Расчеты, связанные с аппаратурой в энергосистеме

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Расчеты, связанные с аппаратурой в энергосистеме

Расчеты, связанные с аппаратурой в энергосистеме

Введение

электрический энергосистема трансформатор напряжение

Техническое перевооружение железнодорожного транспорта осуществляется на базе широкой электрификации линий, которая проводится с использованием новейших достижений техники, нового прогрессивного оборудования. Одним из перспективных направлений решения этой задачи является применение системы электроснабжения 2×25 кВ. С использованием этой системы в десятой и одиннадцатой пятилетках электрифицировано около 1100 км линий Московской, Белорусской, Целинной, Горьковской дорогах, в двенадцатой пятилетки было электрифицировано ещё не менее 1700 км на Горьковской, Целинной, Алма-атинской и Байкало-Амурской дорогах.

Система электроснабжения 2×25 кВ имеет ряд достоинств по сравнению с обычной системой переменного тока 25 кВ: меньшие нагрузки на провода контактной сети и потери напряжения и энергии в тяговой сети, уменьшенные влияния на линии связи. Снижение потерь позволяет значительно увеличить расстояние между тяговыми подстанциями, что даёт определённый экономический эффект, и располагать их в наиболее удобных для эксплуатации местах.

Положительные свойства системы электроснабжения 2×25 кВ дают возможность применять её для усиления устройств электроснабжения при возросшем грузопотоке без увеличения числа тяговых подстанций. Такой вид усиления можно производить на отдельных лимитирующих межподстанционных зонах и даже на части их около подстанций, где особенно велика нагрузка проводов и потери напряжения.

При системе электроснабжения 2×25 кВ в пять раз по сравнению с системой 25 кВ уменьшается зона, в которой требуется реконструкция существующих воздушных линий связи и других коммуникаций по условиям электромагнитного влияния.

Исходные данные

Исходными данными для курсового проекта являются:

1. Вариант схемы питания (рисунок 1);

Рисунок 4. Двухцепная ЛЭП-110 кВ

2. Номер проектируемой тяговой подстанции - 4;

3. Род тока – переменный (2×25 кВ);

4. Характеристика источников питания (таблица 1);

Таблица 1. Параметры питающей энергосистемы

5. Данные по подстанции (таблица 1).

Таблица 2. Данные по понизительным трансформаторам (ТП), трансформаторам районной нагрузки (ТРН), фидерам районной нагрузки и количеству перерабатываемой электроэнергии.

Таблица 3. Длины ЛЭП

Таблица 4. Данные по цепям собственных нужд

Таблица 5. Данные для расчёта заземляющих устройств

Таблица 6. Время выдержки защит

Однолинейная схема главных электрических соединений. Структурная схема подстанции

Наиболее экономичная схема подстанции для совместного питания районных и тяговых потребителей получается при использовании трёхобмоточных однофазных трансформаторов. В этой схеме трансформаторы 1,2,3 и 4 подключают к первичным шинам 110 кВ по схеме полного треугольника, для тяги используют вторичные обмотки трансформаторов , обмотки всех трёх трансформаторов соединяют в звезду для питания района. Трансформатор 4, питающий только район, является резервным для тяги и поэтому должен иметь три варианта подключения к шинам первичного напряжения 110 кВ и два варианта подключения к РУ 2×25 кВ. При выходе из строя одного из тяговых трансформаторов заменяет его трансформатор 4, а район в это время питается с ухудшенным качеством напряжения.

Для улучшения электроснабжения районных потребителей схему с тремя трёхобмоточными трансформаторами дополняют одним трёхфазным двух- или трёхобмоточным трансформатором. В этом случае э.п.с. в нормальном режиме получает питание от двух однофазных трансформаторов, районная нагрузка от трёхфазного. При отключении любого однофазного трансформатора его заменяет резервный трансформатор 4.

Рисунок 2. Структурная схема соединений элементов ТП при системе 2×25 кВ.

1 – вводы 110 кВ; 2 – ОРУ – 110 кВ; 3 – трёхобмоточный однофазный трансформатор 110/2×25/10 – 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 силового трансформатора

Силовые трансформаторы общего назначения по своим основным техническим параметрам должны удовлетворять требованию ГОСТ 11677-75, а также ГОСТ на трансформаторы различных классов напряжения.

Условное обозначение трансформатора содержит буквенное обозначение, характеризующее число фаз (О – однофазные, Т - трёхфазные), вид охлаждения (М – естественное масляное, Д – масляное с дутьём и естественной циркуляцией масла, ДЦ – масляное с дутьём и принудительной циркуляцией масла), число обмоток, если их больше двух, работающих на самостоятельные сети (для трёхобмоточного трансформатора применяют букву Т), и вид переключения ответвлений; цифровое обозначение, характеризующее номинальную мощность и класс напряжения; год выпуска рабочих чертежей трансформаторов данной конструкции; климатическое исполнение и категорию размещения по ГОСТ 15150-69 и 15543-70.

Кроме того, в обозначении трансформаторов могут быть следующие буквы: Н – выполнение одной из обмоток с устройствами РПН; А – автотрансформатор (впереди обозначения); Р – трансформатор с расщеплённой обмоткой низшего напряжения (после числа фаз); Ж – для железнодорожного транспорта, электрифицированного на переменном токе; Э – трансформаторы, предназначенные для электрификации железных дорог (ставилось ранее в конце общего обозначения).

Силовые трансформаторы имеют устройства для переключения ответвлений обмоток: РПН – ступенчатое регулирование (переключение) под нагрузкой; ПБВ – переключение при отключенном трансформаторе, т.е. без возбуждения.

Трансформаторы допускают 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 трансформаторов не превышает её нагрузочную способность.

В аварийных случаях трансформаторы с системами М, Д, ДЦ допускают кратковременные перегрузки сверх номинального тока независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры охлаждения среды и места установки согласно ГОСТ 14209-69.

Трёхобмоточный трансформатор допускает любое распределение длительных нагрузок по его обмоткам при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим ток перегрузки, а суммарные нагрузочные потери не превысят сумму потерь холостого хода и наибольшего из значений потерь короткого замыкания трёх пар обмоток.

