Проектирование понизительной подстанции переменного тока

КурсоваяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Начинать разработку проекта следует с составления однолинейной схемы главных электрических соединений подстанции. С целью индустриализации строительно-монтажных работ и унификации элементов и узлов подстанции проектными институтами разрабатываются типовые проекты объектов электрификации, которыми и следует руководствоваться при проектировании. Паспортные данные и методику выбора трансформаторов… Читать ещё >

Проектирование понизительной подстанции переменного тока (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Исходные данные

1. Разработка схем главных электрических соединений

1.1 Выбор схемы РУ-110 кВ

1.2 Выбор схемы РУ-35 кВ

1.3 Выбор схемы РУ-27,5 кВ

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

2.2 Расчет токов короткого замыкания в точке К2

2.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К3

2.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К4

2.4.1 Выбор аккумуляторной батареи

2.4.2 Выбор зарядно-подзарядного устройства аккумуляторной батареи

2.4.3 Выбор трансформатора собственных нужд

2.4.4 Выбор кабеля

2.4.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К4

3. Выбор основного оборудования и аппаратуры

3.1 Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

3.2 Определение величины теплового импульса

3.3 Выбор сборных шин и токоведущих элементов

3.4 Выбор выключателей

3.5 Выбор разъединителей

3.6 Выбор измерительных трансформаторов тока

3.7 Выбор объема измерений

3.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

3.9 Выбор изоляторов

3.10 Выбор ограничителей напряжений (ОПН)

4. Расчет заземляющего устройства и определение напряжения прикосновения

4.1 Расчет заземляющего устройства

4.2 Определение напряжения прикосновения

5. Определение стоимости и расчет затрат на переработку энергии проектируемой подстанции

5.1 Определение стоимости подстанции

5.2 Определение себестоимости переработки электроэнергии

Заключение

электрический энергия напряжение затрата

Целью выполнения курсового проекта является практическое применение студентами теоретических знаний, формирование навыков проектирования электрических устройств и решения конкретных инженерных задач.

Проект «Понизительная подстанция электроснабжения электрифицированной железной дороги или общепромышленных потребителей» выполняется в объеме технического проекта с разработкой схемы подстанции, размещением основного оборудования, определением ее стоимости и основных технико-экономических показателей.

Электрификация железных дорог СССР до 1956 г. Проводилась преимущественно на постоянном токе напряжением 3 кВ. В настоящее время она осуществляется как на постоянном, так и на переменном. Применение переменного тока для электрической тяги более экономично по сравнению с постоянным током как по капитальным вложениям, так и по эксплуатационным расходам. По этому надо уметь рассчитывать и на практике убеждаться в более экономичном применении той или иной тяговой подстанции. В данном курсовом проекте будет рассчитана тяговая подстанция переменного тока.

Исходные данные.

Рис 1. Схема внешнего электроснабжения.

Номер расчетной подстанции: 4;

Генераторы питающих электростанций:


	SКЗ``, МВА	SС, МВА
ИП1
ИП2

Длина линии электропередачи:


ЛЭП	l1	l2	l3	l4	l5	l6
Длина, км

Понизительные трансформаторы и не тяговая нагрузка;


ТП	Нагрузка района
Sн	UВН	UСН	UНН	количество	Sф (35 кВ)	количество
МВА	кВ	кВ	кВ	шт.	кВА	шт.
		38,5	27,5

Число питающих фидеров на контактной сети: 4;

Напряжение контактной сети: U_КС=27,5 кВ;

Нагрузка собственных нужд подстанции — вариант 5;

Выдержка времени релейной защиты — вариант 1;

Параметры грунта, вариант 9;

Коэффициент, учитывающий район строительства: К=1,7;

1. Разработка схемы главных электрических соединений

1.1 Выбор схемы РУ-110 кВ

Для опорной тяговой подстанции типовой является схема питающего распределительного устройства (РУ) с двумя рабочими, секционированными выключателями и обходная система шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями.

Рис 1.1. Две рабочие, секционированные выключателями и обходной системой шин с двумя шиносоединительными выключателями.

