Федеральноеагентство железнодорожного транспорта
Иркутскийгосударственный университет путей сообщения
Кафедра: ЭЖТ
Курсовой проект
Дисциплина:«Тяговые и трансформаторные подстанции»
на тему: «Проектированиетранзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ»
Вариант №11
Выполнил: ст. гр. ЭНС-08
Колягин В.С.
Проверил: канд. техн. наук, доц.
Пузина Е.Ю.
Иркутск 2010г
Содержание
Введение…………………………………………………………………………...4
Реферат………………………………………………………………………...…..6
Исходныеданные………………………………………………………………....7
Глава№1. Однолинейная схема главных электрических соединений…….....10
1.1Структурная схема тяговой подстанции…………………………………...10
1.2 Выбортипа силового трансформатора……………………………………..10
1.3 Выбортипа районного трансформатора…………………………………...11
1.4Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции……………………11
1.5Описание назначения основных элементов схемы тяговой подстанции...12
1.6Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений………...13
1.7Выбор аппаратуры и токоведущих частей…………………………….…...16
Глава№2. Расчет токов короткого замыкания…………………………….......22
2.1 Расчетнаясхема тяговой подстанции……………………………………....22
2.2 Электрическаясхема замещения…………………………………………...22
2.3Расчет сопротивлений элементов схемы замещения………………….......23
2.4Расчет токов короткого замыкания на шинах РУ………………………....26
2.5Выбор трансформатора собственных нужд………………………………..35
2.6Схемы питания потребителей собственных нужд…………………….......37
2.7Расчет токов короткого замыкания в цепях собственных нужд……….....39
Глава3. Проверка токоведущих частей, изоляторов и аппаратуры по результатам расчетатоков короткого замыкания……………………………..47
3.1Расчет величины теплового импульса для всех РУ…………………….....47
3.2Проверка шин и токоведущих частей………………………………………48
3.3Проверка изоляторов……………………………………………………...…53
3.4 Проверкавыключателей………………………………………………….....55
3.5 Проверкаразъединителей……………………………………………...........61
3.6 Проверказаземлителей……………………………………………………...62
3.7 Проверкапредохранителей………………………………………………....63
3.8Проверка трансформаторов тока…………………………………………...63
3.9Проверка трансформаторов напряжения (ТН)………………………….....72
3.10 Выбораккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата….....75
Глава4. План тяговой подстанции……………………………………………..79
Глава5. Расчет заземляющего устройства……………………………………..81
Глава6. Экономическая часть проекта………………………………………...86
6.1Определение стоимости тяговой подстанции……………………………...86
6.2Основные технико-экономические показатели тяговой подстанции….....89
Списокиспользованной литературы……………………………………...........90
Введение
До 1956 года электрификация железных дорог проводилась напостоянном токе напряжением 3 кВ. В настоящее время она осуществляется как на постоянном,так и на переменном токе промышленной частоты напряжением 27,5 кВ и 2 х 27,5кВ.
Применение переменного тока для электрической тяги болееэкономично по сравнению с постоянным током, как по капитальным вложениям, так ипо эксплуатационным расходам. При напряжении 25 кВ среднее расстояние между тяговымиподстанциями составляет 50 км вместо 20 км при напряжении 3 кВ постоянноготока, что уменьшает примерно в 2 раза общее количество дорогостоящих тяговых подстанцийдля одного и того же электрифицированного участка.
Кроме того, при потреблении электроподвижным составомодной и той же мощности потери энергии в контактной сети при напряжении 27,5 кВво много раз меньше, чем при напряжении 3 кВ, что позволяет выполнитьконтактную подвеску проводами меньшего сечения.
В данном курсовом проекте я рассматриваю систему тягипеременного тока 2 х 27,5 кВ, которая позволяет увеличить среднее расстояниемежду тяговыми подстанциями до 100 км.
Электрическая тяга является основным потребителем электроэнергиина железнодорожном транспорте. Кроме того, электроэнергия на железных дорогах расходуетсяна различные технические нужды: освещение вокзалов и станций, выполнение работ поремонту подвижного состава, пути, изготовление запасных частей и т.д.Удовлетворение потребности железнодорожного транспорта в электроэнергии осуществляетсяв основном путём присоединения железнодорожных электроустановок к районнымсетям энергосистемы.
Тяговые подстанции это сложные и мощные электроустановки,требующие от персонала глубоких знаний устройства электроустановок,электрооборудования, схем и аппаратуры управления, а также знаний по технике безопасностипри проведении всех работ на тяговых подстанциях.
Проектирование тяговой подстанции выполняется с учетом действующихправил и норм на основании имеющегося опыта эксплуатации и имеющихся достиженийнауки и технике в области электрифицированного железнодорожного транспорта.
Целью курсового проекта являются обобщения и углублениястудентами знаний по дисциплине, изучение современных проблем проектирования.
Грамотно эксплуатировать оборудование тяговой подстанции,уметь наблюдать и анализировать происходящие в нем процессы, при необходимости наметитьпути усовершенствования отдельных узлов и иметь уверенность в том, что ихосуществление возможно только после тщательного целенаправленного изучения принципадействия и устройства всего того единого целого, что объясняется названиемтяговая подстанция.
Реферат
В данном курсовом проекте произвели выбор типовпонижающих трансформаторов для питания тяговых, районных и нетяговыхжелезнодорожных потребителей. Разрабатывается схема главных электрическихсоединений тяговой подстанции системы тяги соответствующей варианту задания.Рассчитываются токи коротких замыканий на шинах тяговой подстанции. С учётомрассчитанных токов коротких замыканий производится выбор и проверка аппаратуры,токоведущих частей и изоляторов, применяемых на данной тяговой подстанции.Производится выбор ТСН и аккумуляторной батареи. Рассчитываются заземляющиеустройства. Производится расчёт технико-экономических показателей тяговойподстанции. Разрабатывается план и разрезы подстанции.
Исходные данные
Схема внешнего электроснабжения.
/>
Рис.1. Двухцепная ЛЭП – 110 кВ.
Тяговая подстанция №4.
Род тока – переменный.
Характеристика источников питания.
ИП 1; />МВ×А;/> МВ×А;
ИП 2: />МВ×А;/>МВ×А;
5. Данные по подстанции.
Понижающий тяговый трансформатор ОРДТНЖ-25000/110:
/>МВ×А;
/> кВ;
/> кВ
Количество трансформаторов – 3;
Понижающий районный трансформатор ТДН-16000/110/10:
/>МВ×А;
/> кВ;
/> кВ;
/> кВ×А;
Количество трансформаторов – 2;
Количество фидеров – 5;
/>;
6. Длины участков ЛЭП.
l1 =79 км;
l2 =72 км;
l3 =75 км;
l4 =70 км;
l5 =72 км;
l6 =79 км;
7. Характеристика потребителей собственных нужд.
Таблица 1.Наименование потребителя ки км Р, кВт Рабочее освещение 0.7 1.0 24 Аварийное освещение 1.0 1.0 2.4 Моторные нагрузки 0.75 0.8 35 Печи отопления и калориферы 0.65 1.0 23 Потребители СЦБ 0.75 0.8 42 Зарядно-подзарядный агрегат 0.7 1.0 9.3 Цепи управления, защиты и сигнализации 0.7 1.0 2.3
8. Данные для расчёта заземляющих устройств.
Сопротивление верхнего слоя земли: />Ом×м;
Сопротивление нижнего слоя земли: />Ом×м;
Толщина верхнего слоя земли: />м;
Время протекания /> — 0.4 с;
9. Выдержка времени релейной защиты.
