Проектирование тяговой подстанции переменного тока

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Номинальный

ток отключения

I_{ном отк}, кА

Предельный

сквозной ток

I_{пр ск}, кА

Ударный предельный

сквозной ток

i_{пр ск}, кА

Время отключения

t_отк,с

110

2000

40

40

102

0,055

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Ток термической стойкости

I_тс/t, кА/с

Предельный

сквозной ток

I_{пр ск}, кА

110

1000

31,5/3

80

Место установки

Тип

Максимальный рабочий ток присоединения

I_рмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока I_ном1, А

Класс точности

Номинальный вторичная нагрузка

S_ном, ВА

Транзитная

рабочая

перемычка

ТВ - 110 - 600/5

592

600

0,5/10Р/10Р

20

Транзитная

ремонтная

перемычка

ТВ - 110 - 600/5

592

600

0,5/10Р/10Р

20

Отпайки

силовых трансформаторов

ТВ - 110 - 600/5

315

300

0,5/10Р/10Р

20

Место установки

Тип

Номинальное напряжение присоединения

U_ном, кВ

Номинальное первичное напряжение трансформатора

U_ном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора

U_ном2, В

Класс точности

Номинальн вторичная нагрузка

S_ном, ВА

I секция шин

3хНКФ-110-83У1

110

110/

100/

0,5

400

II секция шин

3хНКФ-110-83У1

110

110/

100/

0,5

400

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Номинальный

ток отключения

I_{ном отк}, кА

Предельный

сквозной ток

I_{пр ск}, кА

Ударный предельный

сквозной ток

i_{пр ск}, кА

Время отключения

t_отк,с

35

1600/630

20

20

52

0,08

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Ток термической

стойкости

I_тс/t, кА/с

Предельный сквозной ток

I_{пр ск}, кА

35

1000

25/4

63

Место установки

Тип

Максимальный рабочий ток присоединения

I_рмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока I_ном1, А

Класс точности

Номинальный вторичная нагрузка

S_ном, ВА

Ввод

ТФН - 35М - 1000/5

990

1000

Р/0,5

20

Секция шин

ТФН - 35М - 800/5

660

800

Р/0,5

20

Фидеры

потребителей

ТФН - 35М - 400/5

53,6

400

Р/0,5

20

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение

присоединения U_Н, кВ

Номинальное

первичное

напряжение трансформат U_ном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора, В

