодической составляющей токакороткого замыкания от источника используем приближенный метод, так каккороткое замыкание удалённое.
/>кА;
Расчёт апериодической составляющей
Апериодическую составляющую определим поформуле:
/>,
где: /> — время отключения тока короткогозамыкания;
/> — собственное время отключениявыключателя; для выключателя ВВС-35-20/1600 />=0.06 с;
/> — постоянная времени затухания,равная 0,02 сек [1];
/> — минимальное время срабатываниярелейной защиты />=0.01 с;
/>= 0.06+0.01=0.07 с.
/>кА.
Определение ударного тока.
/>=27,2 кА;
где: /> — ударный коэффициент, равный 1,8.
Определение полного тока короткого замыкания.
/>кА.
Для проверки аппаратуры, токоведущих частей иизоляторов рассчитаем токи двухфазного короткого замыкания, используявыражение:
I(2) = />;
где I(3) – ток трёхфазного короткогозамыкания.
/>кА; />кА;
/> кА; /> кА;
Выбор аппаратуры и токоведущих частейподстанции
Для обеспечения надёжной работы аппаратуры итоковедущих частей электроустановки необходимо правильно выбрать их по условиямдлительной работы в нормальном режиме и кратковременной работы в режиме короткогозамыкания.
Выбор аппаратуры и токоведущих частейвыполняется по номинальному току и напряжению:
Uуст £ Uн;Iраб.max £ Iн,
где Uуст – номинальное напряжениеустановки;
Uн – номинальное напряжениеаппарата;
Iраб.max – максимальный рабочий токприсоединения, где установлен аппарат;
Iн – номинальный ток аппарата.
Расчёт максимальных рабочих токов основныхприсоединений подстанции
Максимальный рабочий ток вводов опорной тяговойподстанции определим, используя выражение:
/>
где /> коэффициент перспективы, равный1.3;
/> — коэффициент транзита, равный 2
nт – число понижающихтрансформаторов
/> — номинальная мощность трансформатора,В×А;
/> — номинальное входное напряжениетяговой подстанции, В;
/>
Максимальный рабочий ток сборных шин опорной тяговойподстанции определим, используя выражение:
/>
/>
Максимальный рабочий ток обмотки высокогонапряжения тягового трансформатора определим по формуле:
/>
где: /> — коэффициент перегрузкитрансформатора, равный 1.5;
/> — номинальное напряжение сторонывысокого напряжения.
/>
Максимальный рабочий ток обмотки среднегонапряжения тягового трансформатора определим, используя выражение:
/>
где: /> - номинальное напряжение сторонысреднего напряжения, В;
/>/>
Максимальный рабочий ток обмотки низкогонапряжения тягового трансформатора определим, используя выражение:
/>
где: /> - номинальное напряжение сторонысреднего напряжения, В;
/>/>
Сборные шины низкого напряжения (27,5 кВ):
/>/>
где: /> — коэффициент распределениянагрузки на шинах вторичного напряжения, равный 0,6.
/>
Сборные шины среднего напряжения (35 кВ):
/>
/>
Максимальные рабочие токи фидеров районныхпотребителей определим по формуле:
/>
где /> — коэффициент перспективы, равный1.3;
/> — полная мощность районногопотребителя, В×А;
/> — номинальное напряжение районногопотребителя, В;
Ток фидера районного потребителя
/>
Ток фидера контактной сети (27,5 кВ) принимаем:/>А.
Расчёт величины теплового импульса для ОРУ 27.5 кВ
Для проверки аппаратуры и токоведущих частейвыполняется расчёт величины теплового импульса для всех РУ по выражению:
/> кА2×с
где /> - начальное значениепериодической составляющей тока короткого замыкания;
/> — постоянная времени затуханияапериодической составляющей тока короткого замыкания,
/>.
где /> - время срабатывания релейнойзащиты рассматриваемой цепи;
/> - полное время отключениявыключателя.