Вводы 110 кВ – 2.0 с;
Вводы 10 кВ – 1.0 с;
Вводы 2х27.5 кВ – 1.0 с;
Фидер 2х27.5 кВ – 0.5 с;
Фидер 10 кВ – 0.5 с;
Глава 1. Однолинейная схема главных электрических соединений
1.1 Структурная схема тяговой подстанции
/>
1.2 Выбор типа силового трансформатора
Согласно исходным данным выбираем трансформатор типа: ОРДНЖ-25000/110–76У1
Технические характеристики трансформатора ОРДНЖ-25000/110–76У1
Таблица 2.Тип трансформатора Sн, кВА Номинальное напряжение обмоток, кВ Потери, кВт uК, % IХ, % ВН НН РХ ВН- НН ВН-НН1 ВН-НН2 НН1-НН2 ОРДНЖ-25000/110–76 У1 25000 110 27,5-27,5 27 84 11,0 11,0 15,0 0,5
1.3 Выбор типа районного трансформатора
Согласно исходным данным выбираем трансформатор типа: ТДН-16000/110–66
Технические характеристики трансформатораТДН-16000/110–66
Таблица 3.Тип трансформатора Sн, кВА Номинальное напряжение обмоток, кВ Потери, кВт uК, % IХ, % ВН НН РХ РК ТДН-16000/110–66 16000 115 11 26 85 10,5 0,85
1.4 Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции
Согласно ПУЭ электрифицированные железных дорогиотносится к потребителям первой категории, для которых перерыв вэлектроснабжении не допускается, поэтому схемы электроснабжения выполняют такимобразом, что при повреждении или ремонте любого элемента обеспечивалосьнепрерывное питание ЭПС.
Конфигурация и основные особенности схемы внешнегоэлектроснабжения тяговых подстанций зависят от значения питающего напряжения инадежности элементов системы, в частности ЛЭП и коммутационных аппаратов.
Однолинейная схема определяет состав необходимоговысоковольтного оборудования, а дальнейшие расчеты позволяют выбрать типоборудования.
Проектируемая транзитная подстанция переменного токаимеет три распределительных устройства напряжением 110, 2х27,5 и 10 кВ.
ОРУ-110 кВ выполнено по схеме два ввода с двумяперемычками: рабочей перемычкой содержащей выключатель и ремонтной перемычкойбез выключателя, а также имеется дополнительная перемычка для подключениядополнительного трансформатора.
ОРУ-2х27.5 кВ выполнено по схеме одна трёхфазная рабочаясистема сборных шин секционированная разъединителями и одна обходная система сборныхшин.
РУ-10 кВ выполнено по схеме одна рабочая система сборныхшин, секционированная выключателем.
1.5 Описание назначения основных элементов схемы тяговойподстанции
К основным элементам тяговой подстанции относятся:
Силовые трансформаторы предназначены для преобразованияэлектрической энергии по уровню напряжения. Для компенсации колебаниянапряжения в питающей сети, трансформаторы оборудуют устройством длярегулирования напряжения под нагрузкой.
Высоковольтные выключатели переменного тока – предназначеныдля включения и отключения высоковольтных цепей переменного тока в нормальном иаварийном режимах работы.
Разъединители – аппараты, применяемые в электроустановкахвыше 1000 В и предназначенные для коммутации предварительно обесточенныхэлектрических цепей, а также для создания видимого разрыва цепи,обеспечивающего безопасность работы персонала.
Трансформаторы тока – предназначены для преобразованияэлектрической энергии по уровню тока с целью уменьшения первичного тока дозначений наиболее удобных для питания измерительных приборов и реле, а такжедля отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения – предназначены дляпреобразования электрической энергии по уровню напряжения с целью пониженияпервичного напряжения до величины, удобной для питания приборов и реле, а такжедля изоляции цепей обмоток вольтметров, счётчиков, реле и других приборов отсети первичного напряжения.
Ограничители перенапряжений – предназначены для защиты изоляцииэлектрических цепей, электрооборудования и аппаратуры от атмосферных икоммутационных перенапряжений.
Токоведущие части – неизолированные и изолированныепроводники, предназначенные для соединения источников с приёмниками энергиичерез различные переключающие аппараты.
Изоляторы – электротехнические устройства предназначенныедля электрической изоляции и механического крепления электроустановок или ихотдельных частей, находящихся под разными электрическими потенциалами.
ТСН – предназначены для преобразования электрическойэнергии по уровню напряжения до значения 380/220 В и для питания собственныхнужд тяговой подстанции.
1.6 Расчёт максимальных рабочих токов основныхприсоединений
Максимальный рабочий ток вводов и перемычки тяговой подстанцииопределим, используя выражение:
/>
где /> коэффициент перспективы, равный1.3;
/> — коэффициент транзита, равный 1.7
nт – число понижающих трансформаторов;
nт – число понижающих районных трансформаторов;
/> — номинальная мощностьтрансформатора, В×А;
/> — номинальное входное напряжениетяговой подстанции, В;
/>
Максимальный рабочий ток обмотки высокого напряжениятягового трансформатора определим по формуле:
/>
где: /> — коэффициент перегрузкитрансформатора, равный 1,5;
/> — номинальное напряжение сторонывысокого напряжения.
/>
Максимальный рабочий ток обмотки низкого напряжениятягового трансформатора определим, используя выражение:
/>
где: /> - номинальное напряжение сторонысреднего напряжения, В;
/>/>
Сборные шины низкого напряжения (2х27,5 кВ):
/>/>
где: /> — коэффициент распределениянагрузки на шинах вторичного напряжения, равный 0,7.
/>
Максимальный рабочий ток обмотки высокого напряжениярайонного трансформатора определим по формуле:
/>
где: /> — коэффициент перегрузкитрансформатора, равный 1.5;
/> — номинальное напряжение сторонывысокого напряжения.
/>
Обмотка низкого напряжения районного трансформатора:
/>
где: /> - номинальное напряжение сторонынизкого напряжения, В;
/>
Сборные шины низкого напряжения районных потребителей (10кВ):
/>
/>
Максимальные рабочие токи фидеров районных потребителейопределим по формуле:
/>
где /> — коэффициент перспективы, равный1,3;
/> — полная мощность районногопотребителя, В×А;
/> — номинальное напряжение районногопотребителя, В;
Ток фидера районного потребителя
/>
Ток фидера контактной сети (2х27,5) принимаем: />А.
1.7 Выбор аппаратуры и токоведущих частей подстанции
Для обеспечения надёжной работы аппаратуры и токоведущихчастей электроустановки необходимо правильно выбрать их по условиям длительнойработы в нормальном режиме и кратковременной работы в режиме короткогозамыкания.
Выбор аппаратуры и токоведущих частей выполняется пономинальному току и напряжению: Uуст £Uн; Iраб.max £ Iн ,
где Uуст – номинальное напряжение установки;
Uн – номинальное напряжение аппарата;
Iраб.max – максимальный рабочий ток присоединения, гдеустановлен аппарат;
Iн – номинальный ток аппарата.
Выбор шин и токоведущих частей.