U_ном2 / U_ном2Д,

Класс точности

Номинальная вторичная нагрузка

S_ном, ВА

I секция шин

3хЗНОМ - 35 - 65

35

35/

100/ / 100/3

0,5

150

II секция шин

3хЗНОМ - 35 - 65

35

35/

100/ / 100/3

0,5

150

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение U_Н, кВ

Номинал ток

I_н, А

Номинальн ток отключения

I_{н отк}, кА

Предельный сквозной ток

I_{пр ск}, к А

Предельный сквозной ударный ток i_{пр ск}, кА

Ток / время термической стойкости

I_т/t_т,кА/с

Время отключения, с

Вводной

выкл. I и II секции шин

3АН-3-4000-31,5

12

4000

31,5

31,5

125

31,5/3

0,08

Секционный выключатель

LF-3-2500-31,5

10

2500

31,5

31,5

64,8

31,5/3

0,07

Выключатель преобразователя

LF-3-1000-25

10

1250

25

25

64,8

25/3

0,07

Выключатель ТСН

LF-1-

630-25

10

630

25

25

64,8

25/3

0,07

Выкл. фидеров ПЭ

LF-1-

630-25

10

630

25

25

64,8

25/3

0,07

Место установки, назначение

Тип

Максимальный

рабочий ток

присоединения

I_рмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока

I_ном1, А

Класс точности

Номинальная вторичная нагрузка

S_ном, ВА

Z_2ном, Ом

Коэффициент термической стойкости

К_т

Коэффициент динамической стойкости

К_дин

Номинальная предельная кратность защитной обмотки m_ном

Вводная ячейка №1 и №2

учет

ТПШЛ-10

3464

4000

0,5

Р

20/0,8

36/1,2

70

90

30

РЗА

Ячейка №1 №2

учет

ТПОЛА-10

854,5

1000

0,5

Р

10/0,4

15/0,6

55

140

17

РЗА

Ячейки ТСН и продольного электроснабжения

учет

ТПЛ-10

200

1000

0,5

Р

10/0,4

15/0,6

90

55

250

140

7

17

РЗА

ТПОЛА-10

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение

присоединения U_Н, кВ

Номинальное

первичное

напряжение

U_ном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора

U_ном2 / U_ном2д, В

Класс точности

Номинальная вторичная нагрузка

S_ном, ВА

I секция шин

НТМИ-10-66

10

10

100 / 100:3

0,5

75

II секция шин

НТМИ-10-66

10

10

100 / 100:3

0,5

75

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение

U_Н, кВ

Номинальный ток

I_н, А

Пределы токов уставки, А, при отключении аварийного тока

Максимальный ток отключения

I_{м отк}, кА

Время

отключения, с

Вводной

выкл. I и II

ВАБ-49/1-3200/30-Л

3,3

3200

800-4000

22

0,05

Секционный выключатель

ВАБ-49-5000/30-Л

3,3

5000

4000-7000

50

0,06

Выкл. фидеров КС

ВАБ-49/1-3200/30-Л

3,3

3200

800-4000

22

0,05

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Ток термической стойкости

I_тс/t, кА/с

Предельный

сквозной ток

I_{пр ск}, кА

3,3

3000

40/4

50

u_КВ = 0,5(u_КВ-С + u_КВ-Н - u_КС-Н ) ;

(4.3)

u_КС = 0,5(u_КВ-С + u_КС-Н - u_КВ-Н ) ;

(4.4)

u_КН = 0,5(u_КС-Н + u_КВ-Н - u_КВ-С ).

(4.5)

Х_В =

u_КВ U²_НВ

;

(4.6)

100 S_Н

Х_С =

u_КС U²_НС

;

(4.7)

100 S_Н

Х_{Н < /sub>=}

Результаты расчета сопротивлений схемы замещения сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Сопротивления элементов схемы замещения

4.3 Определение тока К.З. в точке К1

Схема замещения для расчета на рисунке 4.2.

Преобразуем схему рис. 4.2.1., затем рис. 4.2.2., затем рис. 4.2.3.

Определяем токи К.З. по формулам согласно [6]

Действующее значение тока К.З.

(4.9)

где U_ср = 115 кВ - среднее напряжение ступени для которой определяется ток К.З.;

Х - суммарное сопротивление элементов схемы до точки К.З.

Апериодическая составляющая тока К.З.

(4.10)

где ф = t_св + t_{з min} = 0,07 с.

Т_а = 0,02 с.

Ударный ток К.З. в точке К1, согласно [1]

i_у = k_у I_К (4.11)

где k_у = 1,8 - ударный коэффициент;

i_у = 1,8 6,66 = 16,25 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

i_к = I_К + i_а (4.12)

i_к = · 6,66 + 0,289 = 9,71 кА

4.4 Определение тока К.З. в точке К2

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.3.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.3.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора:

Х_ТС = Х_В + Х_С

Приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне СН по формуле согласно [1]

(4.13)

По формуле (4.12) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне СН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора

Х_ТС = 3,64 Ом + 1,91 Ом = 5,56 Ом.

Вводим в схему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.12) приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне СН

Находим сопротивление системы в точке К2 (Рис. 4.3.2):

Х= Х+ Х_ТС2 = 1,12 + 2,78 = 3,9 Ом

Действующее значение тока К.З. относительно генератора по (4.9)

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К2, по формуле (4.11)

i_у = 1,8 5,7 = 14,52 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

i_к = · 5,7 + 0,242 = 8,31 кА

4.5 Определение тока К.З. в точке К3

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.4.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.4.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора.

Х_ТН = Х_В + Х_Н

По формуле (4.13) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне НН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора

Х_ТН = 0,298 Ом - 0,006 Ом = 0,292 Ом.

Вводим в схему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.13) приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне НН

Находим сопротивление системы в точке К3 (Рис. 4.4.2):

Х= Х+ Х_ТН2 = 0,091 + 0,146 = 0,237 Ом

Действующее значение тока К.З. относительно источника питания по (4.9)

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К3, по формуле (4.11)

i_у = 1,8 26,82 = 68,27 кА.

Полный ток К.З. в точке К3

i_к = · 26,82 + 1,138 = 39,067 кА

4.6 Определение тока К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, (в точке К4)

Установившийся ток К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ определяется по формуле согласно [1]:

(4.14)

где I_dH - номинальный выпрямленный ток выпрямительного агрегата, кА

N - количество выпрямительных агрегатов;

S_н.пр.тр - мощность преобразовательных трансформаторов, питающих выпрямительный агрегат, МВА

S_КЗ - мощность К.З. на шинах переменного тока 10кВ, МВА

u_К - напряжение К.З. преобразовательного трансформатора, %

(4.15)

Данные о преобразовательных агрегатах взяты из раздела 1.

