Введение
электрическийэнергосистема трансформатор напряжение
Техническоеперевооружение железнодорожного транспорта осуществляется на базе широкой электрификациилиний, которая проводится с использованием новейших достижений техники, нового прогрессивногооборудования. Одним из перспективных направлений решения этой задачи является применениесистемы электроснабжения 2×25 кВ. С использованием этой системы в десятойи одиннадцатой пятилетках электрифицировано около 1100 км линий Московской, Белорусской,Целинной, Горьковской дорогах, в двенадцатой пятилетки было электрифицировано ещёне менее 1700 км на Горьковской, Целинной, Алма-атинской и Байкало-Амурской дорогах.
Система электроснабжения2×25 кВ имеет ряд достоинств по сравнению с обычной системой переменного тока25 кВ: меньшие нагрузки на провода контактной сети и потери напряжения и энергиив тяговой сети, уменьшенные влияния на линии связи. Снижение потерь позволяет значительноувеличить расстояние между тяговыми подстанциями, что даёт определённый экономическийэффект, и располагать их в наиболее удобных для эксплуатации местах.
Положительныесвойства системы электроснабжения 2×25 кВ дают возможность применять её дляусиления устройств электроснабжения при возросшем грузопотоке без увеличения числатяговых подстанций. Такой вид усиления можно производить на отдельных лимитирующихмежподстанционных зонах и даже на части их около подстанций, где особенно великанагрузка проводов и потери напряжения.
При системеэлектроснабжения 2×25 кВ в пять раз по сравнению с системой 25 кВ уменьшаетсязона, в которой требуется реконструкция существующих воздушных линий связи и другихкоммуникаций по условиям электромагнитного влияния.
Исходныеданные
Исходными даннымидля курсового проекта являются:
1. Вариант схемыпитания (рисунок 1);
/>
Рисунок 4. ДвухцепнаяЛЭП-110 кВ
2. Номер проектируемойтяговой подстанции — 4;
3. Род тока– переменный (2×25 кВ);
4. Характеристикаисточников питания (таблица 1);
Таблица 1.Параметры питающей энергосистемы№ варианта Параметры системы ИП1 ИП2
Sкз1, МВА
Sс1, МВА
Sкз2, МВА
Sс2, МВА 14 1700 ∞ 2200 760
5. Данные поподстанции (таблица 1).
Таблица 2.Данные по понизительным трансформаторам (ТП), трансформаторам районной нагрузки(ТРН), фидерам районной нагрузки и количеству перерабатываемой электроэнергии.
№
варианта ТП ТРН
Sф 35кВ / кол-во
Sф 10кВ / кол-во
Wгод,
кВтч×106
Sн,
МВА
UВН,
кВ
UСН,
кВ
UНН,
кВ кол-во
Sн,
МВА
UВН,
кВ
UСН,
кВ
UНН,
кВ кол-во
16 110 2*25 10 3 10 110
- 10 1 - 800/8 85
Таблица 3. ДлиныЛЭП
№
варианта Длина, км
l1
l2
l3
l4
l5
l6
l7 14 79 72 75 70 72 79 75
Таблица 4.Данные по цепям собственных нужд
Наименование
потребителя
ku cosφ № варианта
7 Мощность, кВт Рабочее освещение 0,7 1,0 25 Аварийное освещение 1,0 1,0 2,3 Моторные нагрузки 0,75 0,8 32 Печи отопления и калориферы 0,65 1,0 23 Потребители СЦБ 0,75 0,8 43
Цепи управления,
защиты и сигнализации 0,7 1,0 2,5 Зарядно-подзарядный агрегат 0,7 1,0 9,5
Таблица 5.Данные для расчёта заземляющих устройств
№
варианта Расчётный параметр Сопротивление верхнего слоя земли, ρ1, Ом×м Сопротивление нижнего слоя земли, ρ2, Ом×м
Толщина
верхнего слоя
земли, h, м
Время протекания />, с 7 400 80 2,0 0,4
Таблица 6. Времявыдержки защит
№
варианта Время выдержки, t, с Место установки защиты
Вводы
220 кВ
Вводы
35 кВ
Вводы
2×27,5 кВ
Вводы
10 кВ
Фидер
35 кВ
Фидер
2×27,5 кВ
Фидер
10 кВ 4 2,0 1,5 1,0 1,0 1,0 0,5 0,5
Однолинейнаясхема главных электрических соединений. Структурная схема подстанции
Наиболее экономичнаясхема подстанции для совместного питания районных и тяговых потребителей получаетсяпри использовании трёхобмоточных однофазных трансформаторов. В этой схеме трансформаторы1,2,3 и 4подключают к первичным шинам 110 кВ по схеме полного треугольника,для тяги используют вторичные обмотки трансформаторов, обмотки всех трёх трансформаторовсоединяют в звезду для питания района. Трансформатор 4, питающий только район, являетсярезервным для тяги и поэтому должен иметь три варианта подключения к шинам первичногонапряжения 110 кВ и два варианта подключения к РУ 2×25 кВ. При выходе из строяодного из тяговых трансформаторов заменяет его трансформатор 4, а район в это времяпитается с ухудшенным качеством напряжения.
Для улучшенияэлектроснабжения районных потребителей схему с тремя трёхобмоточными трансформаторамидополняют одним трёхфазным двух- или трёхобмоточным трансформатором. В этом случаеэ.п.с. в нормальном режиме получает питание от двух однофазных трансформаторов,районная нагрузка от трёхфазного. При отключении любого однофазного трансформатораего заменяет резервный трансформатор4.
/>
Рисунок 2. Структурнаясхема соединений элементов ТП при системе 2×25 кВ.
1 – вводы 110 кВ; 2 – ОРУ – 110 кВ; 3 – трёхобмоточный однофазный трансформатор110/2×25/10 – резервный трёхобмоточный однофазный трансформатор 110/10, 5– РУ-2×25 кВ; 6 – фидеры к/сети или питающие провода; 7 – ДПР; 9 — РУ-10 кВ;10 – фидеры районных потребителей 10 кВ; 11 – трансформатор районных нагрузок; 12– ЗРУ-10 кВ; 8 – фидера районных потребителей 10 кВ.
Выбор типа силовоготрансформатора
Силовые трансформаторыобщего назначения по своим основным техническим параметрам должны удовлетворятьтребованию ГОСТ 11677-75, а также ГОСТ на трансформаторы различных классов напряжения.
Условное обозначениетрансформатора содержит буквенное обозначение, характеризующее число фаз (О – однофазные,Т — трёхфазные), вид охлаждения (М – естественное масляное, Д – масляное с дутьёми естественной циркуляцией масла, ДЦ – масляное с дутьём и принудительной циркуляциеймасла), число обмоток, если их больше двух, работающих на самостоятельные сети (длятрёхобмоточного трансформатора применяют букву Т), и вид переключения ответвлений;цифровое обозначение, характеризующее номинальную мощность и класс напряжения; годвыпуска рабочих чертежей трансформаторов данной конструкции; климатическое исполнениеи категорию размещения по ГОСТ 15150-69 и 15543-70.
Кроме того,в обозначении трансформаторов могут быть следующие буквы: Н – выполнение одной изобмоток с устройствами РПН; А – автотрансформатор (впереди обозначения); Р – трансформаторс расщеплённой обмоткой низшего напряжения (после числа фаз); Ж – для железнодорожноготранспорта, электрифицированного на переменном токе; Э – трансформаторы, предназначенныедля электрификации железных дорог (ставилось ранее в конце общего обозначения).
Силовые трансформаторыимеют устройства для переключения ответвлений обмоток: РПН – ступенчатое регулирование(переключение) под нагрузкой; ПБВ – переключение при отключенном трансформаторе,т.е. без возбуждения.
Трансформаторыдопускают параллельную работу в следующих сочетаниях: двухобмоточные друг с другом,трёхобмоточные друг с другом на всех трёх обмотках; двухобмоточные с трёхобмоточными,если установлено, что нагрузка на одной из обмоток параллельно работающих трансформаторовне превышает её нагрузочную способность.
В аварийныхслучаях трансформаторы с системами М, Д, ДЦ допускают кратковременные перегрузкисверх номинального тока независимо от длительности предшествующей нагрузки, температурыохлаждения среды и места установки согласно ГОСТ 14209-69.
Трёхобмоточныйтрансформатор допускает любое распределение длительных нагрузок по его обмоткампри условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим ток перегрузки,а суммарные нагрузочные потери не превысят сумму потерь холостого хода и наибольшегоиз значений потерь короткого замыкания трёх пар обмоток.
Выбираем тяговыйтрансформатор типа – ОРДТНЖ-16000/110-79 У1.