Вводы и перемычка ТП (110 кВ):
Iраб max = 1168,14 А;
Выбираем провод АС — 700Iдоп = 1180 А
Вводы ВН понижающего тягового трансформатора(110 кВ):
Iраб max = 340,91 А;
Выбираем провод АС — 120Iдоп = 390 А
Вводы НН понижающего тягового трансформатора(2х27,5 кВ):
Iраб max = 681,82 А;
Выбираем провод АС — 330Iдоп = 730 А
Вводы ВН районного понижающего трансформатора(110 кВ):
Iраб max = 125,97 А;
Выбираем провод АС — 270Iдоп = 265 А
Вводы НН районного понижающего трансформатора(10 кВ):
Iраб max = 1385,64 А;
Выбираем шину А-100´8Iдоп= 1625 А
Сборные шины низкого напряжения (2х27,5 кВ):
Iраб max = 954,55 А;
Выбираем провод АС — 500Iдоп = 960 А
Сборные шины низкого напряжения (10 кВ):
Iраб max = 1293,26 А;
Выбираем шинуА-60´8Iдоп= 1320 А
Фидеры районных потребителей (10 кВ):
Iраб max = 112,58 А;
Выбираем шинуА-20´3Iдоп= 275 А
Фидеры контактной сети (2х27,5 кВ)
Iраб max = 400 А;
Выбираем провод АС – 150Iдоп = 450 А
Выбор изоляторов.
РУ-110 кВ: ЛК-120/110;
РУ-2х27,5 кВ: ЛК-120/35;
РУ-10 кВ: ИО-10-3,75У3, ИП-10/1600-750У
Выбор выключателей.
РУ-110 кВ:
Перемычка ТП:Iраб max = 1168,14 А;
РМ-121-20/1200 Iном = 1200 А;Uном = 110 кВ;
Вводы ВН тягового трансформатора:Iраб max = 340,91 А;
РМ-121-20/1200 Iном = 1200 А;;Uном = 110 кВ;
Вводы ВН районного трансформатора:Iраб max = 125,97 А;
РМ-121-20/1200 Iном = 1200 А;Uном = 110 кВ;
РУ-2х27,5 кВ:
Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 681,82 А;
ВГБЭ-35- 12,5/1000Iном = 1000 А;Uном = 35 кВ;
Обходной выключатель: Iраб max = 954,55 А;
ВГБЭ-35- 12,5/1000Iном = 1000 А;Uном = 35 кВ;
Фидеры контактной сети:Iраб max = 400 А;
ВГБЭ-35- 12,5/630Iном = 630 А;Uном = 35 кВ;
Фидеры ДПР:
ВГБЭ-35- 12,5/630Iном = 630 А;Uном = 35 кВ;
Вводы ТСН:
ВГБЭ-35- 12,5/630Iном = 630 А;Uном = 35 кВ;
РУ-10 кВ:
Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 1385,64 А;
ВВ/TEL-10-20/1600Iном = 1600 А;Uном = 10 кВ;
Фидеры районных потребителей:Iраб max = 112,58 А;
ВВ/TEL-10-12,5/630Iном = 630 А;Uном = 10 кВ;
Секционный выключатель: Iраб max = 1293,26 А;
ВВ/TEL-10-20/1600Iном = 1600 А;Uном = 10 кВ;
Выбор разъединителей.
РУ-110кВ
Вводы и перемычка ТП (110 кВ): Iраб max = 1168,14 А;
РГ-110-2000 Iном = 2000 А; Uном = 110 кВ;
Вводы ВН тягового трансформатора:Iраб max = 340,91 А;
РГ-110-1000 Iном = 1000 А; Uном = 110 кВ;
Вводы ВН районного трансформатора:Iраб max = 125,97 А;
РГ-110-1000 Iном = 1000 А; Uном = 110 кВ;
РУ-2х27,5 кВ:
Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 681,82 А;
РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;
Цепь обходного выключателя: Iраб max = 954,55 А;
РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;
Фидеры контактной сети:Iраб max = 400 А;
РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;
Фидеры ДПР:
РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;
Вводы ТСН:
РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;
РУ-10кВ:
Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 1385,64 А;
РГ-35-2000Iном = 2000 А; Uном = 35 кВ;
Выбор заземлителей
Фидеры районных потребителей:Iраб max = 112,58 А;
ЗР-10 НУЗI терм. ст. =90 А; Uном = 10 кВ;
Секционный выключатель: Iраб max = 1293,26 А;
ЗР-10 НУЗI терм. ст. =90 А;Uном = 10 кВ
Выбор предохранителей
Предохранители на напряжение свыше 1000 В используют длязащиты трансформаторов напряжения в РУ – 6; 10 кВ, при этом применяютпредохранители типа ПКН, ПК и ПКТ (трубчатые с кварцевым заполнителем).
Предохранители выбирают по номинальному току: />, 80 > 60 А
Выбираем трубчатый предохранитель с кварцевымзаполнителем, для ТН типа: ПКТ104-10-100-31,5 У3
Выбор трансформаторов тока.
РУ-110 кВ:
Рабочая перемычка ТП: Iраб max = 1168,14 А;
ТВ-110-1200/5I1ном = 1200 А; Uном = 110 кВ;
Ремонтная перемычка ТП: Iраб max = 1168,14 А;
ТГФ-110-1200/5 I1ном = 1200 А; Uном = 110 кВ;
Вводы ВН тягового трансформатора:I раб max = 340,91 А;
ТВ-110-400/5I1ном = 400 А; Uном = 110 кВ;
Вводы ВН районного трансформатора: Iраб max = 125,97 А;
ТВ-110-150/5I1ном = 150 А; Uном = 110 кВ;
РУ-2х27,5 кВ:
Цепь обходного выключатель: Iраб max = 954,55 А;
ТВ-35-1000/5I1ном = 1000 А; Uном = 35 кВ;
Вводы НН понижающего трансформатора: Iраб max = 681,82 А;
ТВ-35-800/5I1ном = 800 А; Uном = 35 кВ;
Фидеры контактной сети: Iраб max = 400 А;
ТВ-35-400/5I1ном = 400 А; Uном = 35 кВ;
Фидеры ДПР:
ТВ-35-400/5I1ном = 400 А; Uном = 35 кВ;
Вводы ТСН:
ТВ-35-400/5I1ном = 400 А; Uном = 35 кВ;
РУ-10кВ:
Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 1385,64 А;
GDS-10-1500/5 I1ном = 1500 А; Uном = 10 кВ;
Секционный выключатель: Iраб max = 1293,26 А;
GDS-10-1500/5 I1ном = 1500 А; Uном = 10 кВ;
Фидеры районных потребителей:Iраб max = 112,58 А;
GDS-10-150/5 I1ном = 150 А; Uном = 10 кВ;
Выбор трансформаторов напряжения.
РУ-110 кВ.
Перемычка транзитной ТП
Три однофазныхТН: 3хЗНОГ-110
РУ-2х27,5 кВ.
Шины тягового РУ-2х27,5 кВ
Четыре однофазных ТН: 4´ЗНОЛ-35
РУ-10 кВ.
Шина районного РУ-10 кВ
Однофазные ТН: 3хНОЛ-10
Выбор ограничителей перенапряжения.
РУ-110 кВ
ОПН-У/ТЕL-110-УХЛ1
Uн = Uн.уст = 110 кВ
РУ-2х27,5 кВ
ОПН-У/TEL-27,5-УХЛ1
Uн = Uн.уст = 27,5 кВ
РУ-10 кВ
ОПН-Т/TEL-10-УХЛ1
Uн = Uн.уст = 10 кВ
Глава 2. Расчёт токов короткого замыкания
2.1 Расчетная схема тяговой подстанции
/>
2.2 Электрическая схема замещения
/>
2.3 Расчёт сопротивлений элементов схемы замещения
Расчет сопротивлений системы
По расчётной схеме (рис.6) и схеме замещения (рис.7.)найдём относительные сопротивления энергосистемы:
/>
/>
где: /> — базисная мощность, принимаем 100МВА;
/> — мощность короткого замыкания,МВА.
Относительные сопротивления ЛЭП:
/>
/>
/>
где: /> — удельное сопротивление проводов1 км линии, />=0,4Ом/км;
l – длина линии, км.