S_н.пр.тр = S _НОМ1 = 11,84 МВА;

I_dн = I_{НОМ вып}= 3,2 кА;

u_к = 7,35 %.

Определяем установившийся ток К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, по формуле (4.14)

5. Проверка оборудования тяговой подстанции по условиям короткого замыкания

5.1 Расчетный тепловой импульс на шинах 3,3 кВ подстанции определяется согласно [1] по формуле:

B_к = I²_ПО·t_откл (5.1)

где I²_ПО - начальное значение периодической составляющей тока К.З.

I²_ПО = I_к.уст = 29,37 кА;

t_откл - время, в течении которого проходит ток К.З. согласно [1]:

t_откл = t_з + t_в (5.2)

где t_з - время действия защиты, согласно разделу 1,

t_з = t_рз = 0,1 с;

t_в - время отключения выключателя, согласно пункту 3.2.4.3, для РУ 3,3 кВ

t_в = 0,05 с.

По формуле (5.2) определяем:

t_откл = 0,1 + 0,05 = 0,15 с.

По формуле (5.1) определяем расчетный тепловой импульс на шинах РУ-3,3 кВ:

B_К = 29,37² 0,15 = 129,4 кА²с;

5.2 Проверка шин РУ-3,3 кВ

Минимальное сечение шин РУ-3,3 кВ, при котором протекание тока К.З. не вызывает нагрева шин выше кратковременно допустимой температуры, определяем согласно [1] по формуле:

(5.4)

где B_K - тепловой импульс К.З.;

C = 90 Ас^1/2/мм², - константа по [1];

Согласно [1] должны выполняться условия:

I_доп I_р.мах

q q_min (5.5)

По условию (3.4):

для главной и минусовой шин коробчатого сечения:

I_доп = 5650 А I_{р мах 3,3} = 5120 А ;

I_доп = 6430 А I_{р мах 3,3} = 6400 А ;

для запасной шины прямоугольного сечения:

I_доп = 2180 А I_{р.мах 3,3} = 2000 А ;

По условию (5.5):

для главной и минусовой шин:

q = 1785 мм² q_min = 156,6 мм²

q = 2440 мм² q_min = 156,6 мм²

для запасной шины:

q = 800 мм² q_min = 156,6 мм²

Выбранные шины подходят для РУ-3,3 кВ, так как удовлетворяют условиям проверки.

5.3 Проверка быстродействующих выключателей постоянного тока

Быстродействующие выключатели проверяются по условию:

где I_{к уст} - установившийся ток К.З. на шинах 3,3 кВ, определяется по выражению (4.13);

I_{мах отк} - максимальный ток отключения; k = 0,6 - коэффициент учитывающий наличие быстродействующих выключателей [3]

Для вводных и выключателей фидеров контактной сети:

I_{мах отк} = 22 кА k·I_{к уст} = 0,6·36,3 = 21,84 кА

Для секционных выключателей, при двух последовательно включенных:

I_{мах отк} = 50 кА k·I_{к уст} = 21,84 кА

Выбранные быстродействующие выключатели типа ВАБ-49/1-3200/30-Л, в качестве вводных и выключателей фидеров КС, а также ВАБ-49-5000/30-Л, в качестве секционных подходят для РУ-3,3 кВ.

6. Выбор сглаживающего устройства

Рис. 6.1 Схема сглаживающего устройства

Для обеспечения электромагнитной совместимости преобразователей и тяговой сети 3,3 кВ с линиями связи и устройствами СЦБ, т. е. Для снижения влияния тяговых токов на работу линий связи и устройств СЦБ, на тяговой подстанции, в соответствии с правилами защиты устройств связи, установлено сглаживающее устройство.

Сглаживающее устройство состоит из резонансных и апериодического контуров. Каждый резонансный контур настраивается в резонанс токов на определённую частоту. Апериодический контур настраивается в резонанс напряжений на частоте 174 Гц.

В сглаживающем устройстве подстанции применен трехблочный реактор РБФАУ-6500/3250 с параллельным соединением ветвей, индуктивностью 5 мГн.

Для резонансных и апериодических контуров применены бумажно-маслянные конденсаторы ФМТ4-12, номинальная емкость 12 мкФ, номинальное напряжение 4 кВ и катушки индуктивности, содержащие в каждом резонансном контуре основную и дополнительную катушки, изготовленных из медного провода ПР-500.