Обозначениетипа трансформатора расшифровывается следующим образом: О – однофазный, Р – с расщеплённойобмоткой НН, Д – охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и естественнойциркуляцией масла, Т — трёхобмоточный, Н – с регулированием напряжения под нагрузкой,Ж – для питания переменным током электрифицированных железных дорог; номинальнаямощность – 16000 кВА; класс напряжения обмотки ВН – 110 кВ; год выпуска рабочихчертежей 1979; У1 – исполнение для районов с умеренным климатом при размещении наоткрытом воздухе.
/>Таблица 8. Основные технические данные трансформатораОРДТНЖ-16000/110-79 У1
Номинальная
мощность, кВА
Номинальное
напряжение
обмоток, кВ Схема и группа соединения
Напряжение к.з.,
% Потери, кВт Ток х.х., % Масса, кг
Габаритные
размеры, мм ВН СН
НН
(расщеплённая) ВН-НН ВН-СН СН-НН НН1-НН2 холостого хода
Короткого
замыкания ВН-НН ВН-СН СН-НН 16000 110 27,5 10 11 9,6 17 6 - 26 135 140 90 0,5 83500 7960×4900×7640
Выбор типа трансформаторарайонной нагрузки
Выбираем районныйтрансформатор типа – ТДН -16000/110- 86. Обозначение типа трансформатора расшифровываетсяследующим образом: Т – трёхфазный, М – естественная циркуляция воздуха и масла,Н – наличие системы регулирования напряжения под нагрузкой; номинальная мощность– 16000 кВА; класс напряжения обмотки ВН 110 кВ.
Таблица 9. Основные техническиеданные трансформатора ТМН-10000/110
Номинальная
мощность, кВА
Номинальное
напряжение
обмоток, кВ Схема и группа соединения
Напряжение
к.з., % Потери, кВт Ток х.х., % Масса, кг
Габаритные
размеры, мм ВН НН ВН-НН холостого хода короткого замыкания 10000 110 10
/>//> — 11 10,5 5,6 33,5 0,9 12900 4020×3350×3800
Разработка однолинейнойсхемы тяговой подстанции
Первоначальнойзадачей курсового проекта является разработка однолинейной схемы подстанции, котораяопределяет состав необходимого оборудования и аппаратуры.
Схемы распределительныхустройств подстанции определяется местом тяговой подстанции (ТП) в схеме её внешнегоэлектроснабжения (опорная, промежуточная, тупиковая) и назначением конкретного РУ,а также количеством силовых и тяговых трансформаторов.
Однолинейнаясхема ТП составляется на основе типовых проектов и конкретных условий задания.
В курсовом проектеоднолинейная схема выполняется в виде чертежа, на котором показаны все РУ подстанциии соединения между ними. После выбора оборудования и аппаратуры на чертеже указываютсяих типы. Чертёж выполняется с учётом требований ЕСКД для электрических схем.
При выборе схемыглавных электрических соединений ТП необходимо учитывать следующие требования:
— надёжностьработы;
— экономичность;
— удобство эксплуатации;
— безопасностьобслуживания;
— возможностьрасширения.
Надёжность работыТП обеспечивается:
-резервированием силовых трансформаторов, преобразовательных агрегатов,аппаратуры и токоведущих частей;
— секционированиесборных шин разъединителями или выключателями, снабжёнными соответствующими автоматическимиустройствами;
— устройствомобходных цепей с выключателями для замены основных выключателей на время ремонта.
Удобство эксплуатациии безопасность обслуживания основного оборудования схемы главных электрических соединенийобеспечивается простотой и наглядностью схемы, обеспечением минимального объёмапереключений при изменении режима работы, доступностью оборудования и аппаратурыдля ремонта.
В соответствиис указанными требованиями разработаны типовые схемы РУ:
1 ОРУ-110 (220)кВ опорных ТП: а) с количеством вводов до 5 выполняется по схеме с одинарной, секционированнойвыключателем, и обходной системой шин; б) с количеством вводов 5 и более – с двумярабочими системами шин и обходной системой шин.
2 ОРУ-110 (220)кВ транзитных ТП выполняют по мостиковой схеме с рабочей и ремонтной перемычками.
3 ОРУ-110 (220)кВ отпаечных и тупиковых ТП выполняют по схеме «два блока (ввода) с неавтоматическойперемычкой (без выключателя)».
4 ОРУ-35 (10)кВ с первичным напряжением ТП 110 (220) кВ выполняется по схеме с одной рабочейсистемой шин, секционированной выключателем.
5 РУ-27,5 кВимеет трёхфазную рабочую систему шин и запасную шину. Две фазы секционированы разъединителями.Третья фаза соединяется с контуром заземления и не секционируется.
6 РУ-2×27,5кВ имеет трёхфазную рабочую и запасную системы шин. Четыре шины, к которым подключеныфидеры контактной сети и питающие провода соответствующих двух фаз, секционируютразъединителями. Шина третьей фазы не секционируется.
Описание назначенияосновных элементов схемы тяговой подстанции
- Силовой трансформатор предназначен для преобразования электрическойэнергии по уровню напряжения.
- Выключатель предназначен для коммутации электрических цепей под нагрузкойв нормальных и аварийных режимах.
- Разъединитель предназначен для включения и отключения под напряжениемучастков электрической цепи при отсутствии тока нагрузки для токов воздушных и кабельныхлиний, токов холостого хода трансформаторов и токов небольших нагрузок, также дляобеспечения безопасности работы на отключаемом участке или оборудовании путём созданиявидимого разрыва между токоведущими частями.
- Ограничители перенапряжения предназначены для защиты изоляции токоведущихчастей, изоляции силового оборудования и изоляции аппаратуры от коммутационных иатмосферных напряжений.
- Трансформаторы тока предназначены для уменьшения величины тока до значенийудобных для питания измерительных приборов и реле, также для изоляции цепей измеренияи защиты от цепей высокого напряжения, возможность вывести измерительные приборыи реле на большие расстояния от места измерения в щитовую.
- Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжениядо стандартного и для отделения цепей измерения, учёта электроэнергии и релейнойзащиты от первичных цепей высокого напряжения.
- Заградительный реактор предназначен для пропуска токов частотой 50Гц к силовому трансформатору.
- Конденсатор связи предназначен для пропуска токов частотой более 50Гц к высокочастотному приёмо-передатчику.
/>Выбор аппаратуры и токоведущих частей подстанции.Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции
Для обеспечениянадёжной работы аппаратуры и токоведущих частейэлектроустановки необходимо правильно выбрать их по условиям длительной работы внормальном режиме и проверить для условий кратковременной работы в режиме к.з.
Выбор аппаратурыи токоведущих частей выполняются по номинальному току и напряжению .
где Iраб max – максимальный рабочий ток присоединения, в котором установлен аппарат,А;
Iном – номинальный ток аппарата, А;
Uуст – номинальное напряжение установки, кВ;
Uном – номинальное напряжение аппарата, кВ.
Максимальныйрабочий ток вводов транзитной ТП:
/>,
где Sном тр Σ – суммарная номинальная мощность силовых трансформаторов, кВА;
kпр – коэффициент перспективы (kпр=1,3);
kтр – коэффициент транзита (kтр=2 для опорных ТП).
Расчёт максимальногорабочего тока вводов транзитной ТП, А:
/>.А
/>,
где kрн1 – коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения (kрн1=0,75).
Расчёт максимального рабочего тока сборных шин транзитной ТП, А: (2.
Максимальный рабочий ток сборных шин транзитной ТП:
Максимальныйрабочий ток сборных шин СН и НН:
/>, (2.1.6)
где kрн2 – коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения(kрн2=0,6).
Расчёт максимальныхрабочих токов сборных шин СН и НН, А:
/>,
/>.
Максимальныйрабочий ток фидеров районных потребителей:
/>, (2.1.7)
где Sф max – полная мощность потребителя, кВА;
Uном (35,10) – номинальное напряжение соответствующее напряжению фидера районногонапряжения, кВ.
Расчёт максимальныхрабочих токов фидеров районных потребителей, А:
/>
Максимальныйрабочий ток фидера контактной сети 2×27,5 кВ принимаем, А:
/>. (2.1.8)
Максимальныйрабочий ток обмоток ВН и НН районного трансформатора,
/>, (2.1.9)
Расчёт максимальныхрабочих токов обмоток ВН и НН районного трансформатора, А:
/>,
/>,
Максимальныйрабочий ток сборных шин 10 кВ:
/>, (2.1.10)
Расчёт максимальногорабочего тока сборных шин 10 кВ, А:
/>.