Относительные сопротивления обмоток районноготрансформатора:
/>
/>
где: /> — номинальная мощностьтрансформатора, МВА.
Преобразуем схему замещения до точки К3 (Рис.8.):
/>
/>
/>
Преобразуем треугольник сопротивлений /> в эквивалентную звезду(рис.8.б):
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Звезду сопротивлений /> преобразуем в треугольник (рис.8.г):
/>
/>
/>
Убираем ветвь, содержащую сопротивление />, так как точкиисточников питания равнопотенциальны, то ток через эту ветвь не потечёт исопротивлением /> можно пренебречь. Послепреобразования получим схему:
/>
Преобразуем схему замещения до точки К3:
/>
Преобразуем звезду сопротивлений /> в треугольник (рис.8.е):
/>
/>
/>
Убираем ветвь, содержащую сопротивление />, так как точкиисточников питания равнопотенциальны, то ток через эту ветвь не потечёт исопротивлением /> можно пренебречь.
После преобразования получим схему (рис.8.ж).
/>
2.4 Расчёт токов короткого замыкания на шинах РУ
Расчет токов короткого замыкания на шинах ОРУ 110 кВ
Проверяем на удалённость точку короткого замыкания К1:
/>
следовательно, короткое замыкание удалённое от первогоисточника питания.
/>
следовательно, короткое замыкание удалённое от второгоисточника питания.
где: /> — мощность источника, МВА
При расчёте токов короткого замыкания от первого ивторого источников используем приближенный метод, так как короткое замыканиеудалённое.
Расчёт периодической составляющей.
/>кА;
/>кА;
/>кА.
Расчёт апериодической составляющей.
Апериодическую составляющую определим по формуле:
/>,
где:
/>
— время отключения тока короткого замыкания;
/> — собственное время отключениявыключателя; для выключателя РМ-121-20/1200 />=0,025 с;
/> — постоянная времени затухания,равная 0,02 сек [1];
/> — минимальное время срабатываниярелейной защиты />=0,01 с;
/>= 0,025+0,01=0,035 с.
/>кА.
Определение ударного тока.
/>=3,160 кА;
где: /> — ударный коэффициент, равный 1,61[1].
Определение полного тока короткого замыкания.
/>кА.
Ток однофазного к. з.
/>
Расчет токов короткого замыкания на шинах РУ 10 кВ
Проверяем на удалённость точку короткого замыкания К3:
/>
следовательно, короткое замыкание удалённое от первогоисточника питания.
/>
следовательно, короткое замыкание удалённое от второгоисточника питания.
Где: /> — мощность источника, МВА
При расчёте токов короткого замыкания от первого ивторого источников используем приближенный метод, так как короткое замыканиеудалённое.
Расчёт периодической составляющей.
/>кА;
/>кА;
/>кА.
Расчёт апериодической составляющей.
Апериодическую составляющую определим по формуле:
/>,
где:
/>
— время отключения тока короткого замыкания;
/> — собственное время отключениявыключателя;
для выключателя BB/TEL-10/1600 />=0,015 с;
/> — постоянная времени затухания,равная 0,03 сек [1];
/> — минимальное время срабатываниярелейной защиты />=0,01 с;
/>= 0,015+0,01=0,025 с.
/>кА.
Определение ударного тока.
/>=13,215 кА;
где: /> — ударный коэффициент, равный 1,72[1].
Определение полного тока короткого замыкания.
/>кА.
Расчет токов короткого замыкания на шинах РУ 2х27,5 кВ
Определение тока короткого замыкания между контактнымпроводом и рельсовой цепью (периодическая составляющая):
/>
/>
/>
где: />и /> — сопротивление фазы энергосистемыи трансформатора;
n – количество работающих трансформаторов;
/> — мощность короткого замыкания напервичной стороне понижающего трансформатора, МВА.
/>
/>
/>
/>
где: /> — напряжение КЗ в %.
/>
/>
Определение тока короткого замыкания между контактным ипитающим проводом (периодическая составляющая):
/>
/>
/>
где: />и /> — сопротивление фазы энергосистемыи трансформатора;
n – количество работающих трансформаторов;
/> — мощность короткого замыкания на первичнойстороне понижающего трансформатора, МВА.
/>
/>
/>
/>
где: /> — напряжение КЗ в %.
/>
/>
так как />, то в дальнейших расчетах периодическуюсоставляющую будем принимать равной />.
Расчёт апериодической составляющей.
Апериодическую составляющую определим по формуле:
/>,
где:
/> — время отключения тока короткогозамыкания;
/> — собственное время отключениявыключателя;
для выключателя ВГБЭ-35/1000 />=0,04 с;
/> — постоянная времени затухания,равная 0,02 сек [1];
/> — минимальное время срабатываниярелейной защиты />=0,01 с;
/>= 0,04+0,01=0,05 с.
/>кА.
Определение ударного тока.
/>=6,121 кА;
где: /> — ударный коэффициент, равный 1,6[1].
Определение полного тока короткого замыкания.
/>кА.
2.5 Выбор трансформатора собственных нужд
На тяговой подстанции устанавливают два ТСН с вторичнымнапряжением 380/220 В, каждый из которых рассчитан на полную мощностьсобственных нужд.
Питание ТСН на тяговых подстанциях переменного токаосуществляем от шин 2 ´ 27,5 кВ.
Необходимая мощность для питания собственных нуждпеременного тока может быть определена суммированием всех мощностейпотребителей подстанции.
Расчётная мощность для питания собственных нужд (мощностьТСН) определяется:
Расчётную мощность ТСН определим по формуле:
/>
где: Sу – установленная мощность ТСН:
/>
где: /> — суммарная активная мощность,кВт;
/> — суммарная реактивная мощность,кВАр.
/>
/>
где: /> — коэффициент использованияустановленной мощности;
/> — заданная мощность собственныхнужд;
/> - тангенс конкретного видасобственных нужд.
Мощность подогрева элегаза и приводов высоковольтныхвыключателей:
Таблица №4.Тип выключателя Рэлегаза, кВт Рпривода, кВт Кол-во выкл-ей Робщ, кВт РМ – 121 4,8 0,7 6 33 ВГБЭ – 35 0,8 0,8 12 19,2 Итого: 52,2
Данные по цепям собственных нужд:
Таблица №5.Наименование потребителя ки cosf f tgf P, кВт Pу, кВт Qу, кВА Рабочее освещение 0,7 1 24 16,8 Моторные нагрузки 0,75 0,8 36,9 0,75 35 26,3 19,7 Печи отопления и калориферы 0,65 1 23 15 Потребители СЦБ 0,75 0,8 36,9 0,75 42 31,5 23,6 Зарядно-подзарядный агрегат 0.7 1 9,3 6,5 Итого: 96,1 43,3
/>
/>
/>кВАр;
/>
/>
По рассчитанной мощности выбираем ТСН типа: ТМ –160/27,5– 74 У1.
Технические характеристики трансформатора ТМ – 160/27,5 –74 У1.
Таблица № 6Тип трансформатора Номинальное напряжение обмоток, кВ Потери, кВт uК, % IХ,% Схема и группа соединения обмоток ВН НН РХ РК ТМ –160/27,5 – 74 У1 27,5 0,4 0,66 2,65 6,5 2,4 Y/Y0-0
2.6 Схемы питания потребителей собственных нужд
Питание потребителей собственных нужд переменного тока осуществляетсяот системы сборных шин 380/220 В. В качестве резервного источникаэлектроэнергии собственных нужд переменного тока используют дизель – генератор.