1.2 Выбор схемы РУ-35 кВ

Для распределительных устройств 35 кВ, на тяговых подстанциях выполняются с одинарной секционированной системой шин.

Рис 1.2. Схема РУ-35 кВ с одинарной секционированной системой шин.

1.3 Выбор схемы РУ-27,5 кВ

Схема тяговых РУ 27,5 кВ с одинарной, секционированной двумя разъединителями системой шин в двухпроводном исполнении, дополненной запасным выключателем и запасной шиной.

Рис 1.3. Схема тяговых РУ 27,5 кВ с одинарной, секционированной двумя разъединителями системой шин.

Схема главных электрических соединений составляется на основании указанных в задании исходных данных и типовых решений, приведенных в учебной и справочной литературе с соблюдением требуемых ГОСТ условных обозначений и приводится на чертеже формата А1. Использованная литература [1,2].

2. Расчет токов короткого замыкания

Согласно правил устройств электроустановок (ПУЭ), выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания I_k⁽³⁾, поэтому в проекте необходимо произвести расчет токов короткого замыкания I_k⁽ⁿ⁾ для всех РУ и однофазного замыкания на землю I_k⁽¹⁾ для РУ питающего напряжения. Для чего на основании схемы внешнего электроснабжения, исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется структурная и расчётная схема.

Рис 2.1. Структурная схема подстанции.

Рис 2.2. Упрощенная схема замещения внешнего электроснабжения.

При расчете токов короткого замыкания принимаем х_о=0,4 Ом/км для провода АС-95 для класса напряжения 110 кВ.

Рис 2.3. Расчетная схема.

2.1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

При преобразовании схемы замещения сопротивления электрических аппаратов и ЛЭП целесообразно вести расчет в относительных единицах, пример расчета представлен в [4,5].

Определим относительные сопротивления энергосистем до шин опорной подстанции:


(2.1)
где — относительное сопротивление энергосистемы; — базисная мощность, принимаем ; — сверхпереходная мощность короткого замыкания на шинах источника питания.

Определим относительные сопротивления линии:


(2.2)
где — относительное сопротивление линии; — сопротивление линии от источника до шин подстанции; — базисная мощность, принимаем ; — номинальное напряжение на шинах подстанции.

Рис 2.4. Схема замещения до точки К1.

Определим относительное сопротивление от каждого источника:


(2.3)
где — относительное сопротивление до шин подстанции; — относительное сопротивление линии; — относительное сопротивление энергосистемы.

Определим относительное сопротивление до точки К1:

(2.4)

Определим значение базисного тока:


(2.5)
где — базисный ток; — базисная мощность; — номинальное напряжение на шинах подстанции.

Определим трехфазный ток короткого замыкания:


(2.6)
где — трехфазный ток короткого замыкания; — базисный ток; — относительное сопротивление до точки К1.

Определим двухфазный ток короткого замыкания:

(2.7)

Определим однофазный ток короткого замыкания:

2.8)

Определим ударный ток:


(2.9)
где — ударный ток; — трехфазный ток короткого замыкания; — ударный коэффициент, равный 1,8.

Определим мощность трехфазного короткого замыкания на шинах питающего напряжения:

(2.10)

2.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

Для данного расчета примем следующие условия. Из задания заданы параметры трансформатора Uн=115/38,5/27,5 и Sтр=25 МВА. Выбираем трансформатор ТДТНЖ 25 000/110, из паспортных данных известно:

Определим расчетное значение напряжение короткого замыкания обмоток трансформаторов:


(2.11)
где — напряжение короткого замыкания %; — напряжения пары обмоток.

Определим относительные сопротивления обмоток трансформаторов:


(2.12)
где — относительное сопротивление обмотки трансформатора; — базисная мощность; — номинальная мощность трансформатора; — напряжение короткого замыкания %.

Определим относительное сопротивление до точки К2:

(2.13)

Определим значение базисного тока:


(2.14)
где — базисный ток; — базисная мощность; — номинальное напряжение на шинах подстанции.