Максимальныерабочие токи в цепи ввода трансформатора собственных нужд (ТСН):
/>, (2.1.11)
где Sном ТСН – номинальная мощность ТСН, кВА;
Uном 1(2) – номинальное напряжение первичной (вторичной) обмотки ТСН, кВ.
Расчёт максимальныхрабочих токов в цепи ввода трансформатора собственных нужд (ТСН), А:
/>,
/>.
Выбор сборныхшин и токоведущих элементов. Выбор изоляторов
Шины открытыхРУ-27,5; 35; 110; 220 кВ выполняют сталеалюминевыми гибкими проводами марки АС.
Выбор сечениясборных гибких шин и проводов всех присоединений выполняем по длительно допускаемомутоку:
/>, (2.2.1)
где Iдоп – длительно допускаемый ток для выбранного сечения, А;
Iраб max – максимальный рабочий ток токоведущих элементов, А.
Выбор сборныхгибких шин и проводов всех присоединений сводим в таблицу 10.
Таблица 10.Выбор сборных гибких шин и поводов всех присоединений.Наименование присоединения Тип провода Условие выбора — по длительно допускаемому току, А Ввод 110 кВ АС-240/56
610/>341,162 Обмотка ВН силового трансформатора АС-240/56
610/>98,412 Сборные шины ВН ТП АС-240/56
610/>255,871 Обмотка СН силового трансформатора АС-300/39
710/>618,59 Сборные шины СН ТП АС-185/29
510/>494,872 Обмотка ВН районного трансформатора АС-70/11
265/>98,974 Обмотка НН силового трансформатора АС-400/22
830/>787,296 Сборные шины НН ТП АС-300/66
680/>629,837 Фидера к/сети АС-150/19
450/>400
В РУ-10 кВ применяютсяжесткие алюминиевые шины. При токах до 3 кА применяются однополосные и двухполосныешины прямоугольного сечении; при больших токах – шины коробчатого сечения, так какони обеспечивают меньшие потери и лучшие условия охлаждения.
Выбор сборныхжёстких шин сводим в таблицу 11.
Таблица 11.Выбор сборных жёстких шинНаименование присоединения Тип шины Условие выбора — по длительно допускаемому току, А РУ-10 кВ АДО-30×4
365/>277,128
Выбор силовыхкабелей линий не тяговых потребителей выполняем:
— по номинальномунапряжению:
/>, (2.2.2)
где Uном – номинальное напряжение токоведущего элемента, кВ;
Uраб– рабочее напряжение линии (РУ), кВ.
Маркировка кабелей:А – токоведущая жила алюминиевая; А – оболочка алюминиевая; ОС – отдельная оболочкакаждой жилы свинцовая; Ц – бумажная изоляция с нестекающими массами; Б – броня изплоских стальных лент; л — подушка под бронёй из крепированной бумаги, пропитаннойбитумом + одна пластмассовая лента; Шв – наружный покров из поливинилхлоридногошланга; 3 – трёхжильный; (сечение одной жилы, мм2 – номинальное напряжение,кВ).
Шины ОРУ 10;27,5 и 110 подвешивают на изоляторах ПФ или ПС, собранных в гирлянды или используютполимерные подвесные изоляторы. Выбор изоляторов сводим в таблицу 14.
Таблица 14.Выбор подвесных изоляторовХарактеристики изоляторов РУ-110 кВ РУ-27,5 кВ РУ-10 кВ Тип изоляторов ЛК-120/110 ЛК-120/35 3×ПС-70 Номинальное напряжение, кВ 110 27,5 10
Разрушающая сила
при растяжении, кН 120 120 70 Длина пути утечки, не менее, мм 2500 900 - Длина изоляционной части, мм 1010 370 - Масса, кг 3,2 1,6 - Строительная высота, мм 1377 597 - Расстояния между фазами, см 300 160 160
В РУ-10 кВ жёсткиешины крепят на опорных и проходных изоляторах. Проходные изоляторы применяют длясоединения частей электроустановок внутри помещений и для соединения наружных ивнутренних частей установок. Выбор опорных изоляторов выполняем:
— по номинальномунапряжению (2.2.2);
Выбор проходныхизоляторов выполняем:
— по номинальномунапряжению (2.2.2);
— по номинальномутоку:
/>, (2.2.4)
где Iном – номинальный ток токоведущего элемента, А.
Выбор опорныхи проходных изоляторов сводим в таблицу 15.
Таблица 15.Выбор опорных и проходных изоляторов
Наименование
присоединения
По конструктивному
исполнению
Типы
изоляторов Условия выбора
— по номинальному
напряжению, кВ
— по номиналь-
ному току, А РУ-10 кВ опорный ОНШ-10-20 УХЛ1
10/>10 - проходной ИП-10/630-750 УХЛ1
10/>10
630/>277,128
Маркировка изоляторов:О – опорный; Н – наружный; Ш – штыревой; И – изолятор; П – проходной; П – подвесной;С – стеклянный; Ф – фарфоровый; ЛК – полимерный; ( номинальное напряжение, кВ /номинальный ток, А – минимальное разрушающее усилие на изгиб, даН); УХЛ – для умеренно-холодногоклимата; 1 – категория размещения на открытом воздухе.
Выбор коммутационнойаппаратуры. Выключатели
Высоковольтныевыключатели выбираются по следующим условиям:
— по напряжениюустановки:
/>, (2.3.1.1)
где Uном уст – номинальное напряжение установки, кВ.
— по номинальномутоку:
/>, (2.3.1.2)
где Iном – номинальный ток токоведущего элемента, А;
Iраб max — максимальный рабочий ток присоединения, где устанавливают выключатель,А.
— по конструктивномуисполнению: масляные с большим или малым объёмом масла; вакуумные; элегазовые.
Выбор высоковольтныхвыключателей сводим в таблицу 16.
Таблица 16.Выбор высоковольтных выключателей
Наименование
присоединения
Типы
выключателей Условия выбора
— по
напряжению установки, кВ
— по
номинальному току, А — по конструктивному исполнению РУ-110 кВ ВГТ-110-40/1600 У1
110/>110
1600/>341,162 элегазовый РУ-27,5 кВ ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1
27,5/>27,5
1600/>787,296 вакуумный РУ-10 кВ ВВ/ТEL-10-20/1000
10/>10
1000/>346,41 вакуумный
Маркировка выключателей:В – выключатель; В – воздушный (вакуумный); Т — трёхполюсной; С – обозначение серии;Г – элегазовый; (номинальное напряжение, кВ – номинальный ток отключения, кА / номинальныйток, А). Климатическое исполнение: УХЛ – для районов с умеренно-холодным климатом.Категория размещения: 1 – на открытом воздухе.
Разъединители
Разъединителивыбирают:
— по напряжениюустановки (2.3.1.1);
— по номинальномутоку (2.3.1.2);
— по виду установки:внутренняя или наружная;
-по конструктивному исполнению: однополюсные или трёхполюсные, с заземляющиминожами или без них, с вертикальным расположением главных ножей или с горизонтальным.
Выбор разъединителейсводим в таблицу 17
Таблица 17.Выбор разъединителей
Наименование
присоединения Марки разъединителей Тип привода Условия выбора
— по
напряжению
установки, кВ
— по
номинальному току, А — по виду установки — по конструктивному исполнению Ввод 110 кВ РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1 ПР-УХЛ1
110/>110
1000/>341,162 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами Ввод ВН силового трансформатора РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1 ПР-УХЛ1
110/>110
1000/>98,412 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами
Сборные шины
110 кВ РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1 ПР-УХЛ1
110/>110
1000/>255,817 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами Ввод СН силового трансформатора РНДЗ.1-27,5/1000 ХЛ1 ПВ-20У2
25/>25
1000/>618,59 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами Ввод НН силового трансформатора РНДЗ.1-10/1000 ХЛ1 ПВ-20У2
27,5/>10
1000/>787,296 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами
Фидера к/сети
2×25 кВ РНД-25/1000 ХЛ1 ПВ-20У2
27,5/>27,5
1000/>400 наружная трёхполюсной РУ-10 кВ РЛНД.1-10/400 ХЛ1 ПРНЗ-10 ХЛ1
10/>10
400/>346,41 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами
Маркировка разъединителей:Р – разъединитель; Н – наружной установки; Д – двухколонковый или вертикально-поворотный;З – с заземляющими ножами. Числа после точек означают количество заземляющих ножей.Числа перед дробной чертой и за ней означают соответственно номинальное напряжение,кВ, и номинальный ток, А. Климатическое исполнение: УХЛ – для районов с умеренно-холоднымклиматом. Категория размещения: 1 – на открытом воздухе.