/>
Рис.3. Принципиальная схема питания СН переменного токаоткрытой части тяговой подстанции: фидеры: 1 и 10 – шкафа СН в зданииподстанции; 2 – обдува понижающих трансформаторов; 3 – ВЛСЦБ; 4 – освещениякамер 10 кВ и СЦБ; 5 – резервный; 6 – освещения открытой части подстанции; 7 –передвижного масляного хозяйства; 8 – питания дистанций контактной сети; 9 –подогрева элегаза и приводов высоковольтных выключателей и ячеек КРУН.
/>
Рис.4. Принципиальная схема питания СН переменного токазакрытой части тяговой подстанции: фидеры: 1 – сверлильного и наждачногостанков; 2 – электрических печей щитовой и подсобных помещений; 3 –электрических печей; 4 – насоса откачки воды из баков для слива масла; 5 –питания двигателей вентиляторов машинного зала; 6,7 и 8 – питаниясоответственно пульта дистанционного управления разъединителями контактнойсети, стоек телемеханики и автоматики; 9 – питания подзарядных устройств; 10 –калориферов и вентиляторов помещения аккумуляторной батареи; 11 – освещенияздания тяговой подстанции; 12 – электрических печей помещения дизель –генератора; 13 – вентиляторов помещения дизель – генератора. Вводы: I и III –фидеров СН от ТСН на открытой части тяговой подстанции; II – резервный отдизель – генератора
/>
Рис.5. Принципиальная схема питания СН постоянного тока.Цепи питания: 1 – приводов высоковольтных выключателей; 2 – устройствуправления и сигнализации; 3 – аварийного освещения; 4 – унифицированногопреобразователя напряжения устройств автоматики и телемеханики.
2.7 Расчёт токов короткого замыкания в цепях собственныхнужд
При расчёте необходимо учесть особенности:
Учитываем активное и реактивное сопротивление цепи КЗ;
Расчёт сопротивлений выполняем в именованных единицах(Ом, мОм);
Определяем конкретные значения времени затухания апериодическойсоставляющей тока
Расчёт периодической составляющей тока КЗ ведется позакону Ома;
Необходимость учёта сопротивлений всех элементов цепи КЗ.
Составим расчётную схему цепей собственных нужд:
/>
Рис. 9.
Составляем схему замещения
/>
Рис. 10.
Преобразуем схему замещения.
/>
Рис. 11.
Найдём максимально рабочий ток во вторичной обмоткетрансформатора собственных нужд:
/>
где: кпер – коэффициент перегрузки трансформатора, равный1,5;
SнТСН – номинальная мощность трансформатора собственныхнужд, кВА;
Ucр – среднее напряжение вторичной обмотки ТСН, равное0,38 кВ.
/>
Найдём сопротивление ТСН:
/>
где: uк – напряжение короткого замыкания ТСН, %;
/> — номинальное напряжение вторичнойобмотки ТСН, кВ;
/> — номинальная мощность ТСН, кВА.
/>
/>
/>
/>
/>
Найдём сопротивление трансформатора тока:
ТК – 20 – 400/5
rтт = 0,11 Ом
хтт = 0,17 Ом
Найдём сопротивление автоматического выключателя:
А3790С – 400
rАВ = 0,15 Ом
хАВ = 0,1 Ом
Найдём сопротивление материала кабеля:
/>
где: /> - удельное сопротивлениематериала кабеля;
/>;
/> - длина кабеля, равная 50м;
/> - сечение кабеля, мм2.
ААГУ-3´185 />= 185 мм2
В качестве четвёртой жилы используем алюминиевую оболочкукабеля [9].
/>
380 > 365 А
/>
/>
где: х0 – 0,0602 [2]
/>
Найдём сопротивление рубильника:
РПЦ – 32 – 400
rр = 0,2 мОм
Найдём сопротивление системы:
/>
где: /> — среднее напряжение; />=0.4 кВ.
/> — мощность короткого замыкания нашинах, от которых питается ТСН, кВА.
/>
/>
/>
Определяем суммарное активное и реактивное сопротивления:
/> мОм;
/>мОм;
/>мОм;
/>мОм;
/> мОм;
/> мОм;
/> мОм;
/>мОм.
Найдём периодическую составляющую:
/>
где: z – полное сопротивление цепи короткого замыканияОм;
/>
Для определения ударного тока и апериодическойсоставляющей тока короткого замыкания определим постоянную времени затуханияапериодической составляющей по формуле:
/>
где: /> результирующее реактивное иактивное сопротивление цепи короткого замыкания;
/>рад/с.
/>
Определим ударный коэффициент:
/>
/>
Апериодическую составляющую тока короткого замыканияопределим по формуле:
/>
/>кА.
Определим ударный ток короткого замыкания.
/>,
где: /> — ударный коэффициент.
/>кА;
Определим полный ток короткого замыкания по формуле:
/>
/>кА.
Глава 3. Проверка токоведущих частей, изоляторов иаппаратуры по результатам расчета токов короткого замыкания
3.1 Расчёт величины теплового импульса для всех РУ
Для проверки аппаратуры и токоведущих частей выполняетсярасчёт 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 № 7 U, кВ tа, с tпв, с tрз, с tотк, с In, кА
/>
/>, кА2с вводы 110 0,02 0,055 2,0 2,055 1,388 1,3882(2,055+0,02) 3,998 2х27,5 0,02 0,065 1,0 1,065 2,705 2,7052(1,065+0,02) 7,939 10 0,03 0,025 1,0 1,025 5,433 5,4332(1,025+0,03) 31,141 фидеры 2х27,5 0,02 0,065 0,5 0,565 2,705 2,7052(0,565+0,02) 4,280 10 0,03 0,025 0,5 0,525 5,433 5,4332(0,525+0,03) 16,382
3.2 Проверка шин и токоведущих элементов
Шины открытых РУ 110 кВ и 2х27,5 кВ выполняютсталеалюминевыми гибкими проводами марки АС.
Проверка гибких шин РУ – 110 кВ и РУ 2х27,5 кВ.
Проверка на термическую стойкость выполняется по формуле:/>
где: /> — минимальное сечение, термическоеустойчивое при КЗ, мм2
Минимальное сечение, при котором протекание тока КЗ невызывает нагрев проводника выше допустимой температуры:
/>
где: /> - величина теплового импульса;
С – константа, значение которой для алюминиевых шин равно90, />.
Проверка по условию отсутствия коронирования />
где: E0 – максимальное значение начальной критическойнапряженности электрического поля, при котором возникает 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 около поверхностипровода, кВ/см,
/>
где U – линейное напряжение, кВ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводамифаз, см.
При горизонтальном расположении фаз />.
Здесь D – расстояние между соседними фазами, см. Длясборных шин приняты расстояния между проводами разных фаз –1,6 и 3,0 м длянапряжений 35 и 110 кВ соответственно.
Вводы и перемычка ТП (110 кВ), тип шин АС – 700 [4] потермической стойкости: />
/>
700мм2 > 22,217мм2
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
Вводы ВН понижающего тягового тр-ра(110 кВ), тип шин АС –120 [4]
по термической стойкости: />
/>
120мм2 > 22,217мм2
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
Вводы ВН районного понижающего тр-ра(110 кВ), тип шин АС– 70 [4]
по термической стойкости: />
/>
70мм2 > 22,217мм2
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
Ввод НН тягового понижающего тр-ра(2х27,5), тип шин АС –330 [4]
по термической стойкости: />
/>
330мм2 > 31,307мм2
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
Сборные шины НН(2х27,5), тип шин АС – 500 [4]
по термической стойкости: />
/>
500мм2 > 31,307мм2
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
Фидеры контактной сети (2х27,5), тип шин АС – 150 [4]
по термической стойкости: />
/>
150мм2 > 22,987мм2
по условию отсутствия коронирования />
/>кВ/см;
/> кВ/см;
/>
Выбор жестких шин РУ – 10 кВ.