Определим трехфазный ток короткого замыкания:


(2.15)
где — трехфазный ток короткого замыкания; — базисный ток; — относительное сопротивление до точки К2.

Определим двухфазный ток короткого замыкания:

(2.16)

Определим ударный ток:


(2.17)
где — ударный ток; — трехфазный ток короткого замыкания; — ударный коэффициент, равный 1,8.

Определим мощность трехфазного короткого замыкания на шинах питающего напряжения:

(2.18)

2.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К3

Определим относительное сопротивление до точки К3:

(2.19)

Определим значение базисного тока:


(2.20)
где — базисный ток; — базисная мощность; — номинальное напряжение на шинах подстанции.

Определим трехфазный ток короткого замыкания:


(2.21)
где — трехфазный ток короткого замыкания; — базисный ток; — относительное сопротивление до точки К3.

Определим двухфазный ток короткого замыкания:

(2.22)

Определим ударный ток:


(2.23)
где — ударный ток; — трехфазный ток короткого замыкания; — ударный коэффициент, равный 1,8.

Определим мощность трехфазного короткого замыкания на шинах питающего напряжения:

(2.24)

2.4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К4

Как видно из схемы, для начала расчётов необходимо выбрать трансформатор собственных нужд, аккумуляторную батарею и кабель.

2.4.1 Выбор аккумуляторной батареи

Для питания оперативных цепей на тяговых и понизительных подстанциях, как правило, применяются свинцово-кислотные аккумуляторные стационарные батареи кратковременного разряда типа СК. В качестве рабочего напряжения оперативных цепей следует принять напряжение U_н = 220 В.

Батарея включается по упрощенной схеме без элементного коммутатора и работает в режиме постоянного подзаряда. У неё имеются отпайки на напряжение 230 и 258 В; которые подключаются к шинам, питающим цепи управления, защиты и сигнализации (230 В) и к шинам цепей включения выключателей (258 В). Выбор АБ и ЗПУ произведём.

Определим ток аварийного освещения:


(2.25)
где — ток аварийного освещения; — мощность аварийного освещения, ; — напряжение аккумуляторной батареи, .

Определим ток цепи управления:


(2.26)
где — ток цепи управления; — мощность потребляемая цепями управления, ; — напряжение аккумуляторной батареи, .

Определим длительный ток разряда:


(2.27)
где — ток длительного разряда; — ток цепи управления; — ток аварийного освещения.

Определим ток кратковременного разряда в аварийном режиме:


(2.28)
где — ток кратковременного разряда; — ток цепи управления; — ток, потребляемый наиболее мощным приводом выключателя, .

Определим расчетную мощность батареи:


(2.29)
где — мощность батареи; — ток длительного разряда; — время длительного разряда при аварийном режиме, .

Выберем номер батареи по требуемой емкости:


(2.30)
где — мощность батареи; — емкость аккумулятора СК-1, при длительности разряда .

Принимаем ближайшую батарею СК-2.

Выбираем номер батареи по току кратковременному разряду:


(2.31)
где — ток кратковременного разряда; 46 — кратковременный допустимый разрядный ток аккумулятора СК-1 не вызывающий его разрушения.

Окончательно принимаем СК-3.

2.4.2 Выбор зарядно-подзарядного устройства аккумуляторной батареи

Определим зарядный ток батареи:


(2.32)
где — зарядный ток батареи; — номер батареи.

Определим расчетную мощность зарядно-подзарядного устройства:


(2.33)
где — напряжение заряда ЗПУ, ; — зарядный ток батареи; — ток цепи управления.

Принимаем зарядно-подзарядное устройство: ВАЗП-380/260−40/80-УХЛ4.1.

2.4.3 Выбор трансформатора собственных нужд

Выбор и методику расчета произведем по [1,4].

Таблица 2.1.

Определение мощности собственных нужд.