Результаты расчета оформим в виде таблицы:
Таблица 2 U, кВ
tа, с
tпв, с
tрз, с
tотк, с
Iк, кА
/>
/>, кА2с вводы 27.5 0,02 0,08 1.1 1.18 10.7
10.72(1.18+0,02) 103.8 фидеры 27.5 0,02 0,08 0,4 0,48 9.3
9.32(0,48+0,02) 43.2
Выбор сборных шин и токоведущих элементов.Выбор изоляторов
Шины открытых РУ 110 кВ и 27,5 выполняютсталеалюминевыми гибкими проводами марки АС.
Выбор гибких шин РУ –27,5 кВ
1) Сечение проводов выбирается по допустимомутоку:
/>
2)Проверка на термическую стойкость выполняетсяпо формуле:
/>
где: /> — минимальное сечение, термическое устойчивое при КЗ, мм2
Минимальное сечение, прикотором протекание тока КЗ не вызывает нагрев проводника выше допустимойтемпературы:
/>
где: /> - величина теплового импульса;
С – константа, значение которой для алюминиевыхшин равно 90, />.
3) Проверка по условию отсутствиякоронирования. /> где: E0– максимальноезначение начальной критической напряженности электрического поля, при которомвозникает разряд в виде короны, кВ/см,
/>
где: m – коэффициент, учитывающий шероховатостьповерхности провода (для многопроволочных проводов m = 0.82);
rпр – радиус провода, см.
E – напряжённость электрического поля околоповерхности провода, кВ/см,
/>
где U – линейное напряжение, кВ;
Dср – среднее геометрическоерасстояние между проводами фаз, см.
При горизонтальном расположении фаз />.
Здесь D – расстояние между соседними фазами,см. Для сборных шин приняты расстояния между проводами разных фаз –1.5 и 3.0 мдля напряжений 35 и 110 кВ соответственно.
Ввод РУ – 110 кВ, тип шин АС – 700 [4]
1. по допустимому току: />
/>=/>
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
Сборные шины РУ – 110 кВ, тип шин АС – 600 [4]
по допустимому току: />
/>=/>
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
Ввод СН тягового понижающего трансформатора,тип шин АС – 600 [4]
по допустимому току: />
/>=/>
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
Ввод НН тягового понижающего трансформатора,тип шин АС – 800 [4]
1.по допустимому току: />
/>=/>
2. по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
3. по термической стойкости: />
/>
800мм2 > 113мм2
Фидеры контактной сети 27,5, тип шин АС – 150[4]
по допустимому току: />
/>=/>
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
3. по термической стойкости: />
/>
150мм2 > 73мм2
Выбор изоляторов
Шины подвешиваются с помощью полимерныхподвесных изоляторов. Марки изоляторов и их технические данные представлены втаблице №3 для РУ 110 кВ, РУ 35 кВ и РУ 27,5кВ.
Таблица 3.Характеристики и марки изоляторов Номинальное напряжение, кВ Разрушающая сила при растяжении, кН Длина пути утечки не менее, мм Длина изоляционной части, мм Масса, кг Строительная высота, мм ЛК – 120/110 110 120 2500 1010 3,2 1377 ЛК – 120/35 35 120 900 370 1,8 597 ЛК – 120/35 35 120 900 370 1,8 597
Выбор коммутационной аппаратуры. Выключатели
Высоковольтные выключатели выбираются поусловиям:
по номинальному напряжению установки: />
по номинальному току: />
по конструктивному исполнению
Выбранные выключатели проверяются:
на электродинамическую стойкость:
/>
где /> — ударный ток короткого замыкания,кА.
/> — предельный сквозной ток, кА
на термическую стойкость:
/>
где:/> — величина теплового импульса вцепи выключателя, кА2×с;
/> — ток термической стойкости, кА;
/> - время протекания токатермической стойкости, с.