Предохранители
Предохранителина напряжение свыше 1000 В используют для защиты трансформаторов напряжения (ТН)в РУ-10 кВ. При этом применяют предохранители типа ПКН, ПК и ПКТ (трубчатые с кварцевымзаполнителем).
Предохранителивыбирают:
— по номинальномунапряжению кВ:
— по номинальномутоку А:
Выбираем предохранительмарки: ПКН 001-10 У3.
Маркировка предохранителей:П – предохранитель; К – кварцевый; Т – для защиты силовых трансформаторов и линий;Н – для трансформаторов напряжения; цифры после букв: первая – наличие ударногоустройства (1) или его отсутствие (0), вторая и третья – конструкция контактов,в которых установлен патрон предохранителя. Число после дефиса – номинальное напряжение,кВ. Климатическое исполнение: У – для районов с умеренным климатом. Категория размещения:3 – в закрытом помещении с естественной вентиляцией.
Выбор измерительныхтрансформаторов
Выбор объёмаизмерений
Контрольно-измерительныеприборы устанавливаются для контроля электрических параметров в схеме подстанциии расчётов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую ТП.
1. Измерениетока выполняется на вводах силовых трансформаторов со стороны всех ступеней напряжения;на всех питающих и отходящих линиях, фидерах контактной сети, ТСН (по вводу НН).
2. Учёт активнойи реактивной энергии с помощью счётчиков выполняется на вводах низкого напряженияпонизительных, тяговых трансформаторов, фидерах потребителей, ТСН (счётчик активнойэнергии устанавливается по вводу НН).
При выборе трансформаторовтока (ТТ) необходимо учитывать его назначение – для присоединения каких видов защити измерительных приборов предназначен ТТ.
Класс точностиТТ должен соответствовать его назначению. ТТ класса 0,5 применяют для присоединениярасчётных счётчиков (класс точности этих счётчиков на подстанции обычно 2,0), классаточности 1 – для присоединения приборов технического учёта, класса 3(Р) или 10–дляприсоединения релейной защиты.
В РУ-110 кВустанавливаем амперметр Э377, реле максимального тока РТ-40/100, реле времени РВМ-12.В РУ-2×25, и 10 кВ устанавливаем амперметр Э377, реле максимального тока РТ-40,реле времени РВМ-12. На фидере к/сети к ТТ присоединяют: Э377; РТ-40/50; РВМ-12;УЭЗФ и ОМП.
При выборе трансформаторовнапряжения (ТН) конструкция и схема соединения обмоток должны соответствовать назначениютрансформатора, которые могут быть одно- или трехфазными. Последние применяют принапряжении 6 (10) кВ, а однофазные – при любых напряжениях.
При необходимостиобеспечивать контроль изоляции электроустановки применяют трехобмоточные трансформаторы.
Необходимыйкласс точности ТН зависит от его назначения и выбирается по тем же соображениям,что и для трансформаторов тока. Потерю мощности в соединительных проводах обычноне учитывают.
Для упрощениярасчетов нагрузку однофазных ТН, соединённых в трехфазную группу, можно вычислить,не разделяя ее по фазам, так же как для трехфазных трансформаторов. К ТН обычноподключают вольтметр (Э378) для измерения напряжения на шинах РУ, счетчики электрическойэнергии, комплекты реле для контроля напряжения между всеми фазами РУ, при необходимости– обмотки реле мощности, некоторых типов реле времени, реле частоты. На тяговыхподстанциях переменного тока к ТН присоединяют, помимо измерительных приборов иреле напряжения, электронные реле защиты фидеров контактной сети и определителиместа к.з. на контактной сети. Если вторичная нагрузка S2 превышает номинальную мощность трансформатора S2ном в требуемом классе точности, следует установить дополнительно трансформаторнапряжения и присоединить к нему часть приборов.
Выбор трансформаторовтока
/>
Рисунок 4. Схемысоединения трансформаторов тока с приборами
Выбор ТТ выполняем:
— по напряжениюустановки (2.3.1.1);
— по номинальномутоку первичной обмотки:
/>, (2.4.3.1)
где I1ном – номинальный ток первичной обмотки ТТ, А; его значение должно бытькак можно ближе к значению Iраб max, так как недогрузка первичной обмотки приводитк увеличению погрешности измерения.
— по виду установки:внутренняя или наружная;
— по классуточности: при питании расчётных счётчиков – 0,5; щитовых приборов и контрольныхсчётчиков – 1; релейной защиты – 10(Р).
Выбор ТТ сводимв таблицу 18.
Маркировка ТТ:Т – трансформатор тока; В – встроенный; К – для КРУ; П — проходной; Л – с литойизоляцией. Числа после букв – номинальное напряжение, кВ; римская цифра – вариантконструктивного исполнения; в числителе – номинальный ток, А, в знаменателе – номинальныйвторичный ток, А. Буква после чисел: У – для работы в районах умеренного климата.Последняя цифра: 2 – для работы в помещениях со свободным доступом наружного воздуха;3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.
Таблица 18.Выбор ТТ
Наименование
присоединения Тип трансформатора Условия выбора — по напряжению установки, кВ — по номинальному току, А — по виду установки — по классу точности РУ-110 кВ ТВ-110-I-1500/5 У2
110/>110
1500/>341,162 наружная 0,5 и 10(Р) Фидера к/сети 2×25 кВ ТВ-27,5-III-750/5 У2
35/>27,5
750/>400 наружная 0,5 и 10(Р) Ввод СН силового трансформатора ТВ-27,5-III-750/5 У2
27,5/>27,5
750/>618,59 наружная 0,5 и 10(Р) Сборные шины СН ТВ-27,5-III-750/5 У2
27,5/>27,5
750/>400 наружная 0,5 и 10(Р) РУ-10 кВ 2×ТПЛК-10-400/5 У3
10/>10
400/>346,41 внутренняя 0,5 и 10(Р) Фидера районных потребителей 10 кВ 2×ТПЛК-10-200/5 У3
10/>10
200/>180,133 внутренняя 0,5 и 10(Р)
Выбор трансформаторовнапряжения
Выбор ТН выполняем:
— по напряжениюустановки (2.3.1.1);
— по конструкциии схеме соединения обмоток (в соответствии с измерительными приборами и реле, присоединённымик ТН);
— по классуточности: при питании расчётных счётчиков – 0,5; щитовых приборов, контрольных счётчикови реле – 1; 3.
Выбор ТН сводимв таблицу 19.
Маркировка ТН:Н – трансформатор напряжения; О – однофазный; М- с естественным масляным охлаждением;Г – с газовой изоляцией; З – заземляемый с одним заземляющим вводом обмотки высшегонапряжения. Числа после букв: после первого дефиса – класс напряжения, кВ, послевторого – год разработки конструкции. Буква после чисел: У – для работы в районахумеренного климата.
Последняя цифра:1 – для работы на открытом воздухе; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественнойвентиляцией.
Таблица 19.Выбор ТН.
Наименование
присоединения
Тип
трансформатора Условия выбора
— по напряжению
установки, кВ — по конструкции и схеме соединения обмоток — по классу точности Шины ТП 3×ЗНОГ-110-82 У1
110/>110
/> 0,5 и 1 Обходная система шин РУ-110 кВ ТП ЗНОГ-110-82 У1
110/>110
/> 0,5 и 1 Шины РУ-2×25 кВ 4×ЗНОМ-27,5-72 У1
27,5/>27,5
/> 0,5 и 1 Шины районных РУ-10 кВ 3×НОМ-10-66 У3
10/>10
/> 0,5 и 1
Выбор устройствзащиты от перенапряжений
Здания и РУподстанции защищаются от прямых ударов молнии и от волн перенапряжения, набегающихс линии, а также от коммутационных перенапряжений. Защита от прямых ударов молнииоткрытых подстанций и ОРУ напряжением 20-500 кВ выполняется молниеотводами, установленнымина конструкциях открытых распределительных устройств или отдельно.
Защита от волнперенапряжений, набегающих по воздушным линиям, может выполняться тросовыми молниеотводами,кабельными вставками и разрядниками. Для РУ напряжением 10 кВ и выше, к которымприсоединены воздушные линии, должны быть предусмотрены вентильные разрядники илиограничители перенапряжений (ОПН). Вентильные разрядники (ОПН) должны быть установленыбез коммутационных аппаратов в цепи между защищаемыми трансформаторами и разрядниками.
Вид защищаемогооборудования влияет на серию устанавливаемого разрядника в связи с тем, что разныевиды оборудования имеют различные уровни изоляции. Для защиты РУ переменного токаподстанции используют вентильные разрядники соответствующих напряжений: ТВС-220,РВМГ-220, РВС-110, РВС-35, РВО-10. Для защиты РУ тягового напряжения применяют дляподстанций постоянного тока – РВКУ-3,3, устанавливаемые на выводах всех фидеровконтактной сети, и РВПК-3,3, присоединяемых к шинам РУ 3,3 кВ. Для защиты от перенапряженийвыпрямительных агрегатов на вторичной стороне преобразовательного трансформатораустанавливают разрядники.