Наименование потребителя	Ки	Км
Рабочее освещение	0,7	1,0		16,8	;
Моторные нагрузки	0,6	0,8		13,8	10,35
Печи отопления и калорифер	0,7	1,0			;
Потребители СЦБ	1,0	0,7			61,2
Зарядно-подзарядное устройство	1,0	0,9	5,4	5,4	2,7
Всего		74,25

Определим мощность трансформатора собственных нужд:


(2.34)
где — расчетная мощность собственных нужд; — активная мощность собственных нужд; — реактивная мощность собственных нужд.

Выбираем трансформатор ТМ-160/27,5−74У1 из ([3] стр. 63 табл.19.22). Паспортные данные ТМ-160/27,5−74У1:

2.4.4 Выбор кабеля

Определим максимальный рабочий ток вторичной обмотки ТСН, по которому выберем кабель:


(2.35)
где — номинальная мощность трансформатора собственных нужд; — коэффициент перспективы развития потребителей, равный 1,3; — напряжение на шинах подстанции (ступени).

Выбираем по ([4], с.402) одножильный кабель сечением 95 мм². Длительно допустимый ток такого кабеля (для воздуха). Из ([6] с.421) определяем данные кабеля:

2.4.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К5

Определим относительное полное сопротивление ТСН:


(2.36)
где — напряжение короткого замыкания в %; — номинальная мощность трансформатора собственных нужд; — базисная мощность.

Определим относительное активное сопротивление ТСН:


(2.37)
где — потери мощности в трансформаторе; — номинальная мощность трансформатора собственных нужд; — базисная мощность.

Определим относительное реактивное сопротивление ТСН:

(2.38)

Определим относительные сопротивления кабельной линии:


(2.39)
где — реактивное и активное сопротивления кабеля; — длина кабельной линии, равная 30 м; — базисная мощность; — напряжение ступени.

Определим относительное реактивное сопротивление до четвертой ступени:

(2.40)

Определим относительное активное сопротивление до четвертой ступени:

(2.41)

Определим относительное полное сопротивление до четвертой ступени:

(2.42)

Определим значение базисного тока:


(2.43)
где — базисный ток; — базисная мощность; — номинальное напряжение на шинах подстанции.

Определим трехфазный ток короткого замыкания:


(2.44)
где — трехфазный ток короткого замыкания; — базисный ток; — относительное полное сопротивление до точки К4.

Определим двухфазный ток короткого замыкания:

(2.45)

Определим ударный ток:


(2.46)
где — ударный ток; — трехфазный ток короткого замыкания; — ударный коэффициент, равный 1,8.

Определим мощность трехфазного короткого замыкания на шинах питающего напряжения:

(2.47)

Таблица 2.2.

Значение токов короткого замыкания



К1		j0,144	3,486	9,79	694,4	3,012	1,917
К2		j0,484	5,583	14,212	206,6	4,835	—;
К3	27,5	j0,354	6,225	15,846	282,5	5,39	—;
К4	0,4	42,78	3,374	8,589	2,338	2,922	—;

3. Выбор основного оборудования и аппаратуры

3.1. Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

Методика выбора и расчета представлена в [1,4].

Рис 3.1. Схема для расчета максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

Определим максимальный рабочий ток на вводе опорной подстанции:


(3.1)
где — коэффициент перспективы развития потребителей, равный 1,3; — количество трансформаторов установленных на подстанции; — номинальная мощность тягового трансформатора; — номинальное напряжение на вводе подстанции.

Определим максимальный рабочий ток на обходной системе сборных шин:


(3.2)
где — коэффициент перспективы развития потребителей, равный 1,3; — коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,6−0,8; — количество трансформаторов установленных на подстанции; — номинальная мощность тягового трансформатора; — номинальное напряжение на вводе подстанции.

Определим максимальный рабочий ток на вводе трансформатора:


(3.3)
где — коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, равный 1,5; — номинальная мощность тягового трансформатора; — номинальное напряжение на вводе подстанции.

Расчет приводим в Таблице 3.1.

Таблица 3.1.

Максимальные рабочие токи основных присоединений подстанции.