Выбираем тяговый трансформатор типа – ОРДТНЖ-16000/110-79 У1.

Обозначение типа трансформатора расшифровывается следующим образом: О – однофазный, Р – с расщеплённой обмоткой НН, Д – охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, Т - трёхобмоточный, Н – с регулированием напряжения под нагрузкой, Ж – для питания переменным током электрифицированных железных дорог; номинальная мощность – 16000 кВА; класс напряжения обмотки ВН – 110 кВ; год выпуска рабочих чертежей 1979; У1 – исполнение для районов с умеренным климатом при размещении на открытом воздухе.

Таблица 8. Основные технические данные трансформатора ОРДТНЖ-16000/110-79 У1

Выбор типа трансформатора районной нагрузки

Выбираем районный трансформатор типа – ТДН -16000/110- 86. Обозначение типа трансформатора расшифровывается следующим 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 технические данные трансформатора ТМН-10000/110

Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции

Первоначальной задачей курсового проекта является разработка однолинейной схемы подстанции, которая определяет состав необходимого оборудования и аппаратуры.

Схемы распределительных устройств подстанции определяется местом тяговой подстанции (ТП) в схеме её внешнего электроснабжения (опорная, промежуточная, тупиковая) и назначением конкретного РУ, а также количеством силовых и тяговых трансформаторов.

Однолинейная схема ТП составляется на основе типовых проектов и конкретных условий задания.

В курсовом проекте однолинейная схема выполняется в виде чертежа, на котором показаны все РУ подстанции и соединения между ними. После выбора оборудования и аппаратуры на чертеже указываются их типы. Чертёж выполняется с учётом требований ЕСКД для электрических схем.

При выборе схемы главных электрических соединений ТП необходимо учитывать следующие требования:

- надёжность работы;

- экономичность;

- удобство эксплуатации;

- безопасность обслуживания;

- возможность расширения.

Надёжность работы ТП обеспечивается:

-резервированием силовых трансформаторов, преобразовательных агрегатов, аппаратуры и токоведущих частей;

- секционирование сборных шин разъединителями или выключателями, снабжёнными соответствующими автоматическими устройствами;

- устройством обходных цепей с выключателями для замены основных выключателей на время ремонта.

Удобство эксплуатации и безопасность обслуживания основного оборудования схемы главных электрических соединений обеспечивается простотой и наглядностью схемы, обеспечением минимального объёма переключений при изменении режима работы, доступностью оборудования и аппаратуры для ремонта.

В соответствии с указанными требованиями разработаны типовые схемы РУ:

1 ОРУ-110 (220) кВ опорных ТП: а) с количеством вводов до 5 выполняется по схеме с одинарной, секционированной выключателем, и обходной системой шин; б) с количеством вводов 5 и более – с двумя рабочими 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 неавтоматической перемычкой (без выключателя)».

4 ОРУ-35 (10) кВ с первичным напряжением ТП 110 (220) кВ выполняется по схеме с одной рабочей системой шин, секционированной выключателем.

5 РУ-27,5 кВ имеет трёхфазную рабочую систему шин и запасную шину. Две фазы секционированы разъединителями. Третья фаза соединяется с контуром заземления и не секционируется.

6 РУ-2×27,5 кВ имеет трёхфазную рабочую и запасную системы шин. Четыре шины, к которым подключены фидеры контактной сети и питающие провода соответствующих двух фаз, секционируют разъединителями. Шина третьей фазы не секционируется.

Описание назначения основных элементов схемы тяговой подстанции

-          Силовой трансформатор предназначен для преобразования электрической энергии по уровню напряжения.

-          Выключатель предназначен для коммутации электрических цепей под нагрузкой в нормальных и аварийных режимах.

-          Разъединитель предназначен для включения и отключения под напряжением участков электрической цепи при отсутствии тока нагрузки для токов воздушных и кабельных линий, токов холостого хода трансформаторов и токов небольших нагрузок, также для обеспечения безопасности работы на отключаемом участке или оборудовании путём создания видимого разрыва между токоведущими частями.

-          Ограничители перенапряжения предназначены для защиты изоляции токоведущих частей, изоляции силового оборудования и изоляции аппаратуры от коммутационных и атмосферных напряжений.

-          Трансформаторы тока предназначены для уменьшения величины тока до значений удобных для питания измерительных приборов и реле, также для изоляции цепей измерения и защиты от цепей высокого напряжения, возможность вывести измерительные приборы и реле на большие расстояния от места измерения в щитовую.

-          Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного и для отделения цепей измерения, учёта электроэнергии и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

-        Заградительный реактор предназначен для пропуска токов частотой 50 Гц к силовому трансформатору.

-        Конденсатор связи предназначен для пропуска токов частотой более 50 Гц к высокочастотному приёмо-передатчику.

Выбор аппаратуры и токоведущих частей подстанции. Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

Для обеспечения надёжной работы аппаратуры и токоведущих частей электроустановки необходимо правильно выбрать их по условиям длительной работы в нормальном режиме и проверить для условий кратковременной работы в режиме к.з.

Выбор аппаратуры и 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.

Максимальный рабочий 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 максимального рабочего тока вводов транзитной ТП, А:

Максимальный рабочий ток сборных шин СН и НН:

где kрн2 – коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения (kрн2=0,6).

Расчёт максимальных рабочих токов сборных шин СН и НН, А:

,

.

Максимальный рабочий ток фидеров районных потребителей:

, (2.1.7)

где Sф max – полная мощность потребителя, кВА;

Uном (35,10) – номинальное напряжение соответствующее напряжению фидера районного напряжения, кВ.

Расчёт максимальных рабочих токов фидеров районных потребителей, А:

Максимальный рабочий ток фидера контактной сети 2×27,5 кВ принимаем, А:

Максимальный рабочий ток обмоток ВН и НН районного трансформатора,

Расчёт максимальных рабочих токов обмоток ВН и НН районного трансформатора, А:

Максимальный рабочий ток сборных шин 10 кВ:

Расчёт максимального рабочего тока сборных шин 10 кВ, А:

.