1. Проверка на электродинамическую устойчивость: />
где: /> — механическое напряжение,возникающие в шинах при КЗ
/>
где l – расстояние между соседними опорными изоляторами,м ( РУ — 10 кВ: l = 1м);
а – расстояние между осями шин соседних фаз, м ( РУ — 10кВ: а = 0.25 м );
iу – ударный ток трёхфазного короткого замыкания, кА;
W – момент сопротивления шины относительно оси,перпендикулярной действию усилия, м3
при расположении шин на ребро:
/>, м3
при расположении шин плашмя:
/>, м3
где: b и h – толщина и ширина шины, м
Вводы НН районного понижающего тр-ра(10 кВ),, тип шин А — 100´ 8
по термической стойкости: />
/>
800мм2 > 62,005мм2
по электродинамической устойчивости: />
/>м3
/>
40 > 8,732 МПа
Сборные шины НН районных потребителей(10 кВ), тип шин А — 60´ 8 по термической стойкости: />
/>
600мм2 > 62,005мм2
по электродинамической устойчивости: />
/>м3
/>
40 > 2,563 МПа
Фидеры районного потребителя (10 кВ), тип шин А — 20´ 3
по термической стойкости: />
/>
60мм2 > 44,972мм2
по электродинамической устойчивости: />
/>м3
/>
40 > 34,927 МПа
3.3 Проверка изоляторов
Шины подвешиваются с помощью полимерных подвесныхизоляторов. Марки изоляторов и их технические данные представлены в таблице №7для РУ 110 кВ и РУ 2х27,5 кВ.
Таблица № 8.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
В РУ – 10 кВ шины крепятся на опорных и проходныхизоляторах.
Опорных изоляторах ИО 10 – 3,75 У3
1. по номинальному напряжению: />, />
2. по допустимой нагрузке: />
/>
где:/> — разрушающая нагрузка на изгибизолятора.
/>
где: l – расстояние между соседними опорными изоляторами,м ( РУ – 10 кВ: l = 1м);
а – расстояние между осями шин соседних фаз, м ( РУ – 10кВ: а = 0,25 м );
/>
/>
225>122,944 даН
Выбор проходных изоляторов: ИП – 10/1600-750 У
1. по номинальному напряжению: />
/>
2. по допустимому току: />
/>
3. по допустимой нагрузке: />
/>
где:/> — разрушающая нагрузка на изгибизолятора.
/>
/>
/>
1250>61,472 даН
3.4 Проверка выключателей
Выключатели проверяются:
на электродинамическую стойкость: />
где /> — ударный ток короткого замыкания,кА.
/> — предельный сквозной ток, кА
на термическую стойкость: />
где:/> — величина теплового импульса в цепивыключателя, 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 отключения апериодическойсоставляющей 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: РМ – 121 – 20/1200
на электродинамическую стойкость: />
3,160
на термическую стойкость: />
3,998 3
3,998 с
3. по номинальному току отключения: />
1,388
4. по номинальному току отключения апериодическойсоставляющей тока КЗ: />
/>
/>
/>
/>
/>
0,342
5. по полному току отключения: />
/>
41,295 > 2,305 кА
6. по включающей способности: />
1,388
/>
3,160
РУ_2х27,5 кВ
Выключатель: ВГБЭ-35-12,5/1000
на электродинамическую стойкость: />
6,121
на термическую стойкость: />
7,939 3
7,939 с
3. по номинальному току отключения: />
2,705
4. по номинальному току отключения апериодическойсоставляющей тока КЗ: />
/>
/>
/>
/>
/>
0,313
5. по полному току отключения: />
/>
23,494 > 4,254 кА
6. по включающей способности: />
2,705
/>
6,121
Выключатель: ВГБЭ-35-12,5/630
на электродинамическую стойкость: />
6,121
на термическую стойкость: />
4,280 3
4,280 с
3. по номинальному току отключения: />
2,705
4. по номинальному току отключения апериодическойсоставляющей тока КЗ: />
/>
/>
/>
/>
/>
0,313
5. по полному току отключения: />
/>
23,494 > 4,254 кА
6. по включающей способности: />
2,705
/>
6,121
РУ-10 кВ
Выключатель: ВВ/TEL-10-20/1600
на электродинамическую стойкость: />
13,215
на термическую стойкость: />
31,141 3
31,141 с
3. по номинальному току отключения: />
5,433
4. по номинальному току отключения апериодическойсоставляющей тока КЗ: />
/>
/>
/>
/>
/>
3,342
5. по полному току отключения: />
/>
44,519 > 25,677 кА
6. по включающей способности: />
5,433
/>
13,215
Выключатель: ВВ/TEL-10-12,5/630 на электродинамическуюстойкость: />
13,215
на термическую стойкость: />
16,382 3
16,382 с
3. по номинальному току отключения: />
5,433
4. по номинальному току отключения апериодическойсоставляющей тока КЗ: />
/>
/>
/>
/>
/>
3,342
5. по полному току отключения: />
/>
27,825 > 25,677 кА
6. по включающей способности: />
5,433
/>
13,215
3.5 Проверка разъединителей
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 РГ-110-2000
на электродинамическую стойкость: />
3,160
на термическую стойкость: />
3,998 /> 402 />3 кА2с
3,998
Разъединитель РГ-110-1000
на электродинамическую стойкость: />
3,160
на термическую стойкость: />
3,998 /> 31,52 />3 кА2с
3,998
РУ_2х27,5 кВ
Разъединитель РГ-35-1000
на электродинамическую стойкость: />
6,121
на термическую стойкость: />
7,993 /> 162 />3 кА2с
7,993
РУ-10 кВ
Разъединитель РГ-35-2000
на электродинамическую стойкость: />
13,215
на термическую стойкость: />
31,141 /> 31,52 />3 кА2с
31,141
3.6 Проверка заземлителей
Заземлитель ЗР-10 НУЗ
на электродинамическую стойкость: />
13,215
на термическую стойкость: />
31,141 /> 902 />1 кА2с
31,141
3.7 Проверка предохранителей
ПКТ104-10-100-31,5 У3
Предохранители проверяют по номинальному току отключения:/>
25,677
3.8 Проверка трансформаторов тока
Разработка схем измерений
Схемы измерений необходимы для определения расчетных длинпроводов, зависящих от схемы подключения.
Схемы подключения трансформаторов тока
/>
Трансформаторы тока проверяется:
На электродинамическую стойкость: />
где: /> - ударный ток короткогозамыкания;
/> — предельный сквозной токкороткого замыкания;
2. Проверка на термическую стойкость: />
где: /> — тепловой импульс, кА2с;
/>
где: />ток термической стойкости, кА;
/> — время протекания токатермической стойкости, с.
3. Проверка на соответствие классу точности дляноминальной нагрузки: />
где: /> - вторичная нагрузка наиболеенагруженной фазы ТТ, Ом;
/> - номинальная допустимая нагрузкапроверяемой обмотки ТТ в выбранном классе точности, Ом.
Так как индуктивное сопротивление 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´10-8Ом×м; с алюминиевыми жилами –2,83´10-8 Ом×м);
qпр — сечение проводов, которое не должно быть меньше 4 ´10-6 м2 для алюминия и 2,5 ´10-6 м2 для меди, но не более 10 ´10-6 м2;
/> — расчётная длина соединительныхпроводов
Встроенные ТТ на электродинамическую и термическую стойкостине проверяем.
РУ-110 кВ
Рабочая перемычка ТП.