3. по номинальному току отключения:
/>
где: /> — периодическая составляющая токакороткого замыкания, кА;
/> - номинальный ток отключениявыключателя, кА;
4. по полному току отключения:
/>
где: /> — номинальное значениеотносительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе;
iк – полный ток КЗ;
5. по номинальному току отключенияапериодической составляющей тока КЗ:
/>
где: /> — номинальное нормируемое значениеапериодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;
/>
/>
где: /> — время от начала короткогозамыкания до расхождения контактов выключателя.
/>
/>– минимальное время действиярелейной защиты, с;
/> — собственное время отключениявыключателя, с.
6. по включающей способности:
/>
где: /> — номинальный ток включениявыключателя.
/>
РУ 110 кВ
Выключатель: ВЭБ – 110 – 40/2000
по номинальному напряжению установки:
/>
/>=110кВ = />=110, кВ
по номинальному току:
/>
/>=2000А > />=1091 А
РУ-27,5 кВ
Ввода
Выключатель: ВВС-35-20/1600
1 по номинальному напряжению установки:
/>
/>=35кВ > />=27,5, кВ
2 по номинальному току:
/>
/>=1600А >/>= 1259,6 А
на электродинамическую стойкость:
/>
/>=23.5кА =52, кА
на термическую стойкость:
/>
103.8
/>=103.8 =1200 кА2*с
5. по номинальному току отключения:
/>
/>=9.3кА = 20 кА
6. по номинальному току отключенияапериодической составляющей тока КЗ:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
0,4
7. по полному току отключения:
/>
/>
34,2 > 13.5 кА
8. по включающей способности:
/>
/>=9.3кА = 20 кА
/>
/>=23.5кА =52 кА
Фидера КС
Выключатель: ВВС-27.5-20/630
1 по номинальному напряжению установки:
/>
/>=27.5кВ =/>=27,5, кВ
2 по номинальному току:
/>
/>=630А >/>= 450 А
на электродинамическую стойкость:
/>
/>=23.5кА =52, кА
на термическую стойкость:
/>
43.2
43.2
5. по номинальному току отключения:
/>
/>=9.3кА = 20 кА
6. по номинальному току отключенияапериодической составляющей тока КЗ:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>=0,4кА=6 кА
7. по полному току отключения:
/>
/>
34,2 > 13.5 кА
8. по включающей способности:
/>
/>=9.3кА =20 кА
/>
/>= 23.5кА =52 кА
РУ 35 кВ
Выключатель: ВВС-35-20/1600
1 по номинальному напряжению установки:
/>
/>=35кВ = />=35 кВ
2 по номинальному току:
/>
/>=1600А > />=990 А
Разъединители
Разъединители выбирают по:
по номинальному напряжению установки:/>
по номинальному току:
/>
Выбранные разъединители проверяются:
на электродинамическую стойкость: />
где /> — ударный ток короткого замыкания,кА.
/> — предельный сквозной ток, кА
на термическую стойкость:
/>
где:/> — величина теплового импульса вцепи выключателя, кА2×с;
/> — ток термической стойкости, кА;
/> - время протекания токатермической стойкости, с.
РУ-110 кВ:
Разъединитель РГП-2-110/2000
по номинальному напряжению установки:
/>
/>=110кВ =/>= 110 кВ
по номинальному току:
/>
/>=2000А >/>=1091 А
РУ-27,5 кВ:
Разъединитель РГП-2-35/2000
1 по номинальному напряжению установки:
/>
/>=35кВ >/>=27,5 кВ
2 по номинальному току:
/>
/>=2000А > />=1259.6 А
на электродинамическую стойкость:
/>
/>=23.5кА =80 кА
на термическую стойкость:
/>
103.8
РУ-35 кВ:
Разъединитель РГП-2-35/1000
1 по номинальному напряжению установки:
/>
/>=35кВ =/>=35 кВ
2 по номинальному току:
/>
/>=1000А >/>= 990 А
Выбор измерительных трансформаторов. Выборобъёма измерений
Контрольно-измерительные приборыустанавливаются для контроля за электрическими параметрами в схеме подстанции ирасчётов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую тяговой подстанцией.