Максимальные рабочие токи в цепи ввода трансформатора собственных нужд (ТСН):

где Sном ТСН – номинальная мощность ТСН, кВА;

Uном 1(2) – номинальное напряжение первичной (вторичной) обмотки ТСН, кВ.

Расчёт максимальных рабочих токов в цепи ввода трансформатора собственных нужд (ТСН), А:

Выбор сборных шин и токоведущих элементов. Выбор изоляторов

Шины открытых РУ-27,5; 35; 110; 220 кВ выполняют сталеалюминевыми гибкими проводами марки АС.

Выбор сечения сборных гибких шин и проводов всех присоединений выполняем по длительно допускаемому току:

где Iдоп – длительно допускаемый ток для выбранного сечения, А;

Iраб max – максимальный рабочий ток токоведущих элементов, А.

Выбор сборных гибких шин и проводов всех присоединений сводим в таблицу 10.

Таблица 10. Выбор сборных гибких шин и поводов всех присоединений.

В РУ-10 кВ применяются жесткие алюминиевые шины. При токах до 3 кА применяются однополосные и двухполосные шины прямоугольного сечении; при больших токах – шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери и лучшие условия охлаждения.

Выбор сборных жёстких шин сводим в таблицу 11.

Таблица 11. Выбор сборных жёстких шин

Выбор силовых кабелей линий не тяговых потребителей выполняем:

- по номинальному напряжению:

где Uном – номинальное напряжение токоведущего элемента, кВ;

Uраб– рабочее напряжение линии (РУ), кВ.

Маркировка кабелей: А – токоведущая жила алюминиевая; А – оболочка алюминиевая; ОС – отдельная оболочка каждой жилы свинцовая; Ц – бумажная изоляция с нестекающими массами; Б – броня из плоских стальных лент; л - подушка под бронёй из крепированной бумаги, пропитанной битумом + одна пластмассовая лента; Шв – наружный покров из поливинилхлоридного шланга; 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 используют полимерные подвесные изоляторы. Выбор изоляторов сводим в таблицу 14.

Таблица 14. Выбор подвесных изоляторов

В РУ-10 кВ жёсткие шины крепят на опорных и проходных изоляторах. Проходные изоляторы применяют для соединения частей электроустановок внутри помещений и для соединения наружных и внутренних частей установок. Выбор опорных изоляторов выполняем:

- по номинальному напряжению (2.2.2);

Выбор проходных изоляторов выполняем:

- по номинальному напряжению (2.2.2);

- по номинальному току:

где Iном – номинальный ток токоведущего элемента, А.

Выбор опорных и проходных изоляторов сводим в таблицу 15.

Таблица 15. Выбор опорных и проходных изоляторов

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-холодного климата; 1 – категория размещения на открытом воздухе.

Выбор коммутационной аппаратуры. Выключатели

Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:

- по напряжению установки:

где Uном уст – номинальное напряжение установки, кВ.

- по номинальному току:

где Iном – номинальный ток токоведущего элемента, А;

Iраб max - максимальный рабочий ток присоединения, где устанавливают выключатель, А.

- по конструктивному исполнению: масляные с большим или малым объёмом масла; вакуумные; элегазовые.

Выбор высоковольтных выключателей сводим в таблицу 16.

Таблица 16. Выбор высоковольтных выключателей

Маркировка выключателей: В – выключатель; В – воздушный (вакуумный); Т - трёхполюсной; С – обозначение серии; Г – элегазовый; (номинальное напряжение, кВ – номинальный ток отключения, кА / номинальный ток, А). Климатическое исполнение: УХЛ – для районов с умеренно-холодным климатом. Категория размещения: 1 – на открытом воздухе.

Разъединители

Разъединители выбирают:

- по напряжению установки (2.3.1.1);

- по номинальному току (2.3.1.2);

- по виду установки: внутренняя или наружная;

-по конструктивному исполнению: однополюсные или трёхполюсные, с заземляющими ножами или без них, с вертикальным расположением главных ножей или с горизонтальным.

Выбор разъединителей сводим в таблицу 17

Таблица 17. Выбор разъединителей

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-холодным климатом. Категория размещения: 1 – на открытом воздухе.

Предохранители

Предохранители на 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 кварцевым заполнителем).

Предохранители выбирают:

- по номинальному напряжению кВ:

- по номинальному току А:

Выбираем предохранитель марки: 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 ударного устройства (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 измерительных трансформаторов

Выбор объёма измерений

Контрольно-измерительные приборы устанавливаются для контроля электрических параметров в схеме подстанции и расчётов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую ТП.

1. Измерение тока 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 активной и реактивной энергии с помощью счётчиков выполняется на вводах низкого напряжения понизительных, тяговых трансформаторов, фидерах потребителей, ТСН (счётчик активной энергии устанавливается по вводу НН).

При выборе трансформаторов тока (ТТ) необходимо учитывать его назначение – для присоединения каких видов защит и измерительных приборов предназначен ТТ.

Класс точности ТТ должен соответствовать его назначению. ТТ класса 0,5 применяют для присоединения расчётных счётчиков (класс точности этих счётчиков на подстанции обычно 2,0), класса точности 1 – для присоединения приборов технического учёта , класса 3(Р) или 10–для присоединения релейной защиты.

В РУ-110 кВ устанавливаем 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 трансформаторов напряжения (ТН) конструкция и схема соединения обмоток должны соответствовать назначению трансформатора, которые могут быть одно- или трехфазными. Последние применяют при напряжении 6 (10) кВ, а однофазные – при любых напряжениях.

При необходимости обеспечивать контроль изоляции электроустановки применяют трехобмоточные трансформаторы.

Необходимый класс точности ТН зависит от его назначения и выбирается по тем же соображениям, что и для трансформаторов тока. Потерю мощности в соединительных проводах обычно не учитывают.