Тип ТТ: ТВ – 110 – 1200/5
1. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки:
z2 £ z2ном;
z2 = r2 = rприб + rпр + rк;
rприб = />;
Амперметр: Э8021;
Счетчик учета электроэнергии: Альфа
Sприб = Sa + S сч= 1,5 + 0,05 = 1,55 Вт
rприб = />= />= 0,062 Ом;
rпр = r×/>=2,83×10-8×/>= 0,71 Ом;
r2 = rприб + rпр + rк = 0,062 + 0,71 + 0,05 = 0,822 Ом;
r2ном = />= />= 2 Ом > r2 = 0,822 Ом;
Ремонтная перемычка ТП.
Тип ТТ: ТГФ-110-1200/5
1. на электродинамическую стойкость: />
3,160
2. проверка на термическую стойкость: />
/>
/>
3,998
3. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:/>
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
/>
/>
/>
/>
/>
2 > 0,82 Ом
Ввод ВН тягового трансформатора:
Тип ТТ: ТВ – 110– 400/5
1. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки: />
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
Счетчик учета электроэнергии: Альфа: />
/>
/>
/>
/>
/>
1 > 0,822 Ом
Ввод ВН районных трансформатора:
Тип ТТ: ТВ – 110– 150/5
1. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки: />
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
Счетчик учета электроэнергии: Альфа: />
/>
/>
/>
/>
/>
1 > 0,822 Ом
РУ_2х27,5 кВ
Цепь обходного выключателя:
Тип ТТ: ТВ – 35– 1000/5
1. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки: />
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
/>
/>
/>
/>
/>
1,2 > 0,64 Ом
Вводы НН тягового трансформатора:
Тип ТТ: ТВ – 35– 800/5
1. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки: />
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
Счетчик учета электроэнергии: Альфа: />
/>
/>
/>
/>
/>
1,2 > 0,642 Ом
Фидер КС:
Тип ТТ: ТВ – 35– 400/5
1. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки:
/>
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
/>
/>
/>
/>
/>
1 > 0,64 Ом
Фидер ДПР, ТСН:
Тип ТТ: ТВ – 35– 400/5
1. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки: />
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
Счетчик учета электроэнергии: Альфа: />
/>
/>
/>
/>
/>
1 > 0,642 Ом
РУ-10 кВ
Ввод НН районного трансформатора:
Тип ТТ: GDS – 10 – 1500/5
1. на электродинамическую стойкость: />
13,215
2. проверка на термическую стойкость: />
/>
/>
31,141
3. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки: />
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
Счетчик учета электроэнергии: Альфа: />
/>
/>
/>
/>
/>
0,2> 0,155 Ом
Секционный выключатель:
Тип ТТ: GDS – 10 – 1500/5
1. на электродинамическую стойкость: />
13,215
2. проверка на термическую стойкость: />
/>
/>
31,141
3. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки: />
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
/>
/>
/>
/>
/>
0,2> 0,153 Ом
Фидеры районных потребителей:
Тип ТТ: GDS – 10 – 150/5
1. на электродинамическую стойкость: />
13,215
2. проверка на термическую стойкость: />
/>
/>
16,382
3. на соответствие классу точности для номинальнойнагрузки: />
Класс точности: 0,5 />
Амперметр Э8021: />
Счетчик учета электроэнергии: Альфа: />
/>
/>
/>
/>
/>
0,2> 0,155 Ом
3.9 Проверка трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения проверяются:
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 – суммарная мощность, потребляемая подключенными к ТНприборами, ВА.
/>
где: Sприб – мощность потребляемая всеми катушками одногоприбора;
/> - коэффициент мощности прибора.
РУ – 110 кВ
Таблица № 9Прибор Тип прибора Nкат Nпр Sн Cos jпр Sin jп Pпр, Вт Qпр, ВАр Вольтметр Э378 1 1 2 1 2.0 - Реле направления мощности РБМ-171 1 1 35 1 35 - Счётчик электроэнергии Альфа 3 6 3,6 - - 68,8 - Реле напряжения РН — 54 1 3 1.0 1 3.0 - ИТОГО: 104,8
/>
Тип ТН: 3´ЗНОГ– 110 82У3
/>
450 > 104,8 ВА
РУ – 2´27.5кВ:
Таблица № 10.Прибор Тип прибора Nкат Nпр Sн Cos jпр Sin jп Pпр, Вт Qпр, ВАр Вольтметр Э378 1 1 2 1 2.0 - Счётчик электроэнергии Альфа 3 8 3,6 - - 86,4 - Электронная защита фидера УЭЗФМ 1 4 4 1 16 - Определитель места повреждения ОМП 1 2 1 1 2 - Реле напряжения РН — 54 1 3 1 1 3 - ИТОГО: 109,4
/>
Тип ТН: 4´ЗНОЛ– 35
/>
600 > 109,4 ВА
РУ – 10 кВ
Таблица №11.Прибор Тип прибора Nкат Nпр Sн Cosjпр Sinjп Pпр, Вт Qпр, ВАр Вольтметр Э378 1 1 2 1 2.0 - Счётчик электроэнергии Альфа 3 7 3,6 - - 75,6 - Реле напряжения РН — 54 1 3 1.0 1 3.0 - ИТОГО: 80,6
/>
Тип ТН: 6´НОЛ– 10 (2´3´ НОЛ – 10)
/>
450 > 80,6 ВА
Так как мощность нагрузки вторичной цепи осталасьбольшой, то принимаем две группы по три однофазных ТН. Всего три комплектаоднофазных ТН (два в работе и один в резерве). Разработка схем измерений
/>
Рис. 13.
/>
Рис. 14.
3.10 Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядногоагрегата
В качестве аккумуляторной батареи используют, какправило, свинцово-кислотные и в отдельных случаях щелочные железо-никелевые АБ.
Выбор АБ заключается в определении теплового номерабатареи, состоящей из СК – аккумуляторов стационарного типа и расчёте числапоследовательно включённых элементов.
Число элементов АБ, работающей в режиме постоянногоподзаряда, определим по формуле:
/>
где: />-напряжение на шинах АБ, равное258 В.
/>-напряжение подзаряда, равное 2.15В.
/>
Номер аккумуляторной батареи определим, исходя израсчётной ёмкости /> и наибольшего тока при разряде:
/>
где: /> - расчётный ток длительногоразряда;
/> - ток, потребляемый постоянновключенными потребителями;
/> — ток, потребляемый потребителями,подключенными к АБ в аварийном режиме;
/> - время аварийного режима, равное2 ч.
/>
где: /> — мощность цепей управления,защиты и сигнализации;
/> В.
/>
где: /> - мощность аварийного освещения.
/>
/>
/>
Номер АБ по условиям длительного режима
/>
где: /> - ёмкость двухчасового разрядааккумулятора СК – 1, равная 22 А×ч.
/>
/>
принимаем Nдл = 2
Наибольший ток при кратковременном режиме разряда АБ:
/>
где: />-ток, потребляемый наиболее мощнымприводом при включении выключателя (для ВГБЭ – 35, />=40 А).
/>
Номер АБ по условиям кратковременного режима:
/>
где: 46 А – ток кратковременного разряда для СК – 1
/>
принимаем Nкр = 2
Окончательно принимаем СК – 2
Наибольший ток подзарядного агрегата
/>
где:
/>
— для СК-1 ¸СК-5
/>
Мощность подзарядного преобразовательного и зарядногоагрегата: />./>
где: /> - число элементов АБ.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Выбираем тип выпрямителя, используемого в подзарядных изарядных преобразователях:
ВАЗП – 380/260 – 40/80
/>
Sн = 20,8 кВт
Sн > Sзар
20,8 > 2,834 кВт
Iн = 80 А
Iн > Iзар
80 > 21,1 А
Глава 4. План тяговой подстанции
Разработка плана тяговой подстанции.