В ряде случаев,определяемых ПУЭ, на вводах подстанции, на отходящих воздушных линиях, в том числена фидерах контактной сети переменного тока и на линиях ДПР, устанавливают трубчатыеразрядники.
В курсовом проектедля всех РУ выбираем ОПН.
ОПН выбирают:- по напряжению установки (2.3.1.1)
Выбор ОПН сводимв таблицу 20.
Таблица 20.Выбор ОПН
Наименование
присоединения
Тип ОПН
(Производитель: ОАО “Электрозавод” + Cooper Power Systems Division) Условие выбора
— по напряжению
установки, кВ РУ-110 кВ VariSTAR–AZG4-220
110/>110 РУ-2×25 кВ VariSTAR–Ultra-35
35/>27,5 РУ-10 кВ VariSTAR–Ultra-10
10/>10
Расчёт токовкороткого замыкания
При проектированиилюбой электроустановки необходим расчёт токов короткого замыкания, так как на основанииего результатов производится проверка выбранного оборудования, аппаратуры, токоведущихчастей и расчёт релейных защит. Расчётным режимом для проверки аппаратуры и токоведущихчастей ТП является режим трёхфазного к.з..
Расчётная схематяговой подстанции
Составляем расчётнуюсхему цепи к.з… Для этого заданную схему внешнего электроснабжения дополняют схемойТП, на которой указывают понижающие трансформаторы, преобразовательные агрегатыи шины всех РУ. Схему составляем для максимального расчётного режима, т.е. учитываемпараллельную работу понижающих трансформаторов.
/>
Рисунок 5. Расчётнаясхема ТП
Электрическаясхема замещения
По расчётнойсхеме составляется электрическая схема замещения (рис.6), на которой все элементыпредставляются в виде сопротивлений. Сопротивления схемы замещения считаются чистоиндуктивными, т.к. в высоковольтных цепях активные сопротивления много меньше индуктивных.
/>
Рисунок 6.Электрическая схема замещения
Выполняем расчёткаждого из сопротивлений схемы замещения. Преобразовываем схему замещения цепи к.з.до состояния: от каждого источника до места к.з. одно результирующее сопротивление.
По расчётнойрисунок и электрической схемах замещения (рис.6) находим относительные сопротивленияэнергосистемы до шин подстанции:
/>, (3.3.1)
/>, (3.3.2)
где Sб – базисная мощность, МВА;
Sкз1,2 – мощность трёхфазного к.з. каждой системы, МВА.
Расчёт относительногосопротивления энергосистемы до шин подстанции.
/>,
/>.
Относительныесопротивления линий:
/>, (3.3.3)
/>, (3.3.4)
где x0 – активное сопротивление 1 км линии, Ом/км;
l‘1,2 – длина каждой линии, км;
Uср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ.
Длина линий:
/>, (3.3.5)
l2=l14(3.3.4)
Расчёт длиныкаждой линии, км:
/>,
/>.
Расчёт относительныхсопротивлений линий, о.е.:
/>,
/>.
Расчётные значениянапряжения к.з. обмоток трансформаторов:
/>, (3.3.7)
/>, (3.3.8)
/>, (3.3.9)
где uкВ-С, uкВ-Н, uкС-Н – напряжения к.з. для каждой пары обмоток силового трансформатора,%.
Расчёт значенийнапряжений к.з. обмоток силового трансформатора, %:
/>,
/>,
/>.
Относительныесопротивления обмоток силового и районного трансформаторов:
/>, (3.3.10)
/>, (3.3.11)
/>,(3.3.12)
где Sн тр– номинальная мощность трансформатора, МВА; uк – напряжение к.з. для обмотки районного трансформатора, %. Расчётотносительных сопротивлений обмоток силового и районного трансформатора, о.е.:
/>,
/>,
/>,
Расчёт эквивалентногосопротивления до точки К-1, о.е.:
/>
/>, (3.3.13)
/>,(3.3.14)
/>, (3.3.14)
/> (3.3.15)
/>
/> (3.3.16)
Расчёт эквивалентногосопротивления до точки К-2, о.е.:
/>
/>, (3.3.17)
/>, (3.3.18)
/>, (3.3.19)
/>, (3.3.20)
/> (3.3.21)
При условии,что э.д.с. источников одинаковы по значению и фазе, сопротивление X*б6 линии, соединяющей оба источника,можно исключить, т.к. ток по нему не протекает.
/>
/>, (3.3.22)
Расчёт эквивалентногосопротивления до точки К-3, о.е.:
При условии,что э.д.с. источников одинаковы по значению и фазе, сопротивление X*б12 линии, соединяющей оба источника,можно исключить, т.к. ток по нему не протекает.
/>
/>, (3.3.23)
/>, (3.3.23)
/>, (3.3.25)
/>, (3.3.26)
/>
/>, (3.3.27)
/>, (3.3.28)
/>, (3.3.29)
/>, (3.3.30)
/>/>
Схема замещениядля расчёта эквивалентного сопротивления до точки КЗ.
Расчёт токовкороткого замыкания на шинах РУ
Расчёт токовк.з. на шинах 110 кВ.
Удалённостьточки к.з. по величине расчётного сопротивления:
/>, (3.4.1)
/>, (3.4.2)
где X *рез1,2– результирующее сопротивление от источникадо места к.з. (X *рез1= X *б1; X *рез2= =X *б2);
Sc1,2 – мощность системы, МВА.
Расчёт удалённоститочки к.з. для источников, о.е.:
/>,
/>.
По удалённоститочки к.з. выбираем каким методом необходимо определять величины тока к.з.:
Действующеезначение периодической составляющей 3-х фазного тока удалённогок.з. с помощью приближённого метода:
/>. (3.4.3)
Расчёт периодическойсоставляющей, кА:
/>.
Номинальныйток источника:
/>. (3.4.7)
Расчёт номинальноготока источника, кА:
/>.
Расчёт ведём для выключателя типа: ВГТ-220-40/2500 У1.
Для данного выключателя tСВ=0,035, с.
Время от начала к.з. до расхождения контактов выключателя:
/>, (3.4.8)
где tРЗ min –время срабатывания релейной защиты, с, принимаемое tРЗ=0,01 с;
tСВ– собственное время отключения выключателя: от момента подачиимпульса на электромагнит отключения привода выключателя до момента расхожденияконтактов, с.
Расчёт времениотключения, с:
/>.
Определяем n* по типовым кривым при τ=0,045 с. Получаем n*=0,945.
Расчёт действующегозначения периодической составляющей 3-х фазного тока к.з., кА:
/>.
Максимальноезначение апериодической составляющей 3-х фазного тока к.з. в моментрасхождения контактов выключателя:
/>, (3.4.9)
где Та– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., с, получаемаяиз табл.7 [6]; для выключателя класса 110 кВ Та=0,03 с.
Расчёт апериодическойсоставляющей 3-х фазного тока к.з. для двух источников, кА:
/>,
/>.
Ударное значение3-х фазного тока к.з.:
/>, (3.4.10)
где kу– ударный коэффициент, определяемыйпо табл.3 [4]; для выключателя класса 110 кВ
kу=1,72.
Расчёт ударного3-х фазного тока к.з. для двух источников, кА:
/>,
/>.
Полный 3-хфазный ток к.з.:
/>. (3.4.11)
Расчёт полного3-х фазного тока к.з. для двух источников,кА:
/>,
/>.
Находим суммарныесоставляющие 3-х фазного тока к.з.,кА:
/>, (3.4.12)
/>, (3.4.13)
/>, (3.4.14)
/>. (3.4.15)
Расчёт токовк.з. на шинах 2×25 кВ.
Расчёт удалённоститочки к.з. для источников, о.е.:
/>,
/>.
Расчёт периодическойсоставляющей 3-х фазного тока к.з.,кА:
/>.
Расчёт номинальноготока источника, кА:
/>.
Расчёт ведёмдля выключателя типа: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1.
Для данноговыключателя tСВ=0,06, с.
Расчёт полноговремени отключения, с:
/>.
Определяем n* по типовым кривым при τ=0,07 с. Получаем n*=1,01.
Расчёт действующегозначения периодической составляющей 3-х фазного тока к.з., кА:
/>.
Расчёт апериодическойсоставляющей 3-х фазного тока к.з. для двух источников (для выключателякласса 27,5 кВ Та=0,04 с), кА:
/>,
/>.