Для упрощения расчетов нагрузку однофазных ТН, соединённых в трехфазную группу, можно вычислить, не разделяя ее по фазам, так же как для трехфазных трансформаторов. К ТН обычно подключают вольтметр (Э378) для измерения напряжения на шинах РУ, счетчики электрической энергии, комплекты реле для контроля напряжения между всеми фазами РУ, при необходимости – обмотки реле мощности, некоторых типов реле времени, реле частоты. На тяговых подстанциях переменного тока к ТН присоединяют, помимо измерительных приборов и реле напряжения, электронные реле защиты фидеров контактной сети и определители места к.з. на контактной сети. Если вторичная нагрузка S2 превышает номинальную мощность трансформатора S2ном в требуемом классе точности, следует установить дополнительно трансформатор напряжения и присоединить к нему часть приборов.

Выбор трансформаторов тока

Рисунок 4. Схемы соединения трансформаторов тока с приборами

Выбор ТТ выполняем:

- по напряжению установки (2.3.1.1);

- по номинальному току первичной обмотки:

где I1ном – номинальный ток первичной обмотки ТТ, А; его значение должно быть как можно ближе к значению Iраб max , так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности измерения.

- по виду установки: внутренняя или наружная;

- по классу точности: при питании расчётных счётчиков – 0,5; щитовых приборов и контрольных счётчиков – 1; релейной защиты – 10(Р).

Выбор ТТ сводим в таблицу 18.

Маркировка ТТ: Т – трансформатор тока; В – встроенный; К – для КРУ; П - проходной; Л – с литой изоляцией. Числа после букв – номинальное напряжение, кВ; римская цифра – вариант конструктивного исполнения; в числителе – номинальный ток, А, в знаменателе – номинальный вторичный 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

Выбор трансформаторов напряжения

Выбор ТН выполняем:

- по напряжению установки (2.3.1.1);

- по конструкции и схеме соединения обмоток (в соответствии с измерительными приборами и реле, присоединёнными к ТН);

- по классу точности: при питании расчётных счётчиков – 0,5; щитовых приборов, контрольных счётчиков и реле – 1; 3.

Выбор ТН сводим в 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 высшего напряжения. Числа после букв: после первого дефиса – класс напряжения, кВ, после второго – год разработки конструкции. Буква после чисел: У – для работы в районах умеренного климата.

Последняя цифра: 1 – для работы на открытом воздухе; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

Таблица 19. Выбор ТН.

Выбор устройств защиты от перенапряжений

Здания и РУ подстанции защищаются от прямых ударов молнии и от волн перенапряжения, набегающих с линии, а также от коммутационных перенапряжений. Защита от прямых ударов молнии открытых подстанций и ОРУ напряжением 20-500 кВ выполняется молниеотводами, установленными на конструкциях открытых распределительных устройств или отдельно.

Защита от волн перенапряжений, набегающих по воздушным линиям, может выполняться тросовыми молниеотводами, кабельными вставками и разрядниками. Для РУ напряжением 10 кВ и выше, к которым присоединены воздушные линии, должны быть предусмотрены вентильные разрядники или ограничители перенапряжений (ОПН). Вентильные разрядники (ОПН) должны быть установлены без коммутационных аппаратов в цепи между защищаемыми трансформаторами и разрядниками.

Вид защищаемого оборудования влияет на серию устанавливаемого разрядника в связи с тем , что разные виды оборудования имеют различные уровни изоляции. Для защиты РУ переменного тока подстанции используют вентильные разрядники соответствующих напряжений: ТВС-220, РВМГ-220, РВС-110, РВС-35, РВО-10. Для защиты РУ тягового напряжения применяют для подстанций постоянного тока – РВКУ-3,3, устанавливаемые на выводах всех фидеров контактной сети, и РВПК-3,3, присоединяемых к шинам РУ 3,3 кВ. Для защиты от перенапряжений выпрямительных агрегатов на вторичной стороне преобразовательного трансформатора устанавливают разрядники.

В ряде случаев, определяемых ПУЭ, на вводах подстанции, на отходящих воздушных линиях, в том числе на фидерах контактной сети переменного тока и на линиях ДПР, устанавливают трубчатые разрядники.

В курсовом проекте для всех РУ выбираем ОПН.

ОПН выбирают: - по напряжению установки (2.3.1.1)

Выбор ОПН сводим в таблицу 20.

Таблица 20. Выбор ОПН

Расчёт токов короткого замыкания

При проектировании любой электроустановки необходим расчёт токов короткого замыкания, так как на основании его результатов производится проверка выбранного оборудования, аппаратуры, токоведущих частей и расчёт релейных защит. Расчётным режимом для проверки аппаратуры и токоведущих частей ТП является режим трёхфазного к.з..

Расчётная схема тяговой подстанции

Составляем расчётную схему цепи к.з.. Для этого заданную схему внешнего электроснабжения дополняют схемой ТП, на которой указывают понижающие трансформаторы, преобразовательные агрегаты и шины всех РУ. Схему составляем для максимального расчётного режима, т.е. учитываем параллельную работу понижающих трансформаторов.

Рисунок 5. Расчётная схема ТП

Электрическая схема замещения

По расчётной схеме составляется электрическая схема замещения (рис.6), на которой все элементы представляются в виде сопротивлений. Сопротивления схемы замещения считаются чисто индуктивными, т.к. в высоковольтных цепях активные сопротивления много меньше индуктивных.

Рисунок 6. Электрическая схема замещения

Выполняем расчёт каждого из сопротивлений схемы замещения. Преобразовываем схему замещения цепи к.з. до состояния: от каждого источника до места к.з. одно результирующее сопротивление.

По расчётной рисунок и электрической схемах замещения (рис.6) находим относительные сопротивления энергосистемы до шин подстанции:

где Sб – базисная мощность, МВА;

Sкз1,2 – мощность трёхфазного к.з. каждой системы, МВА.

Расчёт относительного сопротивления энергосистемы до шин подстанции.

Относительные сопротивления линий:

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:

l2=l14(3.3.4)

Расчёт длины каждой линии, км:

Расчёт относительных сопротивлений линий, о.е.:

Расчётные значения напряжения к.з. обмоток трансформаторов:

где uкВ-С, uкВ-Н, uкС-Н – напряжения к.з. для каждой пары обмоток силового трансформатора, %.