Наименование потребителя	Расчетная формула
Питающий ввод 110 кВ
Обходная система сборных шин 110 кВ
Ввод трансформатора 110 кВ
Ввод ОРУ-27,5 кВ
Тяговый фидер
Сборные шины ОРУ-27,5 кВ
Ввод ТСН
Ввод ОРУ-35 кВ
Сборные шины ОРУ-35 кВ
Фидер районной нагрузки

3.2 Определение величины теплового импульса

Для проверки электрических аппаратов и токоведущих элементов по термической устойчивости в режиме короткого замыкания необходимо определить величину теплового импульса для всех распределительных устройств. Методика представлена в.

Пример расчета теплового импульса:


(3.4)
где — тепловой импульс тока; — периодическая составляющая сверхпереходной ток ; — время протекания тока короткого замыкания; — время срабатывания основной защиты; — полное время отключения выключателя, равное 0,1 с; — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

Расчет приводим в Таблицу 3.2.

Таблица 3.2.

Расчет теплового импульса.


Наименование РУ
ОРУ-110 кВ	3,486	2,5	0,1	2,6	0,03	9,168
ОРУ-35 кВ	5,583	2,0		2,1	0,02	11,836
Фидер 35 кВ		1,5		1,6		9,044
ОРУ-27,5 кВ	6,225	1,0		1,1	0,005	6,879
Фидер 27,5 кВ		0,5		0,6		3,766

3.3 Выбор сборных шин и токоведущих элементов

Для распределительных устройств 27,5 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Методика представлена в.

Минимальное допустимое сечение токоведущей части по условию ее термической стойкости:


(3.5)
где — тепловой импульс тока; — коэффициент принимаем из ([1] с. 49 табл.16), равный .

Гибкие шины напряжением выше 35 кВ проверяют по условию коронирования:


(3.6)
где — максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны; — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов ; — радиус провода.

Напряженность электрического поля около поверхности провода:


(3.7)
где — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз; — радиус провода.

При сечениях шин q>95 мм² на напряжение 110 кВ и q>240 мм² на напряжение 220 кВ проверка по условию коронирования не производится. Результаты выбора шин для всех распределительных устройств приведены в Таблице 3.3.

Таблица 3.3.

Выбор сечения сборных шин


Наименование РУ	Тип провода	Длительный режим	По термической стойкости
			принятое сечение
Питающий ввод 110 кВ	АС — 120/27	375>326		120>34,41
Обходная система сборных шин 110 кВ	АС — 95/16	330>261		95>34,41
Ввод трансформатора 110 кВ	АС — 50/8	210>188		50>34,41
Сборные шины ОРУ- 35 кВ	АС — 240/32	605>585		240>39,08
Фидера ОРУ-35 кВ	AС — 50/16	210>28		50>34,17
Сборные шины ОРУ-27,5 кВ	AС — 150/24	450>381		480>29,8
Фидера ОРУ-27,5 кВ	АС — 2*185/43	1030>1000	2*185	370>22,05

3.4 Выбор выключателей

Выбор и методику расчета произведем по [1,4]. При выборе выключателей его паспортные параметры сравнивают с расчётными условиями работы.

Пример выбора и проверки выключателя в ОРУ-110 кВ ВЭБ-110 II:

1. По напряжению:


(3.8)
где — номинальное напряжение, кВ; — рабочее напряжение распределительного устройства, кВ.

2. По длительно допустимому току:


(3.9)
где — номинальный ток выключателя, А. — максимальный рабочий ток присоединения, где устанавливают выключатель, А.

3. По отключающей способности:

3.1. По номинальному периодическому току отключения:


(3.10)
где — номинальный ток выключателя по каталогу, кА; — максимальный ток короткого замыкания, кА.

3.2. По полному току отключения:


(3.11)
где — номинальный ток выключателя по каталогу, кА; — номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, определяется по ([4] стр. 56 рис.11) в зависимости от ; — апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов выключателя, кА; — максимальный ток короткого замыкания, кА.