Необходимые индуктивности катушек определяем согласно [3] по формуле:

(6.1)

где C_n - емкость контура;

f - частота резонанса контура.

Параметры сглаживающего устройства приведены в таблице 6.1

Таблица 6.1

Параметры сглаживающего устройства

7. Выбор аккумуляторной батареи

Выбор аккумуляторной батареи заключается в определении типового номера батареи, расчете числа последовательно включенных элементов, выборе зарядно-подзарядного устройства.

Ток длительного разряда в аварийном режиме:

I_{дл.разр} = I_пост + I_ав, (7.1)

где I_пост - ток постоянной нагрузки; I_ав - ток аварийной нагрузки.

I_пост = 40 А; I_ав = 24 А; I_{дл.разр} = 40 + 24 = 64 А.

Ток кратковременного разряда в аварийном режиме:

I_{кр разр} = I_{дл.разр} + I_вкл (7.2)

где I_вкл - наибольший ток, потребляемый приводом выключателя, для выключателя ВВС - 35 - 20 (I_вкл = 100А).

I_{кр разр} = 64 + 100 = 164 А.

Необходимая расчетная емкость батарей:

Q_расч = I_{дл.разр} t_ав, (7.3)

Q_расч = 64 • 2 = 128 А•ч.

Определяем номер батареи по условиям длительного режима:

N_дл ? 1,1 • Q_расч / Q₁ (7.4)

где Q₁ - емкость двухчасового разряда аккумулятора СК-1, равная 22 А·ч

N_дл ? 1,1 • 128 / 22 = 5,82

Определяем номер батареи по условиям кратковременного режима:

N_кр ? I_{кр разр} / 46. (7.5)

где 46 А - ток кратковременного разряда для СК-1

N_кр ? 164 / 46 = 3,56.

Из двух полученных значений N выбираем большее, округляя в сторону возрастания:

N = 6

Принимаем батарею СК-6.

Число последовательно включенных элементов батареи

n = U_шв / U_пз (7.6)

где U_пз - напряжение подзаряда (U_пз = 2,15 В)

U_шв - напряжение на шинах выключения (U_шв = 258 В).

n = 258 / 2,15 = 120; принимаем n = 120 шт.

Выбор зарядно-подзарядного агрегата.

Подзарядное устройство находится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядом батареи питает постоянно включенную нагрузку. Мощность подзарядного преобразователя определяется по формуле

Р_{расч. зпу} = U_зар(I_зар + I_пост), (7.7)

где U_зар - напряжение заряда;

I_зар - ток заряда;

U_зар = n•2,15+2 (7.8)

I_зар = 3,75•N (7.9)

U_зар = 120•2,15+2 = 260 В

I_зар = 3,756 = 22,5 А

Р_зар = 260(22,5+40) = 16,25 кВт.

В качестве подзарядно-зарядного преобразователя принимаем выпрямитель типа ВАЗП-260-80, обеспечивающий стабилизированное выпрямленное напряжение до 260 В, при токе до 80А, максимальная мощность 20,8 кВт.

8. Расчет защитного заземляющего устройства

Защитное заземляющее устройство тяговой подстанции сооружается в соответствии с требованиями, предъявляемыми к электроустановкам выше 1000 В в сетях с эффективно заземленной нейтралью.

В целях выравнивания электрического потенциала на территории тяговой подстанции на глубине t_г = 0,5 ч 0,7 м. прокладывают продольные и поперечные горизонтальные заземлители соединенные между собой в заземляющую сетку.

Длина горизонтальных заземлителей определяется согласно [1] по формуле:

L_г = 22 (8.1)

где S = 12000 м² - площадь территории подстанции;

L_г = 22 = 2410 м.

Сопротивление заземляющего устройства, выполненного в виде горизонтальной сетки, определяем согласно [1] по формуле:

R = 0,444 / + / L_г (8.2)

где = 135 Омм - удельное сопротивление земли;

R = 0,444 135 / + 135 / 2410 = 0,6 Ом.

Согласно [1] сопротивление естественных заземлителей принимаем равным 2 Ом, R_e = 2 Ом.

Общее сопротивление заземляющего устройства определяем согласно [1] по формуле:

R_з = R R_e / (R + R_e) (8.3)

R_з = (0,6 2) / (0,6 + 2) = 0,46 Ом

Согласно ПУЭ должно выполняться условие:

R_з 0,5 Ом (8.4)

R_з = 0,46 Ом < 0,5 Ом;

Условие (8.4) выполняется, следовательно, заземляющее устройство не требуется дополнять вертикальными заземлителями.