Расчёт значений напряжений к.з. обмоток силового трансформатора, %:

Относительные сопротивления обмоток силового и районного трансформаторов:

,(3.3.12)

где Sн тр – номинальная мощность трансформатора, МВА; uк – напряжение к.з. для обмотки районного трансформатора, %. Расчёт относительных сопротивлений обмоток силового и районного трансформатора, о.е.:

Расчёт эквивалентного сопротивления до точки К-1 , о.е.:

,(3.3.14)

 (3.3.15)

 (3.3.16)

Расчёт эквивалентного сопротивления 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 эквивалентного сопротивления 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)

, (3.3.30)

Схема замещения для расчёта эквивалентного сопротивления до точки КЗ.

Расчёт токов короткого замыкания на шинах РУ

Расчёт токов к.з. на шинах 110 кВ.

Удалённость точки к.з. по величине расчётного сопротивления:

где X *рез1,2 – результирующее сопротивление от источника до места к.з. (X *рез1= X *б1; X *рез2= =X *б2);

Sc1,2 – мощность системы, МВА.

Расчёт удалённости точки к.з. для источников, о.е.:

По удалённости точки к.з. выбираем каким методом необходимо определять величины тока к.з.:

Действующее значение периодической составляющей 3-х фазного тока удалённого к.з. с помощью приближённого метода:

Расчёт периодической составляющей, кА:

Номинальный ток источника:

Расчёт номинального тока 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:

где tРЗ min – время срабатывания релейной защиты, с, принимаемое tРЗ=0,01 с;

tСВ – собственное время отключения выключателя: от момента подачи импульса на электромагнит отключения привода выключателя до момента расхождения контактов, с.

Расчёт времени отключения, с:

Определяем n* по типовым кривым при τ=0,045 с. Получаем n*=0,945.

Расчёт действующего значения периодической составляющей 3-х фазного тока к.з., кА:

.

Максимальное значение апериодической составляющей 3-х фазного тока к.з. в момент расхождения контактов выключателя:

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., с, получаемая из табл.7 [6]; для выключателя класса 110 кВ Та=0,03 с.

Расчёт апериодической составляющей 3-х фазного тока к.з. для двух источников, кА:

Ударное значение 3-х фазного тока к.з.:

где kу – ударный коэффициент, определяемый по табл.3 [4]; для выключателя класса 110 кВ

kу=1,72.

Расчёт ударного 3-х фазного тока к.з. для двух источников, кА:

Полный 3-х фазный ток к.з.:

Расчёт полного 3-х фазного тока к.з. для двух источников, кА:

Находим суммарные составляющие 3-х фазного тока к.з., кА:

Расчёт токов к.з. на шинах 2×25 кВ.

Расчёт удалённости точки к.з. для источников, о.е.:

Расчёт периодической составляющей 3-х фазного тока к.з., кА:

Расчёт номинального тока источника, кА:

Расчёт ведём для выключателя типа: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1.

Для данного выключателя tСВ=0,06, с.

Расчёт полного времени отключения, с:

Определяем n* по типовым кривым при τ=0,07 с. Получаем n*=1,01.

Расчёт действующего значения периодической составляющей 3-х фазного тока к.з., кА:

Расчёт апериодической составляющей 3-х фазного тока к.з. для двух источников (для выключателя класса 27,5 кВ Та=0,04 с), кА:

Расчёт ударного 3-х фазного тока к.з. для двух источников (для выключателя класса 27,5 кВ kу=1,6), кА:

Расчёт полного 3-х фазного тока к.з. для двух источников, кА:

Расчёт токов к.з. на шинах 10 кВ.

Расчёт удалённости точки к.з. для источников, о.е.:

Расчёт периодической составляющей 3-х фазного тока к.з. для двух источников, кА:

Расчёт ведём для выключателя типа: ВВ/TEL-10-12,5/1000.

Для данного выключателя tСВ=0,015, с.

Расчёт полного времени отключения, с:

Расчёт апериодической составляющей 3-х фазного тока к.з. для двух источников (для выключателя класса 10 кВ Та=0,01 с), кА:

Расчёт ударного 3-х фазного тока к.з. для двух источников (для выключателя класса 10 кВ kу=1,72), кА:

Расчёт полного 3-х фазного тока к.з. для двух источников, кА:

Проверка токоведущих частей, изоляторов и аппаратуры по результатам расчёта токов короткого замыкания

Выбранные по условию нормального режима работы аппараты, необходимо проверить по условиям короткого замыкания, т.е. на электродинамическую и термическую устойчивость.

Расчёт величины теплового импульса для всех РУ

Для удобства проверки выполняют расчёт величины теплового импульса для всех РУ по выражению:

где Iп – начальное значение периодической составляющей тока к.з., кА;

Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., с.

Полное время отключения:

где tРЗ – время срабатывания релейной защиты рассматриваемой цепи;

tВ – полное время отключения выключения до погасания дуги, с.

РУ-110 кВ:

Марка выбранного выключателя: ВГТ-110-40/2500 У1.

Параметры для расчётов: tРЗ=2 с, tВ=0,055 с, Та=0,03 с.

Полное время отключения, с:

Расчёт величины теплового импульса, кА2×с:

РУ-2×25 кВ:

Марка выбранного выключателя: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1.

Параметры для расчётов: tРЗ=1 с, tВ=0,08 с, Та=0,04 с.

Полное время отключения, с:

Расчёт величины теплового импульса, кА2×с:

РУ-10 кВ:

Марка выбранного выключателя: ВВ/ТЕL-10-20/1000.

Параметры для расчётов: tРЗ=1 с, tВ=0,025 с, Та=0,01 с.

Полное время отключения, с:

Расчёт величины теплового импульса, кА2×с:

Фидера 2×25 кВ:

Марка выбранного выключателя: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1.

Параметры для расчётов: tРЗ=0,5 с, tВ=0,08 с, Та=0,04 с.