Расчёт ударного3-х фазного тока к.з. для двух источников (для выключателя класса27,5 кВ kу=1,6), кА:
/>,
/>.
Расчёт полного3-х фазного тока к.з. для двух источников,кА:
/>,
/>.
Расчёт токовк.з. на шинах 10 кВ.
Расчёт удалённоститочки к.з. для источников, о.е.:
/>,
/>.
Расчёт периодическойсоставляющей 3-х фазного тока к.з. длядвух источников, кА:
/>,
/>.
Расчёт ведёмдля выключателя типа: ВВ/TEL-10-12,5/1000.
Для данноговыключателя tСВ=0,015, с.
Расчёт полноговремени отключения, с:
/>.
Расчёт апериодическойсоставляющей 3-х фазного тока к.з. для двух источников (для выключателякласса 10 кВ Та=0,01 с), кА:
/>,
/>.
Расчёт ударного3-х фазного тока к.з. для двух источников (для выключателя класса10 кВ kу=1,72), кА:
/>,
/>.
Расчёт полного3-х фазного тока к.з. для двух источников,кА:
/>,
/>.
Проверка токоведущихчастей, изоляторов и аппаратуры по результатам расчёта токов короткого замыкания
Выбранные поусловию нормального режима работы аппараты, необходимо проверить по условиям короткогозамыкания, т.е. на электродинамическую и термическую устойчивость.
Расчёт величинытеплового импульса для всех РУ
Для удобствапроверки выполняют расчёт величины теплового импульса для всех РУ по выражению:
/>, (4.1.1)
где Iп – начальное значение периодической составляющей тока к.з., кА;
Та– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., с.
Полное времяотключения:
/>, (4.1.2)
где tРЗ – время срабатывания релейной защиты рассматриваемой цепи;
tВ– полное время отключения выключениядо погасания дуги, с.
РУ-110 кВ:
Марка выбранноговыключателя: ВГТ-110-40/2500 У1.
Параметры длярасчётов: tРЗ=2 с, tВ=0,055 с, Та=0,03 с.
Полное времяотключения, с:
/>.
Расчёт величинытеплового импульса, кА2×с:
/>.
РУ-2×25кВ:
Марка выбранноговыключателя: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1.
Параметры длярасчётов: tРЗ=1 с, tВ=0,08 с, Та=0,04 с.
Полное времяотключения, с:
/>.
Расчёт величинытеплового импульса, кА2×с:
/>.
РУ-10 кВ:
Марка выбранноговыключателя: ВВ/ТЕL-10-20/1000.
Параметры длярасчётов: tРЗ=1 с, tВ=0,025 с, Та=0,01 с.
Полное времяотключения, с:
/>.
Расчёт величинытеплового импульса, кА2×с:
/>.
Фидера 2×25кВ:
Марка выбранноговыключателя: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1.
Параметры длярасчётов: tРЗ=0,5 с, tВ=0,08 с, Та=0,04 с.
Полное времяотключения, с:
/>.
Расчёт величинытеплового импульса, кА2×с:
/>.
Фидера 10 кВ:
Марка выбранноговыключателя: ВВ/ТЕL-10-20/1000.
Параметры длярасчётов: tРЗ=0,5 с, tВ=0,025 с, Та=0,01 с.
Полное времяотключения, с:
/>.
Расчёт величинытеплового импульса, кА2×с:
/>.
Проверка токоведущихэлементов
Проверку токоведущихэлементов выполняют:
— на электродинамическуюустойчивость:
/>. (4.2.1)
Для этого необходимоопределить механическое напряжение />расч,возникающее в токоведущих элементах при к.з.:
/>, (4.2.2)
где – расстояниемежду соседними опорными изоляторами, м (РУ-10 кВ =1 м);
а – расстояниемежду осями соседних фаз, м (в РУ-10 кВ а=0,25 м);
iу – ударный ток трёхфазного к.з., кА;
W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действиюусилия, м3.
Момент сопротивленияоднополостных прямоугольных шин при расположении на ребро:
/>, (4.2.3)
где b – толщина шины, м;
h – ширина шины, м.
Далее, расчётноенапряжение сравнивают с допустимым для различных алюминиевых сплавов.
— на термическуюустойчивость:
/>, (4.2.4)
где q – выбранное сечение, мм2;
qmin – минимально допустимое сечение токоведущей части, при котором протеканиетока к.з. не вызывает нагрев проводника выше кратковременно допустимой температуры(условие термической устойчивости), мм2;
С – коэффициент,значение которого для алюминиевых шин равно 90, А×с1/2/мм2.
— по условиюотсутствия коронирования:
/>, (4.2.5)
где Ео– максимальное значение начальной критической напряжённости электрического по-
ля, при которомвозникает разряд в виде короны, кВ/см:
/>, (4.2.6)
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочныхпроводов m=0,82);
rпр – радиус провода, см;
Для вводов 110кВ выбрали марку провода: АС-240/56.
Параметры длярасчётов: rпр=1,12 см; q=241 мм2.
Проверка натермическую устойчивость, мм2:
/>; />.
Проверка поусловию отсутствия коронирования, кВ/см:
/>,
/>,
/>.
Для обмоткиВН силового трансформатора выбрали марку провода: АС-240/56.
Параметры длярасчётов: rпр=1,12 см; q=241 мм2.
Проверка натермическую устойчивость, мм2:
/>; />.
Проверка поусловию отсутствия коронирования, кВ/см:
/>,
/>,
/>.
Для сборныхшин ТП ВН выбрали марку провода: АС-240/56.
Параметры длярасчётов: rпр=1,12 см; q=241 мм2.
Проверка натермическую устойчивость, мм2:
Проверка поусловию отсутствия коронирования, кВ/см:
/>,
/>,
/>.
Для обмоткиСН силового трансформатора выбрали марку провода: АС-300/39.
Параметры длярасчётов: rпр=1,2 см; q=301 мм2.
Проверка натермическую устойчивость, мм2:
/>; />.
Проверка поусловию отсутствия коронирования, кВ/см:
/>,
/>,
/>.
Для сборныхшин ТП СН выбрали марку провода: АС-185/29.
Параметры длярасчётов: rпр=0,94 см; q=181 мм2.
Проверка натермическую устойчивость, мм2:
/>; />.
Проверка поусловию отсутствия коронирования, кВ/см:
/>,
/>,
/>.
Для РУ-10 кВвыбрали жёсткие шины марки: АДО-30×4.
Параметр длярасчётов: q=4×30=120 мм2.
Проверка натермическую устойчивость, мм2:
/>; />.
Проверка наэлектродинамическую стойкость, МПа:
/>,
/>,
/>.
Для фидероврайонных потребителей 10 кВ выбрали марку кабеля: ААБлШв-В-3×150-10.
Параметры длярасчётов: q=150 мм2; ro=0,206 Ом/км; xo=0,079 Ом/км.
Проверка натермическую устойчивость, мм2:
/>; />.
Проверка попотери напряжения до потребителя:
/>, (4.2.8)
где ΔUдоп– допустимое значение потеринапряжения, которое равно для рабочих приёмников равно 5%;
ΔU – потеря напряжения в линии до потребителя, %.
При питанииодного потребителя, находящегося в конце линии:
/>, (4.2.9)
где Uн – номинальное напряжение линии, кВ;
ro и xo – активное и реактивное сопротивления 1 кмлинии, Ом/км;
Pmax– максимальная из мощностей потребителей,кВт.
Определяем максимальнуюмощность всех потребителей, кВт:
/>, (4.2.10)
/>,
/>,
/>,
/>.
/>.
Находим потерюнапряжения и проверяем условие (4.2.8), %:
/>,
/>.
Проверка изоляторов
Опорные и проходныеизоляторы проверяются по допускаемой нагрузке:
/>, (4.3.1)
где Fдоп – разрушающая нагрузка на изгиб изолятора, Н;
Fрасч – сила, действующая на опорный изолятор при к.з., Н:
/>, (4.3.2)
iу – ударный ток 3-х фазного к.з., кА;
l — расстояние между соседними опорными изоляторами, м (для РУ-10 кВl=1 м);
а – расстояниемежду осями шин соседних фаз, м.
Находим силу,действующую на опорный изолятор при к.з., Н:
/>.
Проверяем условие(4.3.1):
/>.
Для проходныхизоляторов:
/>. (4.3.3)
Находим силу,действующую на проходной изолятор при к.з., Н:
/>.
Проверяем условие(4.3.1):
/>.
Проверка коммутационнойаппаратуры. Выключатели
Выбранные выключателипроверяются:
— на электродинамическуюустойчивость:
/>, (4.4.1.1)
где iпр – амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., кА.