Измерение тока выполняется на вводах силовыхтрансформаторов со стороны всех ступеней напряжения: на всех питающих иотходящих линиях, фидерах контактной сети, ТСН (с низкой стороны).
Измерение напряжения осуществляется на шинахвсех РУ.
Учет активной и реактивной энергии с помощьюсчётчиков выполняется на вводах низшего напряжения понизительных, тяговыхтрансформаторов; фидерах потребителей, ТСН (счётчик активной энергии –устанавливается с низкой стороны).
Разработка схем измерений
Схемы измерений необходимы для определениярасчетных длин проводов, зависящих от схемы подключения.
Рис 11 Схемы подключения трансформаторов тока
а)
/>
б)
/>
с)
/>
Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают:
по номинальному напряжениюустановки:
/>
по номинальному току:
/>
по роду установки
по классу точности
Выбранные трансформаторы токапроверяется:
На электродинамическуюстойкость:
/>
где: /> - ударный ток короткогозамыкания;
/>= предельный сквозной токкороткого замыкания;
2. Проверка на термическуюстойкость:
/>
где: /> — тепловой импульс, кА2с;
/>
где: />ток термической стойкости, кА;
/> — время протекания токатермической стойкости, с.
3. Проверка на соответствиеклассу точности для номинальной нагрузки:
/>
где: /> - вторичная нагрузка наиболеенагруженной фазы ТТ, Ом;
/> - номинальная допустимая нагрузкапроверяемой обмотки ТТ в выбранном классе точности, Ом.
Так как индуктивноесопротивление токовых цепей невелико, то:
/>
/>
где: /> - сопротивление токовых обмотокизмерительных приборов и реле, Ом;
/> - сопротивление контактов: 0,05Ом – при двух и трёх приборах и 0,1 – при большом числе приборов;
/> - сопротивление соединительныхпроводов, Ом.
/>
где: />-удельное сопротивление материалапровода (с медными жилами – 1.75´10-8 Ом×м;с алюминиевыми жилами – 2,83´10-8Ом×м);
qпр — сечениепроводов, которое не должно быть меньше 4 ´10-6 м2 для алюминия и 2,5 ´10-6 м2 для меди, ноне более 10 ´10-6 м2;
/> — расчётная длина соединительныхпроводов
Встроенные ТТ наэлектродинамическую и термическую стойкости не проверяем.
Ввод высокого напряжениясилового трансформатора.
Тип ТТ: ТВ – 110 – 1000/5
по номинальному напряжениюустановки:
/>
110 = 110 кВ
по номинальному току:
/>
1200 > 1091 А
3. на соответствие классуточности для номинальной нагрузки:
/>
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э377: />
Счётчик активной энергииСА3У-И670: />
Счётчик реактивной энергииСР4-И673: />
/>
/>
/>
/>
/>
1,0 > 0.8 Ом
Ввод низкого напряжения тягового трансформатора27,5 кВ
Тип ТТ: ТВ – 35 – 1500/5
по номинальному напряжению установки:
/>
35 > 27,5 кВ
по номинальному току:
/>
1500 > 1259.6 А
3. на соответствие классуточности для номинальной нагрузки:
/>
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э377: />
Счётчик активной энергииСА3У-И670: />
Счётчик реактивной энергииСР4-И673: />
/>
/>
/>
/>
/>
1,2 > 1,0 Ом
Фидеры контактной сети 27,5кВ.