Полное время отключения, с:

Расчёт величины теплового импульса, кА2×с:

Фидера 10 кВ:

Марка выбранного выключателя: ВВ/ТЕL-10-20/1000.

Параметры для расчётов: tРЗ=0,5 с, tВ=0,025 с, Та=0,01 с.

Полное время отключения, с:

Расчёт величины теплового импульса, кА2×с:

Проверка токоведущих элементов

Проверку токоведущих элементов выполняют:

- на электродинамическую устойчивость:

Для этого необходимо определить механическое напряжение расч, возникающее в токоведущих элементах при к.з.:

где – расстояние между соседними опорными изоляторами, м (РУ-10 кВ =1 м);

а – расстояние между 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 действию усилия, м3.

Момент сопротивления однополостных прямоугольных шин при расположении на ребро:

где b – толщина шины, м;

h – ширина шины, м.

Далее, расчётное напряжение сравнивают с допустимым для различных алюминиевых сплавов.

- на термическую устойчивость:

где q – выбранное сечение, мм2;

qmin – минимально допустимое сечение токоведущей части, при котором протекание тока 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 условию отсутствия коронирования:

где Ео – максимальное значение начальной критической напряжённости электрического по-

ля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см:

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82);

rпр – радиус провода, см;

Для вводов 110 кВ выбрали марку провода: АС-240/56.

Параметры для расчётов: rпр=1,12 см; q=241 мм2.

Проверка на термическую устойчивость, мм2:

Проверка по условию отсутствия коронирования, кВ/см:

Для обмотки ВН силового трансформатора выбрали марку провода: АС-240/56.

Параметры для расчётов: rпр=1,12 см; q=241 мм2.

Проверка на термическую устойчивость, мм2:

Проверка по условию отсутствия коронирования, кВ/см:

Для сборных шин ТП ВН выбрали марку провода: АС-240/56.

Параметры для расчётов: rпр=1,12 см; q=241 мм2.

Проверка на термическую устойчивость, мм2:

Проверка по условию отсутствия коронирования, кВ/см:

Для обмотки СН силового трансформатора выбрали марку провода: АС-300/39.

Параметры для расчётов: rпр=1,2 см; q=301 мм2.

Проверка на термическую устойчивость, мм2:

Проверка по условию отсутствия коронирования, кВ/см:

Для сборных шин ТП СН выбрали марку провода: АС-185/29.

Параметры для расчётов: rпр=0,94 см; q=181 мм2.

Проверка на термическую устойчивость, мм2:

Проверка по условию отсутствия коронирования, кВ/см:

Для РУ-10 кВ выбрали жёсткие шины марки: АДО-30×4.

Параметр для расчётов: q=4×30=120 мм2.

Проверка на термическую устойчивость, мм2:

Проверка на электродинамическую стойкость, МПа:

Для фидеров районных потребителей 10 кВ выбрали марку кабеля: ААБлШв-В-3×150-10.

Параметры для расчётов: q=150 мм2; ro=0,206 Ом/км; xo=0,079 Ом/км.

Проверка на термическую устойчивость, мм2:

Проверка по потери напряжения до потребителя:

где ΔUдоп – допустимое значение потери напряжения, которое равно для рабочих приёмников равно 5%;

ΔU – потеря напряжения в линии до потребителя, %.

При питании одного потребителя, находящегося в конце линии:

где Uн – номинальное напряжение линии, кВ;

ro и xo – активное и реактивное сопротивления 1 км линии, Ом/км;

Pmax – максимальная из мощностей потребителей, кВт.

Определяем максимальную мощность всех потребителей, кВт:

Находим потерю напряжения и проверяем условие (4.2.8), %:

Проверка изоляторов

Опорные и проходные изоляторы проверяются по допускаемой нагрузке:

где Fдоп – разрушающая нагрузка на изгиб изолятора, Н;

Fрасч – сила, действующая на опорный изолятор при к.з., Н:

iу – ударный ток 3-х фазного к.з., кА;

l - расстояние между соседними опорными изоляторами, м (для РУ-10 кВ l=1 м);

а – расстояние между осями шин соседних фаз, м.

Находим силу, действующую на опорный изолятор при к.з., Н:

Проверяем условие (4.3.1):

Для проходных изоляторов:

Находим силу, действующую на проходной изолятор при к.з., Н:

Проверяем условие (4.3.1):

Проверка коммутационной аппаратуры. Выключатели

Выбранные выключатели проверяются:

- на электродинамическую устойчивость:

где iпр – амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., кА.

- на термическую устойчивость:

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 номинальному току отключения:

где Iном откл – номинальный ток отключения, кА;

Iпд – действующее значение периодической составляющей тока к.з. в момент расхождения контактов, кА.

- по номинальному току отключения апериодической составляющей тока к.з.:

где iа ном – номинальное нормирующее значение апериодической составляющей тока к.з., кА:

где β ном – номинальное содержание апериодической составляющей:

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. при t=0 (Та=0,05), с.

- по полному току отключения:

- по включающей способности:

где Iк – эффективное значение номинального тока включения, кА;

iнвкл – амплитудное значение номинального тока включения, кА.

Для ввода 110 кВ выбрали выключатель марки: ВГТ-110-40/2500 У1.

Проверка на электродинамическую устойчивость:

Проверка на термическую устойчивость, кА2×с:

Проверка по номинальному току отключения, кА:

Проверка по номинальному току отключения апериодической составляющей тока к.з., кА:

Проверка по полному току отключения, кА:

Проверка по включающей способности, кА:

Для ввода НС силового трансформатора выбрали выключатель марки: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1.

Проверка на электродинамическую устойчивость:

Проверка на термическую устойчивость, кА2×с:

Проверка по номинальному току отключения, кА:

Проверка по номинальному току отключения апериодической составляющей тока к.з., кА:

Проверка по полному току отключения, кА:

Проверка по включающей способности, кА:

Для фидеров к/сети выбрали выключатель марки: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1.

Проверка на электродинамическую устойчивость:

Проверка на термическую устойчивость, кА2×с:

Проверка по номинальному току отключения, кА:

Для РУ-10 кВ выбрали выключатель марки: ВВ/ТEL-10-20/1000.