— на термическуюустойчивость:
/>, (4.4.1.2)
где Bк – тепловой импульс тока к.з. по расчёту, кА2×с;
IТ – предельный ток термической стойкости, кА;
tТ — время прохождения тока термической стойкости, с.
— по номинальномутоку отключения:
/>, (4.4.1.3)
где Iном откл – номинальный ток отключения, кА;
Iпд – действующее значение периодической составляющей тока к.з. в моментрасхождения контактов, кА.
— по номинальномутоку отключения апериодической составляющей тока к.з.:
/>, (4.4.1.4)
где iа ном – номинальное нормирующее значение апериодической составляющей токак.з., кА:
/>, (4.4.1.5)
где βном – номинальное содержание апериодическойсоставляющей:
/>. (4.4.1.6)
/>, (4.4.1.7)
где Та– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. при t=0 (Та=0,05), с.
— по полномутоку отключения:
/>. (4.4.1.8)
— по включающейспособности:
/>; />, (4.4.1.9)
где Iк – эффективное значение номинального тока включения, кА;
iнвкл – амплитудное значение номинального тока включения, кА.
Для ввода 110кВ выбрали выключатель марки: ВГТ-110-40/2500 У1.
Проверка наэлектродинамическую устойчивость:
/>.
Проверка натермическую устойчивость, кА2×с:
/>.
Проверка по номинальному току отключения, кА:
/>.
Проверка пономинальному току отключения апериодической составляющей тока к.з., кА:
/>.
Проверка пополному току отключения, кА:
/>.
Проверка повключающей способности, кА:
/>; />.
Для ввода НСсилового трансформатора выбрали выключатель марки: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1.
Проверка наэлектродинамическую устойчивость:
/>.
Проверка натермическую устойчивость, кА2×с:
/>.
Проверка по номинальному току отключения, кА:
/>.
Проверка пономинальному току отключения апериодической составляющей тока к.з., кА:
/>.
Проверка пополному току отключения, кА:
/>.
Проверка повключающей способности, кА:
/>; />.
Для фидеровк/сети выбрали выключатель марки: ВВС-27,5-20/1600УХЛ1.
Проверка наэлектродинамическую устойчивость:
/>.
Проверка натермическую устойчивость, кА2×с:
/>.
Проверка по номинальному току отключения, кА:
/>.
Для РУ-10 кВвыбрали выключатель марки: ВВ/ТEL-10-20/1000.
Проверка наэлектродинамическую устойчивость:
/>.
Проверка натермическую устойчивость, кА2×с:
/>.
Проверка по номинальному току отключения, кА:
/>.
Проверка пономинальному току отключения апериодической составляющей тока к.з., кА:
/>.
Проверка пополному току отключения, кА:
/>.
Разъединители
Выбранные разъединителипроверяются:
— на электродинамическуюустойчивость (4.4.1.1).
— на термическуюустойчивость (4.4.1.2).
Для ввода РУ-110кВ выбрали разъединитель марки: РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1.
Проверка наэлектродинамическую устойчивость, кА:
/>.
Проверка натермическую устойчивость, кА2×с:
/>.
Для ввода ВНсилового трансформатора выбрали разъединитель марки: РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1.
Проверка наэлектродинамическую устойчивость, кА:
/>.
Проверка натермическую устойчивость, кА2×с:
/>.
Для сборныхшин ВН выбрали разъединитель марки: РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1.
Проверка наэлектродинамическую устойчивость, кА:
/>.
Проверка натермическую устойчивость, кА2×с:
/>.
Для РУ-10 кВвыбрали разъединитель марки: РЛНД.1-10/400 ХЛ1.
Проверка наэлектродинамическую устойчивость, кА:
/>.
Проверка натермическую устойчивость, кА2×с:
/>.
4.4.3 Предохранители
Предохранителипроверяют по номинальному току отключения:
/>. (4.4.3.1)
Для РУ-10 кВвыбрали предохранитель марки: ПКН 001-10 У3.
Проверяем предохранительпо номинальному току отключения, кА:
/>.
Проверка измерительныхтрансформаторов
Проверка трансформаторовтока
Выбранные трансформаторытока проверяются:
— на электродинамическуюстойкость:
/>, (4.5.1.1)
где kдин – кратность электродинамической стойкости:
/>, (4.5.1.2)
где I1ном – номинальный ток первичной обмотки ТТ, А.
— на термическуюстойкость:
/>, (4.5.1.3)
где kТ – кратность термической стойкости:
/>. (4.5.1.4)
— на соответствиеклассу точности для номинальной нагрузки:
/>, (4.5.1.5)
где z2 – вторичная нагрузка наиболее нагруженной фазы ТТ.
Для РУ-110 кВвыбрали ТТ марки: ТВ-110-I-1500/5 У2.
Проверка ТТна соответствие классу точности для номинальной нагрузки:
Для класса точности0,5: z2 ном=1,2 Ом.
Подключенныеприборы к ТТ:
— амперметрмарки Э377: rА=0,02 Ом;
— счётчик активнойэнергии марки СА4-И672: rСА=0,1 Ом;
— счётчик реактивнойэнергии марки СР4-И673: rСР=0,1 Ом.
Рассчитываемсуммарное активное сопротивление всех подключенных приборов, Ом:
/>. (4.5.1.9)
Рассчитываемсопротивление медных проводов (для РУ-220 кВ lпр расч=125 м), Ом:
/>.
Расчёт вторичнойнагрузки наиболее нагруженной фазы ТТ, Ом:
/>.
Проверка условия(4.5.1.5):
/>.
Для класса точности10(Р): z2 ном=1,2 Ом.
Подключенныеприборы к ТТ:
— реле максимальноготока марки РТ-40/100: rРТ=0,003 Ом;
— реле временимарки РВМ-12: rРВМ=0,1 Ом.
Рассчитываемсуммарное активное сопротивление всех подключенных приборов, Ом:
/>.
Расчёт вторичнойнагрузки наиболее нагруженной фазы ТТ, Ом:
/>.
Проверка условия(4.5.1.5):
/>.
Для ввода 10кВ районного трансформатора выбрали ТТ марки: 2×ТПЛК-10-400/5 У3.
Проверка наэлектродинамическую стойкость, кА:
/>.
Проверка натермическую стойкость, кА2×с:
/>,
Проверка ТТна соответствие классу точности для номинальной нагрузки:
Для класса точности0,5: z2 ном=0,4 Ом.
Подключенныеприборы к ТТ:
— амперметрмарки Э378: rА=0,02 Ом;
— счётчик активнойэнергии марки СА4-И672: rСА=0,1 Ом;
— счётчик реактивнойэнергии марки СР4-И673: rСР=0,1 Ом.
Рассчитываемсуммарное активное сопротивление всех подключенных приборов, Ом:
/>.
Рассчитываемсопротивление алюминиевых проводов (для РУ-10 кВ lпр расч=30 м), Ом:
/>.
Расчёт вторичнойнагрузки наиболее нагруженной фазы ТТ, Ом:
/>.
Т.к. выбралидва вместе соединённых ТТ, то z2 ном=2×0,4=0,8 Ом
Проверка условия(4.5.1.5):
/>.
Для класса точности10(Р): z2 ном=0,6 Ом.
Подключенныеприборы к ТТ:
— реле максимальноготока марки РТ-40/100: rРТ=0,003 Ом;
— реле временимарки РВМ-12: rРВМ=0,1 Ом.
Для фидероврайонных потребителей 10 кВ выбрали ТТ марки: 2×ТПЛК-10-200/5 У3.
Проверка наэлектродинамическую стойкость, кА:
/>.
Проверка натермическую стойкость, кА2×с:
/>,
Проверка ТТна соответствие классу точности для номинальной нагрузки:
Для класса точности0,5: z2 ном=0,4 Ом.
Подключенныеприборы к ТТ:
— амперметрмарки Э378: rА=0,02 Ом;
— счётчик активнойэнергии марки СА4-И672: rСА=0,1 Ом;
— счётчик реактивнойэнергии марки СР4-И673: rСР=0,1 Ом.
Рассчитываемсуммарное активное сопротивление всех подключенных приборов, Ом:
/>.
Проверка трансформаторовнапряжения
Выбранные трансформаторынапряжения проверяются:
— на соответствиеклассу точности по вторичной нагрузке:
/>, (4.5.2.1)
где S2ном – номинальная мощность ТН в выбранном классе точности;
S2 — суммарная мощность, потребляемая подключенными к ТН приборами, ВА:
/>, (4.5.2.2)
где Sприб – мощность, потребляемая всеми катушками прибора, ВА;
cosφприб – коэффициент мощности прибора.
Для шин ТП выбралиТН марки: 3×ЗНОГ-220-82 У1.