Тип ТТ: ТВ – 35 – 600/5
по номинальному напряжениюустановки:
/>
35кВ > 27,5 кВ
по номинальному току:
/>
600А > 450 А
3. на соответствие классуточности для номинальной нагрузки:
/>
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э377: />
/>
/>
/>
/>
/>
1,0 > 0,91 Ом
Ввод среднего напряжения тяговоготрансформатора 35 кВ
Тип ТТ: ТВ – 35 – 1000/5
1.по номинальному напряжению установки:
/>
35кВ > 27,5 кВ
2.по номинальному току:
/>
1000А > 990 А
3. на соответствие классу точности дляноминальной нагрузки:
/>
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э377: />
Счётчик активной энергииСА3У-И670: />
Счётчик реактивной энергииСР4-И673: />
/>
/>
/>
/>
/>
1,2 > 1,0 Ом
Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются:
1. по номинальному напряжению установки:
/>
2. по конструкции и схеме соединения обмоток;
3. по классу точности;
4. по нагрузке вторичных цепей:
/>
где: S2ном –номинальная мощность ТН в выбранном классе точности, ВА;
S2 – суммарнаямощность, потребляемая подключенными к ТН приборами, ВА.
/>
где: Sприб –мощность потребляемая всеми катушками одного прибора;
/> - коэффициент мощности прибора.
Выбор ТН в РУ – 110 кВ
Таблица 4.Прибор Тип прибора
Nкат
Nпр
Sн
Cos jпр
Sin jп
Pпр, Вт
Qпр, ВАр Вольтметр Э378 1 1 2 1 2.0 - Счётчик активной энергии СА3У-И670 2 8 4 0.38 0.93 24 59.5 Счётчик реактивной энергии СР4-И673 3 8 7.5 0.38 0.93 68.4 167.3 Реле напряжения РН — 54 1 3 1.0 1 3.0 - ИТОГО: 97.4 226,8
/>
Тип ТН: 3´ЗНОГ – 110 82У3
/>
450 > 226.8 ВА
110 = 110 кВ
Таблица 5.Выбор ТН в РУ – 27.5 кВ: Прибор Тип прибора
Nкат
Nпр
Sн
Cos jпр
Sin jп
Pпр, Вт
Qпр, ВАр Вольтметр Э378 1 1 2 1 2.0 - Счётчик активной энергии СА3У-И672 2 6 4 0.38 0.93 18,2 44,7 Счётчик реактивной энергии СР4-И673 3 4 7,5 0.38 0.93 34,2 83,7 Электронная защита фидера УЭЗФМ 1 5 4 1 20 - Определитель места повреждения ОМП 1 2 1 1 2 - Реле напряжения РН — 54 1 3 1 1 3 - ИТОГО: 79,4 128,4
/>
Тип ТН: 2´ЗНОМ –35
/>
300 > 150.9 ВА
35 > 27,5 кВ
Таблица 6.Выбор ТН в РУ – 35 кВ Прибор Тип прибора
Nкат
Nпр
Sн
Cosjпр
Sinjп
Pпр, Вт
Qпр, ВАр Вольтметр Э378 1 1 2 1 2.0 - Счётчик активной энергии СА3У 2 8 4 0.38 0.93 24.5 62.3 Счётчик реактивной энергии СР4-И673 3 8 7.5 0.38 0.93 68.3 167.6 Реле напряжения РН — 54 1 3 1.0 1 3.0 - ИТОГО: 97.8 229.9
/>
Тип ТН: 3´ ЗНОМ –35
/>
450> 249.8 ВА
35 = 35 кВ
Выбор ограничителейперенапряжения
Для защиты изоляциитоковедущих частей, аппаратуры и оборудования от коммутационных и атмосферныхперенапряжений.
ОПН выбирают по условию:
/>
ОРУ -110 кВ: ОПН – У/TEL –110-УХЛ 1
110 = 110 кВ
ОРУ — 27.5 кВ: ОПН – У/TEL –27,5-УХЛ 1
27,5 = 27,5 кВ
ОРУ — 35 кВ: ОПН – У/TEL –35-УХЛ 1
35 = 35 кВ
Выбор аккумуляторной батареи изарядно-подзарядного агрегата
В качестве аккумуляторнойбатареи используют, как правило, свинцово-кислотные и в отдельных случаяхщелочные железо-никелевые АБ.