Проверка на электродинамическую устойчивость:

Проверка на термическую устойчивость, кА2×с:

Проверка по номинальному току отключения, кА:

Проверка по номинальному току отключения апериодической составляющей тока к.з., кА:

Проверка по полному току отключения, кА:

Разъединители

Выбранные разъединители проверяются:

- на электродинамическую устойчивость (4.4.1.1).

- на термическую устойчивость (4.4.1.2).

Для ввода РУ-110 кВ выбрали разъединитель марки: РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1.

Проверка на электродинамическую устойчивость, кА:

Проверка на термическую устойчивость, кА2×с:

Для ввода ВН силового трансформатора выбрали разъединитель марки: РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1.

Проверка на электродинамическую устойчивость, кА:

Проверка на термическую устойчивость, кА2×с:

Для сборных шин ВН выбрали разъединитель марки: РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1.

Проверка на электродинамическую устойчивость, кА:

Проверка на термическую устойчивость, кА2×с:

Для РУ-10 кВ выбрали разъединитель марки: РЛНД.1-10/400 ХЛ1.

Проверка на электродинамическую устойчивость, кА:

Проверка на термическую устойчивость, кА2×с:

4.4.3 Предохранители

Предохранители проверяют по номинальному току отключения:

Для РУ-10 кВ выбрали предохранитель марки: ПКН 001-10 У3.

Проверяем предохранитель по номинальному току отключения, кА:

Проверка измерительных трансформаторов

Проверка трансформаторов тока

Выбранные трансформаторы тока проверяются:

- на электродинамическую стойкость:

где kдин – кратность электродинамической стойкости:

где I1ном – номинальный ток первичной обмотки ТТ, А.

- на термическую стойкость:

где kТ – кратность термической стойкости:

- на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

где z2 – вторичная нагрузка наиболее нагруженной фазы ТТ.

Для РУ-110 кВ выбрали ТТ марки: ТВ-110-I-1500/5 У2.

Проверка ТТ на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Для класса точности 0,5: z2 ном=1,2 Ом.

Подключенные приборы к ТТ:

- амперметр марки Э377: rА=0,02 Ом;

- счётчик активной энергии марки СА4-И672: rСА=0,1 Ом;

- счётчик реактивной энергии марки СР4-И673: rСР=0,1 Ом.

Рассчитываем суммарное активное сопротивление всех подключенных приборов, Ом:

Рассчитываем сопротивление медных проводов (для РУ-220 кВ lпр расч=125 м), Ом:

Расчёт вторичной нагрузки наиболее нагруженной фазы ТТ, Ом:

Проверка условия (4.5.1.5):

Для класса точности 10(Р): z2 ном=1,2 Ом.

Подключенные приборы к ТТ:

- реле максимального тока марки РТ-40/100: rРТ=0,003 Ом;

- реле времени марки РВМ-12: rРВМ=0,1 Ом.

Рассчитываем суммарное активное сопротивление всех подключенных приборов, Ом:

Расчёт вторичной нагрузки наиболее нагруженной фазы ТТ, Ом:

Проверка условия (4.5.1.5):

Для ввода 10 кВ районного трансформатора выбрали ТТ марки: 2×ТПЛК-10-400/5 У3.

Проверка на электродинамическую стойкость, кА:

Проверка на термическую стойкость, кА2×с:

Проверка ТТ на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Для класса точности 0,5: z2 ном=0,4 Ом.

Подключенные приборы к ТТ:

- амперметр марки Э378: rА=0,02 Ом;

- счётчик активной энергии марки СА4-И672: rСА=0,1 Ом;

- счётчик реактивной энергии марки СР4-И673: rСР=0,1 Ом.

Рассчитываем суммарное активное сопротивление всех подключенных приборов, Ом:

Рассчитываем сопротивление алюминиевых проводов (для РУ-10 кВ lпр расч=30 м), Ом:

Расчёт вторичной нагрузки наиболее нагруженной фазы ТТ, Ом:

Т.к. выбрали два вместе соединённых ТТ, то z2 ном=2×0,4=0,8 Ом

Проверка условия (4.5.1.5):

Для класса точности 10(Р): z2 ном=0,6 Ом.

Подключенные приборы к ТТ:

- реле максимального тока марки РТ-40/100: rРТ=0,003 Ом;

- реле времени марки РВМ-12: rРВМ=0,1 Ом.

Для фидеров районных потребителей 10 кВ выбрали ТТ марки: 2×ТПЛК-10-200/5 У3.

Проверка на электродинамическую стойкость, кА:

Проверка на термическую стойкость, кА2×с:

Проверка ТТ на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Для класса точности 0,5: z2 ном=0,4 Ом.

Подключенные приборы к ТТ:

- амперметр марки Э378: rА=0,02 Ом;

- счётчик активной энергии марки СА4-И672: rСА=0,1 Ом;

- счётчик реактивной энергии марки СР4-И673: rСР=0,1 Ом.

Рассчитываем суммарное активное сопротивление всех подключенных приборов, Ом:

Проверка трансформаторов напряжения

Выбранные трансформаторы напряжения проверяются:

- на соответствие классу точности по вторичной нагрузке:

где S2ном – номинальная мощность ТН в выбранном классе точности;

S2 - суммарная мощность, потребляемая подключенными к ТН приборами, ВА:

где Sприб – мощность, потребляемая всеми катушками прибора, ВА;

cosφприб – коэффициент мощности прибора.

Для шин ТП выбрали ТН марки: 3×ЗНОГ-220-82 У1.

Для шин РУ-2×25 кВ выбрали ТН марки: 4×ЗНОМ-35-72 У1.

Проверка на соответствие классу точности по вторичной нагрузке, ВА:

т.к. обмотки ТН соединены по схеме открытого треугольника.

Проверка условия (4.5.2.1), ВА:

Для шин районных РУ-10 кВ выбрали ТН марки: 3×НОМ-10-66 У3.