Определяем потенциал заземлителя в аварийном режиме по условию:

R_з I_к⁽¹⁾ 10кВ (8.5)

где I_к⁽¹⁾ - ток однофазного К.З. в РУ-110 кВ, I_к⁽¹⁾ = 0,55I_к⁽³⁾, кА.

0,46 0,55 6,66 = 1,68 кВ < 10кВ.

Для защиты металлических подземных коммуникаций от разрушения токами К.З. применено специальное устройство - короткозамыкатель.

9. Экономическая часть проекта

9.1 Стоимость опорной тяговой подстанции

Таблица 8.1

Таблица стоимости ТП

Стоимость опорной тяговой подстанции ТП определяется по формуле:

С_ТП = С_стр + С_монт + С_обор (9.1)

С_ТП = 9869,9 + 7387,9 + 42535,9 = 59793,7 тыс. руб.

9.2 Годовые эксплуатационные расходы

Годовые эксплуатационные расходы определяем согласно [1] по формуле:

С_э = С + С + С_рем + С_зп (9.2)

где С - потери электроэнергии;

С - отчисления на амортизацию оборудования подстанции;

С_рем - стоимость ежегодного обслуживания и ремонта;

С_зп - годовой фонд заработной платы.

Cогласно [1] потери электроэнергии принимаются равными 1,5% от перерабатываемой за год электроэнергии, при стоимости электроэнергии 1,35 руб./кВт·ч:

С = 0,01550 · 10⁶1,35 = 1012,5 тяс. руб.

Амортизационные отчисления согласно [4] составляют 5,5% от стоимости ТП.

С = 5,5% / 100 С_ТП (9.3)

С = 0,05559793,7 = 3288,65 тыс. руб.

Стоимость ежегодного обслуживания и ремонта согласно [1] составляет 3% от стоимости ТП.

С_рем = 3% / 100С_ТП (9.4)

С_рем = 0,0359793,7 = 1793,81 тыс. руб.

Годовой фонд заработной платы

Метод оперативного обслуживания подстанции: дежурство оперативного персонала на дому. По [4] определяем численность обслуживающего персонала подстанции и их месячная зарплата, по существующим тарифам.

Таблица 8.2

Расчет фонда заработной платы.

Суммарная годовая зарплата персонала подстанции С_зп, с учетом средств материального поощрения в размере 40% от фонда заработной платы.

С_зп = 12С_{зп месяц} + 40% / 10012С_{зп месяц} (9.5)

С_зп = 1293 + 0,41293 = 1562,4 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы определяем по формуле (9.1)

С_э = 1012,5 + 3288,65 + 1783,91 + 1562,4 = 7647,46 тыс. руб./год.

9.3 Определение себестоимости перерабатываемой за год электроэнергии

Согласно [1] себестоимость переработки электроэнергии определяем по формуле:

_пер = С_э / W_год (9.6)

где W_год - количество переработанной за год электроэнергии, W_год = 50 · 10⁶ кВт ч.

_пер = 7647,46 / 50·10⁶ = 0,15 руб./кВт ч

Стоимость 1 кВА установленной мощности:

С_Sу = С_ТП / S_у

где S_у - установленная мощность всех силовых трансформаторов ТП, питающихся от входного РУ.

С_Sу = 59793,7 / 2 · 40000 = 0,747 руб./кВА

9.4 Основные технико-экономические показатели ТП

Таблица 8.3

Технико-экономические показатели ТП

Список литературы

1. Гатальских Г.И., Самсонов Ю.А. Тяговые подстанции. Задание на курсовой проект с методическими указаниями для студентов 5 курса специальности «Электрификация железнодорожного транспорта», специализации «Системы электроснабжения и их автоматизация». Москва 1987.

2. Бей Ю.М., Мамошин Р.Р., Пупынин В.Н., Шалимов М.Г. Тяговые подстанции. Учебник для вузов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

3. Гринберг-Басин М.М. Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. Учебное пособие для техникумов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

4. Справочник по электроснабжению железных дорог. Под ред. К.Г. Маргкрафта., М.: Транспорт, 1980.

5. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. Давыдова И.К., Попов Б.И., Эрлих М.В. М.: Транспорт, 1974.

6. Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции: Учебник для техникумов ж.-д. трансп. - 4-е изд., перераб. И доп. - М.: Транспорт, 1983. - 496 с.