Выбор АБ заключается вопределении теплового номера батареи, состоящей из СК – аккумуляторовстационарного типа и расчёте числа последовательно включённых элементов.
Число элементов АБ, работающейв режиме постоянного подзаряда, определим по формуле:
/>
где: />-напряжение на шинах АБ, равное258 В.
/>-напряжение подзаряда, равное 2.15В.
/>
Номер аккумуляторной батареиопределим, исходя из расчётной ёмкости /> и наибольшего тока при разряде:
/>
где: /> - расчётный ток длительногоразряда;
/> - ток, потребляемый постоянно включеннымипотребителями;
/> — ток, потребляемый потребителями,подключенными к АБ в аварийном режиме;
/> - время аварийного режима, равное2 ч.
/>
/>
/>
Номер АБ по условиямдлительного режима
/>
где: /> - ёмкость двухчасового разрядааккумулятора СК – 1, равная 22 А×ч.
/>
/>
принимаем Nдл = 6
Наибольший ток прикратковременном режиме разряда АБ:
/>
где: />-ток, потребляемый наиболее мощнымприводом при включении выключателя (для ВВС-35, />=100 А).
/>
Номер АБ по условиямкратковременного режима:
/>
где: 46 А – токкратковременного разряда для СК – 1
/>
принимаем Nкр = 4
Окончательно принимаем СК – 6
Наибольший ток подзарядногоагрегата
/>
где: /> - для СК-6 ¸ СК-20
/>
Мощность подзарядногопреобразовательного и зарядного агрегата:
/>
/>
где: /> - число элементов АБ.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Выбираем тип выпрямителя,используемого в подзарядных и зарядных преобразователях:
ВАЗП – 380/260 – 40/80
/>
Sн = 20,8 кВт
Sн > Sзар
20,8 > 8.034 кВт
Iн = 80 А
Iн > Iзар
80 > 52.5 А
Расчёт заземляющего устройства
длина горизонтальных заземлителей
/>
/>
Сопротивление заземляющегоконтура:
/>
/>Ом
/>
Так как />>0.5 то заземляющееустройство следует дополнить вертикальными заземлителями
Длина вертикальногозаземлителя равна 5 метра
расстояние между вертикальнымиэлектродами
/>
/>
число вертикальных электродов
/>
/>
Сопротивление заземляющегоконтура:
/>
А = (0.444 – 0.84×/>, при />
А = (0.355 – 0.25×/>, при />
/>
А = (0.444 – 0.84×/>
/>
/>
/>
/>
При расчёте токов короткогозамыкания от источника в РУ 110 кВ используем приближенный метод, так каккороткое замыкание удалённое.
Расчёт периодическойсоставляющей.
/>кА;
/>
Выполняем проверку понапряжению заземляющего устройства:
/>
где: /> - Допустимое значение напряжениязаземляющего устройства, равное 10 кВ.
/>
/>
2,11кВ
Экономическаячасть проекта
Определение стоимости тяговой подстанции
Определение стоимости проектируемой тяговой подстанциипроизводится по укрупнённым показателям стоимости строительства объектовэлектрификации железнодорожного транспорта с учётом основных узлов и элементовподстанции.
В связи с изменением стоимости, монтажных работ и оборудованиятяговой подстанции, значение стоимости, приведённых в указанной литературе [2]необходимо умножить на следующие коэффициент:
С*50
Стоимость тяговой подстанции определяется по формуле:
СТП = Сстр + Смонт + Собор
Годовые эксплуатационные расходы:
Сэ = СW + Сa + Срем + СЗП
где: СW – стоимость потерь электроэнергии
/>
где: b — стоимость 1кВт*ч (0,2538 руб/кВт*ч);
W – перерабатываемое за год количество электроэнергии;
Сa — стоимость амортизационных отчислений:
/>
где: Срем — стоимость годового обслуживания и ремонтатяговой подстанции:
/>
где: СЗП – годовой фонд заработной платы зависящий отметода обслуживания, штата должностных лиц и окладов, с учётом средствматериального поощрения в размере 40 % от ФЗП.