Проверка на соответствие классу точности по вторичной нагрузке, ВА:

Проверка условия, ВА:

Расчёт параметров и выбор источников питания собственных нужд. Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата

На тяговых подстанциях обычно применяются постоянный оперативный ток, источником которого являются аккумуляторные батарей типа СК, работающие в режиме постоянного поднаряда.

Аккумуляторную батарею (АБ) выбирают по необходимости емкости, определяемой типовым набором батареи, и по напряжению, которое должно поддерживаться на шинах постоянного тока.

При выборе батареи исходят из аварийного режима работы электроустановки, когда к постоянной нагрузке батареи добавляется нагрузка аварийного освещения и других потребителей, переключаемых на питание от постоянного тока при исчезновении переменного напряжения. К постоянной нагрузке 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 постоянная нагрузка составляет 10-20 А, нагрузка аварийного режима – 10-15 А.

Ток, потребляемый постоянно подключенными устройствами управления и защиты:

Расчёт тока, потребляемого постоянно подключенными устройствами управления и защиты:

Ток, потребляемый постоянно подключенными лампами выключателей:

где n – количество ламп выключателей;

IЛ - потребляемый ток одной лампой, А.

Расчёт тока, потребляемого постоянно подключенными лампами выключателей:

Потребляемая суммарная мощность ламп, Вт:

Ток, потребляемый аварийным освещением:

где Pав.осв.. – мощность аварийного освещения, Вт.

Расчёт тока, потребляемого аварийным освещением:

Расчётная ёмкость, А×ч:

Номер АБ по условия кратковременного режима:

где 46 А – ток кратковременного разряда для СК-1.

Расчёт номера АБ по условиям кратковременного режима:

5.2 Выбор трансформатора собственных нужд

На тяговой подстанции устанавливается два трансформатора собственных нужд (ТСН) с вторичным напряжением 380/220 В, каждый из которых рассчитан на полную мощность собственных нужд.

Питание ТСН на ТП переменного тока осуществляется от шин РУ-2×25 кВ.

При использовании элегазовых или вакуумных выключателей устройства подогрева масла и приводов в зимнее время питаются от ТСН.

Необходимая мощность для питания СН переменного тока может быть определена суммированием мощностей всех потребителей подстанции.

Расчётная мощность ТСН:

где Sу – установленная мощность ТСН, кВА:

где ΣPу , ΣQу – суммарная соответственно активная и реактивная установленная мощность СН, rВт, rвар.

По данным таблицы 4 находим ΣPу и ΣSу:

где Σ(Pу×kу ) – суммарная заданная активная мощность СН, кВт,

Для выключателя типа: ВГТ-220-40/2500 У1:

Потребляемая мощность выключателями ВН, кВт:

Для выключателя типа: ВВС-35-25/1600 УХЛ1:

Потребляемая мощность выключателями СН, кВт:

Для выключателя типа: ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1:

Потребляемая мощность выключателями НН, кВт:

Расчёт заземляющего устройства

Расчет заземляющего устройства (ЗУ) в курсовом проекте предлагается выполнить по методике, изложенной в [5].

В основу расчета положен графоаналитический метод, основанный на применении теории подобия, которая предусматривает:

1. Замену реального грунта с изменяющимся по глубине удельным сопротивлением эквивалентной двухслойной структурой с сопротивлением верхнего слоя 1, толщиной h и сопротивлением верхнего слоя 2, значения которых определяются методом вертикального электрического зондирования рисунок 17.

Рисунок 17. Эквивалентная двухслойная структура грунта

2. Замену реального сложного заземляющего контура, состоящего из сис темы вертикальных электродов, объединенных уравнительной сеткой с ша гом 4 - 20 м, и любой конфигурации - эквивалентной квадратной расчет ной моделью с одинаковыми ячейками, 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 одинаковыми ячейками

Предварительно принимаются следующие расчетные величины:

1) длина горизонтальных заземлителей, м:

2) число вертикальных электродов, шт:

3) длина вертикального электрода:

где h - толщина верхнего слоя земли (h=1,6 м), м;

Расчёт длины вертикального электрода, м:

4) общая длина вертикальных электродов, м:

5) расстояние между вертикальными электродами, м:

6) глубина заложения горизонтальных электродов hГ принимается равной 0,5 м.

Площадь заземляющего контура SТП принимается по плану открытой части ТП, сохраняя при этом расстояние от границы контура до огражде ния не менее 2 м.

Сопротивление заземляющего контура, Ом:

где  - эквивалентное сопротивление грунта, Ом×м:

Если выполняется условие:, то: (7.8)

Если выполняется условие: , то: (7.10)

Расчёт эквивалентного сопротивления грунта, Ом×м:

Расчёт сопротивления заземляющего контура, Ом:

В связи с тем, что окончательным критерием безопасности электроустановки является величина напряжения прикосновения Unp, определяется его величина по формуле:

где - ток однофазного к.з. на землю в РУ питающего напряжения, кА:

 - коэффициент прикосновения:

где  - коэффициент, характеризующий условие контакта человека с землей;

- расчетное сопротивление тела человека, Ом;

М – функция отношения , определяемая по таблице 27:

. (7.16)

Таблица 27. Функция отношения

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 за висимости от времени протекания тока к.з. из табл.20 .

Заключение

В данном курсовом проекте предполагался расчет транзитной ТП, состояний из ОРУ-110 кВ, ОРУ-2*27,5 и 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 выбора я проверил оборудования. Далее я произвел расчет параметров и выбор источников питания собственных нужд, заземляющего устройства.

Я выполнил цель курсового проекта т.е. спроектировал тяговую подстанцию и выбрал всю необходимую к ней аппаратуру . Разработал главную схему электрических соединений ТП.

Список литературы

1.Электрические подстанции. С.В. Почаевец. Москва 2001г.

2.Методические указания.

3.Справочник по электроснабжению железных дорог К.Г. Марквардта. Москва 2004г.

4.Электроснабжение ж.д. М.Н.Звездкин. Москва 1985г.

5.Силовое оборудование тяговых подстанций ж.д. Ю.Д.Сапронова. Москва 2004г.

6.Электроснабжение электрофицированых ж.д. А.М. Зиманова.

Размещено на