Для шин РУ-2×25кВ выбрали ТН марки: 4×ЗНОМ-35-72 У1.
Проверка насоответствие классу точности по вторичной нагрузке, ВА:
/>,
/>,
т.к. обмоткиТН соединены по схеме открытого треугольника.
Проверка условия(4.5.2.1), ВА:
/>.
Для шин районныхРУ-10 кВ выбрали ТН марки: 3×НОМ-10-66 У3.
Проверка насоответствие классу точности по вторичной нагрузке, ВА:
/>,
/>.
Проверка условия,ВА:
/>.
Расчёт параметрови выбор источников питания собственных нужд. Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядногоагрегата
На тяговых подстанцияхобычно применяются постоянный оперативный ток, источником которого являются аккумуляторныебатарей типа СК, работающие в режиме постоянного поднаряда.
Аккумуляторнуюбатарею (АБ) выбирают по необходимости емкости, определяемой типовым набором батареи,и по напряжению, которое должно поддерживаться на шинах постоянного тока.
При выборе батареиисходят из аварийного режима работы электроустановки, когда к постоянной нагрузкебатареи добавляется нагрузка аварийного освещения и других потребителей, переключаемыхна питание от постоянного тока при исчезновении переменного напряжения. К постояннойнагрузке на подстанциях относятся цепи управления, сигнализации, защиты, автоматики,телемеханики, блокировок безопасности, на тяговых подстанциях постоянного тока –держащие катушки быстродействующих выключателей. При напряжении батареи 110 В постояннаянагрузка составляет 10-20 А, нагрузка аварийного режима – 10-15 А.
Ток, потребляемыйпостоянно подключенными устройствами управления и защиты:
/>, (5.1.1)
Расчёт тока,потребляемого постоянно подключенными устройствами управления и защиты:
/>.
Ток, потребляемыйпостоянно подключенными лампами выключателей:
/>, (5.1.2)
где n – количество ламп выключателей;
IЛ — потребляемый ток одной лампой, А.
Расчёт тока,потребляемого постоянно подключенными лампами выключателей:
/>.
Потребляемаясуммарная мощность ламп, Вт:
/>. (5.1.3)
Ток, потребляемыйаварийным освещением:
/>, (5.1.4)
где Pав.осв.. – мощность аварийного освещения, Вт.
Расчёт тока,потребляемого аварийным освещением:
/>.
Расчётная ёмкость,А×ч:
/>,
Номер АБ поусловия кратковременного режима:
/>, (5.1.11)
где 46 А– ток кратковременного разряда для СК-1.
Расчёт номераАБ по условиям кратковременного режима:
/>.
5.2 Выбор трансформаторасобственных нужд
На тяговой подстанцииустанавливается два трансформатора собственных нужд (ТСН) с вторичным напряжением380/220 В, каждый из которых рассчитан на полную мощность собственных нужд.
Питание ТСНна ТП переменного тока осуществляется от шин РУ-2×25 кВ.
При использованииэлегазовых или вакуумных выключателей устройства подогрева масла и приводов в зимнеевремя питаются от ТСН.
Необходимаямощность для питания СН переменного тока может быть определена суммированием мощностейвсех потребителей подстанции.
Расчётная мощностьТСН:
/>, (5.2.1)
где Sу – установленная мощность ТСН, кВА:
/>, (5.2.2)
где ΣPу, ΣQу – суммарная соответственно активнаяи реактивная установленная мощность СН, rВт, rвар.
По данным таблицы4 находим ΣPуиΣSу:
/>, (5.2.3)
где Σ(Pу×kу ) – суммарная заданная активнаямощность СН, кВт,
Для выключателятипа: ВГТ-220-40/2500 У1:
Потребляемаямощность выключателями ВН, кВт:
/>.
Для выключателятипа: ВВС-35-25/1600 УХЛ1:
Потребляемаямощность выключателями СН, кВт:
/>.
Для выключателятипа: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1:
Потребляемаямощность выключателями НН, кВт:
/>.
Расчёт заземляющегоустройства
Расчет заземляющего устройства (ЗУ) в курсовом проекте предлагаетсявыполнить по методике, изложенной в [5].
В основу расчета положен графоаналитический метод, основанный на применениитеории подобия, которая предусматривает:
1. Замену реального грунтас изменяющимся по глубине удельным сопротивлением эквивалентной двухслойной структуройс сопротивлением верхнего слоя />1,толщиной h и сопротивлением верхнего слоя />2, значения которыхопределяются методом вертикального электрического зондирования рисунок 17.
/>
Рисунок 17.Эквивалентная двухслойная структура грунта
2. Замену реального сложного заземляющего контура, состоящего из системы вертикальных электродов, объединенных уравнительной сеткой с ша гом 4 — 20м, и любой конфигурации — эквивалентной квадратной расчет ной моделью с одинаковымиячейками, однослойной структурой земли (/>3)при сохранении их площадей (S), общей длины вертикальных (LВ), горизонтальных (LГ) электродов, глубины их залегания(hГ), значения сопротивления растекания(RЭ) и напряжения прикосновения(Unp) (рис.18).
/>
Рисунок 18. Эквивалентная квадратная расчётная модель с одинаковымиячейками
Предварительно принимаются следующие расчетные величины:
1) длина горизонтальных заземлителей, м:
/>. (7.1)
2) число вертикальных электродов, шт:
/>. (7.2)
3) длина вертикального электрода:
/>, (7.3)
где h — толщина верхнего слоя земли (h=1,6 м), м;
Расчёт длинывертикального электрода, м:
/>. (7.4)
4) общая длина вертикальных электродов, м:
/>. (7.5)
5) расстояние между вертикальными электродами, м:
/>. (7.6)
6) глубина заложения горизонтальных электродов hГ принимается равной 0,5 м.
Площадь заземляющего контура SТП принимается по плану открытой части ТП, сохраняя при этом расстояниеот границы контура до огражде ния не менее 2 м.
Сопротивление заземляющего контура, Ом:
/>, (7.7)
где /> - эквивалентное сопротивлениегрунта, Ом×м:
Если выполняется условие:/>, то: (7.8)
/>. (7.9)
Если выполняется условие: />, то: (7.10)
/>. (7.11)
Расчёт эквивалентного сопротивления грунта, Ом×м:
/>, (7.12)
Расчёт сопротивления заземляющего контура, Ом:
/>.
В связи с тем, что окончательным критерием безопасности электроустановкиявляется величина напряжения прикосновения Unp, определяется его величинапо формуле:
/>, (7.13)
где /> — ток однофазногок.з. на землю в РУ питающего напряжения, кА:
/>. (7.14)
/> - коэффициент прикосновения:
/>, (7.15)
где /> - коэффициент, характеризующийусловие контакта человека с землей;
/> — расчетноесопротивление тела человека, Ом;
М – функция отношения />, определяемая по таблице27:
/>. (7.16)
Таблица 27. Функция отношения/>
/> 0,5 1 2 3 4 5 6 7 8 10 12 М 0,30 0,5 0,62 0,69 0,72 0,75 0,77 0,79 0,8 0,82 0,83
Расчёт сопротивления растекания тока со ступней человека, Ом:
/>.
Расчёт коэффициента, характеризующего условие контакта человека с землёй:
/>.
Расчёт коэффициента прикосновения:
/>.
Расчёт напряжения прикосновения, кВ:
/>.
Допустимое значение напряжения прикосновения, В, определяется в зависимости от времени протекания тока к.з. из табл.20.
/>.
Заключение
В данном курсовомпроекте предполагался расчет транзитной ТП, состояний из ОРУ-110 кВ, ОРУ-2*27,5и КРУН-10 кВ. Я рассчитал максимальные рабочие токи, рассчитал токи короткого замыкания.После этого мною были выбраны изоляторы, выключатели, разъединители, предохранители,ТТ, ТВ и устройства защиты от перенапряжения.
После выборая проверил оборудования. Далее я произвел расчет параметров и выбор источников питаниясобственных нужд, заземляющего устройства.
Я выполнил целькурсового проекта т.е. спроектировал тяговую подстанцию и выбрал всю необходимуюк ней аппаратуру. Разработал главную схему электрических соединений ТП.
Список литературы
1.Электрические подстанции.С.В. Почаевец. Москва 2001г.
2.Методические указания.
3.Справочник поэлектроснабжению железных дорог К.Г. Марквардта. Москва 2004г.
4.Электроснабжение ж.д.М.Н.Звездкин. Москва 1985г.
5.Силовое оборудованиетяговых подстанций ж.д. Ю.Д.Сапронова. Москва 2004г.
6.Электроснабжениеэлектрофицированых ж.д. А.М. Зиманова.