План транзитной тяговой подстанции переменного токасистемы электроснабжения 2 ´ 27,5кВ разрабатываем в соответствии с рекомендациями изложенными в [4].
Открытую часть подстанции монтируем на конструкциях,распластоного типа с соблюдением всех стандартов на минимальные расстояниямежду токоведущими элементами и землёй. А также выполняем чертёж: план иразрезы тяговой подстанции.
Расчёт площади открытой части тяговой подстанции.
/>
Площадь открытой части тяговой подстанции определим как:
/>
где: а – длина, м а =87,8 м;
b – ширина, м b = 87,8 м.
/>=87,8×87,8 = 7700 м2
/>=83,8×83,8 = 7022 м2
Глава 5. Расчёт заземляющего устройства
Расчёт заземляющего устройства в курсовом проектевыполняем графо-аналитическим методом, основанный на применении теории подобия,которая предусматривает:
1. Замену реального грунта с изменяющимся по глубинеудельным сопротивлением эквивалентной двухслойной структурой с сопротивлениемверхнего слоя r1, толщиной h исопротивлением нижнего слоя земли r2,значение которых определяется методом вертикального электрическогозондирования.
/>
Рис. 15.
2. Замену реального сложного заземляющего контура,состоящего из системы вертикальных электродов, объединённых уравнительнойсеткой с шагом 4 – 20 м, и любой конфигурации – эквивалентной квадратнойрасчётной моделью с одинаковыми ячейками, однослойной структуры земли (r3) при сохранении их площадей (S), общейдлины вертикальных (LВ), горизонтальных (Lр) электродов, глубины их залегания(hг), значения сопротивления растекания (Rэ) и напряжения прикосновения (Uпр).
/>
Рис. 16.
Предварительно определяем следующие величины:
длина горизонтальных заземлителей
/>
/>
число вертикальных электродов
/>
/>
длина вертикального электрода
/>
где: h – толщина верхнего слоя земли;
S – площадь контура заземления.
/>
общая длина вертикальных электродов
/>
/>
расстояние между вертикальными электродами
/>
/>
6) глубину заложения горизонтальных электродов /> примем равной0,8 м
Площадь заземляющего контура S принимается по плануоткрытой части тяговой подстанции, сохраняя при этом расстояние от границыконтура до ограждения не менее 2 м.
Сопротивление заземляющего контура:
/>
где: /> - эквивалентное сопротивлениегрунта, Ом×м
/>
А = (0,444 – 0,84×/>, при />
А = (0,355 – 0,25×/>, при />
/>, при />
/>, при />
/>
/>
/>
/>
А = (0,444 – 0,84×/>
/>
Окончательным критерием безопасности электроустановкиявляется величина напряжения прикосновения, определяемая по формуле:
/>
где: /> - ток однофазного К.З. на землю вРУ питающего напряжения, А;
кпр – коэффициент прикосновения.
/>
где: /> - функция отношения />;
b – коэффициент,характеризующий условие контакта человека с землёй.
/>
где: Rчел – расчётное сопротивление человека, равное 1000Ом;
Rст – сопротивление растекания тока со ступнёй человека,равное 1,5/>.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
где: /> - Допустимое значение напряженияприкосновения, равное 130 В при tкз = 0,4 с. [4]
52
Выполняем проверку по напряжению заземляющего устройства:/>
где: /> - Допустимое значение напряжениязаземляющего устройства, равное 10 кВ.
/>
/>
0,29
Глава 6. Экономическая часть проекта
6.1 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 иоборудования тяговой подстанции, значение стоимости, приведённых в указаннойлитературе [2] необходимо умножить на следующие коэффициенты:
Сстр*100
Смонт*100
Собор*100
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 — стоимость1 кВт*ч (0,64 руб/кВт*ч);
W – перерабатываемое за год количество электроэнергии;
Сa — стоимостьамортизационных 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 №12
Таблица № 12Должность Кол-во человек Оклад Начальник 1 15000 Ст. электромеханик 1 12000 Электромеханик 1 1000 Электромонтёр 2 8000 Уборщица 1 6000 Итого: 6 57000
/>
Далее определим себестоимость перерабатываемойэлектроэнергии за год:
/>
где: Сэ – годовые эксплуатационные расходы.
Стоимость 1 кВА установленной мощности рассчитываем поформуле:
/>
где: Sу – установленная мощность всех силовыхтрансформаторов ТП, питающегося от входного РУ.
Для удобства сводим расчёт стоимости оборудования тяговойподстанции, строительных и монтажных работ в таблицу № 13.
Таблица № 13.Наименование Строительные работы, руб. Монтажные работы, руб. Оборудование, руб.
Верхнее строение пути
Здание ТП
Благоустройство территории
ОРУ – 110 кВ
РУ – 10 кВ
Тяговый блок
Питание автоблокировки
Шкафы СН
Прожекторное освещение
Заземление
Отдельно стоящие молниеотводы
Порталы шинных мостов и опоры
Подвеска шин к трансформаторам 110 кВ
Резервуар для слива масла V=30 м3
Кабельные каналы
Прокладка кабелей и др.
10370
38170
9400
13740
840
13120
460
170
940
1210
1140
650
200
1780
1710
260
-
10640
-
8710
820
9690
220
30
1220
1540
-
-
180
40
-
21770
-
39770
-
52860
18850
244410
8250
1430
-
-
-
-
-
-
-
- ИТОГО 94160 54860 365570 ИТОГО с учётом коэффициентов 9416000 5486000 36557000
/>руб.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
6.2 Основные технико-экономические показатели тяговой подстанции
Для характеристики спроектированной тяговой подстанцииприведём следующие технико-экономические показатели.
Таблица № 14Наименование Единица измерения Расчётное значение Площадь ТП м2 7700 Установленная мощность оборудования кВА 107000 Обслуживающий штат чел. 6 Стоимость ТП тыс. руб. 46559000 Стоимость строительных работ тыс. руб. 9416000 Стоимость монтажных работ тыс. руб. 5486000 Стоимость оборудования тыс. руб. 36557000 Стоимость 1 кВА установленной мощности руб./кВА 435,13 Себестоимость перерабатываемой электроэнергии руб./кВтч 0,092
Список использованной литературы
1. Бей Ю. М., Мамошин П.П. и др. Тяговые подстанции: учебник для вузовжелезнодорожного транспорта. – М.: Транспорт, 1986 – 319 с.
2. Гринберг – Басин М. М. Тяговые подстанции: Пособие по дипломномупроектированию. – М: Транспорт, 1986 – 168 с.
3. Давыдов И. К., Попов Б. М., Эрлих В. М. Справочник по эксплуатациитяговых подстанций и постов секционирования. – М: Транспорт, 1987 – 416 с.
4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций иподстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования;Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат,1989. – 608 с.
5. Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции. — М: Транспорт,1983 – 496 с.
6. Справочник по электроснабжению железных дорог / Под ред. К.Г.Марквардта. –М.: Транспорт, 1982.Т2 – 392 с.
7. Пузина Е.Ю. Методические указания с заданием на курсовой проект длястудентов 3-го курса специальности «Электроснабжение железнодорожноготранспорта» Г. Иркутск 2003 г.
8. Система тягового электроснабжения 2 ´25 кВ Б. М. Бородулин и др. – М: Транспорт, 1989 – 125 с.
9. Н. И. Белорусов., А. Е. Саакян., А. И. Яковлева. Электрические кабели,провода и шнуры. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 536 с.