При расчёте СЗП учитывается 13-ая зарплата, равнаямесячному ФЗП:
/>
Расчёт годового фонда заработной платы сводим в таблицу № 7
Таблица 7Должность Кол-во человек Оклад Сумма Начальник 1 10000 10000 Ст. электромеханик 1 7000 7000 Электромеханик 4 6000 24000 Электромонтёр 3 4500 13500 Уборщица 1 2000 2000 Итого: 9 56500
/>
Далее определим себестоимость перерабатываемой электроэнергии загод:
/>
где: Сэ – годовые эксплуатационные расходы.
Стоимость 1 кВА установленной мощности рассчитываем по формуле:
/>
где: Sу – установленная мощность всех силовыхтрансформаторов ТП, питающегося от входного РУ.
Для удобства сводим расчёт стоимости оборудования тяговойподстанции, строительных и монтажных работ в таблицу № 8.
Таблица 8.Наименование Строительные работы, руб. Монтажные работы, руб.
Оборудование
руб.
1. Верхнее строение пути
2. Здание ТП
3. Благоустройство территории
4. ОРУ – 110 кВ
5. ОРУ – 35 кВ
6. Тяговый блок
7. Питание автоблокировки
8. Шкафы СН
9. Прожекторное освещение
10. Заземление
11. Отдельно стоящие молниеотводы
12. Порталы шинных мостов и опоры
13. Подвеска шин к трансформаторам 110 кВ
14. Резервуар для слива масла V=30 м3
15. Кабельные каналы
16. Прокладка кабелей и др.
10660
38170
10880
51380
11180
14310
460
170
3270
1410
760
650
230
1780
2160
330
-
11180
-
29700
8900
10380
220
30
1060
1790
-
-
250
40
-
33890
-
52670
-
160720
102520
254680
8250
1430
-
-
-
-
-
-
-
- ИТОГО 137460 89360 496600
/>руб.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Основные технико-экономические показатели тяговой подстанции
Для характеристики спроектированной тяговой подстанции приведёмследующие технико-экономические показатели.
Таблица 9Наименование Единица измерения Расчётное значение Площадь ТП
м2 8500 Установленная мощность оборудования кВА 60600 Обслуживающий штат чел. 10 Стоимость ТП руб. 36171000 Стоимость 1 кВА установленной мощности руб./кВА 597 Себестоимость перерабатываемой электроэнергии руб./кВтч 0,041
Список использованнойлитературы
Бей Ю. М., Мамошин П.П. и др. Тяговыеподстанции: учебник для вузов железнодорожного транспорта. – М.: Транспорт,1986 – 319 с.
Гринберг – Басин М. М. Тяговые подстанции:Пособие по дипломному проектированию. – М: Транспорт, 1986 – 168 с.
Давыдов И. К., Попов Б. М., Эрлих В. М.Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. – М:Транспорт, 1987 – 416 с.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическаячасть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового идипломного проектирования; Учебное пособие для вузов. – М.:Энергоатомиздат,1989. – 608 с.
Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторныеподстанции. — М: Транспорт, 1983 – 496 с.
Справочник по электроснабжению железныхдорог / Под ред. К.Г. Марквардта. –М.: Транспорт, 1982.Т2 – 392 с.
Пузина Е.Ю. Методические указания сзаданием на курсовой проект для студентов 3-го курса специальности«Электроснабжение железнодорожного транспорта» Г. Иркутск 2003 г.
Н. И. Белорусов., А. Е. Саакян., А. И.Яковлева. Электрические кабели, провода и шнуры. – М.: Энергоатомиздат, 1988. –536 с.