(3.12)
где — минимальное время до момента размыкания контактов, с; — минимальное время действия защиты, 0,01 с; — собственное время отключения выключателя с приводом по каталогу, с; — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания; — максимальный ток короткого замыкания, кА.

4. По электродинамической стойкости:

4.1. По предельному периодическому току:


(3.13)
где — эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з., равный кА; — максимальный ток короткого замыкания, кА.

4.2. По ударному току:


(3.14)
где — амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., равное кА; — ударный ток, кА.

5. По термической стойкости:


(3.15)
где — предельный ток термической стойкости, равный кА; — время прохождения тока термической стойкости, равное 3 с; — тепловой импульс тока к.з., .

Результаты расчета приводим в Таблице 3.4.

3.5 Выбор разъединителей

Выбор производим аналогично п. 3.4. без проверки по отключающей способности. Результаты выбора представлены в Таблице 3.5.

3.6 Выбор измерительных трансформаторов тока

Паспортные данные и методику выбора трансформаторов тока (ТТ) принимаем по [4,6]. Встроенные ТТ на электродинамическую и термическую устойчивость не проверяем, т.к. она согласована с соответствующими параметрами ранее выбранных выключателей. Результаты выбора ТТ для всех присоединений подстанции приводим в Таблице 3.6.

Таблица 3.4.

Выбор выключателей


Наименование РУ или присоединения	Тип выключателя	Тип привода	Условие проверки
			кВ	А	кА	кА	кА	кА
Обходная система сборных шин 110 кВ	ВЭБ-110 II	ППрк-1800С		2 000 261,063	403,486	76,3686,03	101,63,486	101,69,79	48 009,168
Вводы ВН трансформатора 110 кВ	ВЭБ-110 II	ППрк-1800С		2 000 188,266	403,486	76,3686,03	101,63,486	101,69,79	48 009,168
Ввод РУ-27,5 кВ	БВК — 27,5 Б	ПЭМ	27,527,5	1 250 826,36	206,225	38,18 417,393	50,86,225	50,815,846	12 006,879
Питающая линия фидера КС и запасной выключатель	БВК — 27,5 Б	ПЭМ	27,527,5		206,225	38,18 417,393	50,86,225	50,815,846	12 003,766
Питающая линия ДПР и ввод ТСН	ВБЭТ — 27,5 IV	ПЭМ	27,527,5		256,225	38,18 417,393	63,56,225	63,515,846	18 753,766
Ввод РУ-35 кВ	ВБЭС-35 III	ПЭМ		630 585,152	31,55,583	60,13 913,91	80,015,583	80,0114,212	2976,811,836
Секционный выключатель 35 кВ	ВБЭС-35 III	ПЭМ		630 292,576	31,55,83	60,13 913,91	80,015,583	80,0114,212	2976,811,836
Фидера районной нагрузки	ВБЭС-35 III	ПЭМ		630 292,576	31,55,83	60,13 913,91	80,015,583	80,0114,212	2976,89,044

Таблица 3.5.

Выбор разъединителей


Наименование РУ или присоединения	Тип аппарата	Тип привода	Условие проверки
			кВ	А	кА
Ввод в РУ 110 кВ	РДЗ 110/1000Н УХЛ1	ПД-5У1		1 000 326,328	639,79	6259,168
Обходная система сборных шин 110 кВ	РДЗ 110/1000Н УХЛ1	ПД-5 У1		1 000 261,063	639,79	6259,168
Вводы ВН трансформатора 110 кВ	РДЗ 110/1000Н УХЛ1	ПД-5 У1		1 000 188,266	639,79	6259,168
Ввод РУ-27,5 кВ	РДЗ-35.IV/1000 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1	3527,5	1 000 826,36	4015,846	2566,879
Шины РУ-27,5 кВ	РДЗ-35.IV/400 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1	3527,5	400 381,269	31,2515,846	156,256,879
Фидер КС	РДЗ-35.IV/1000 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1	3527,5		4015,846	2563,766
Запасной выключатель-27,5 кВ	РДЗ-35.IV/1000 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1	3527,5		4015,846	2563,766
Фидер ДПР	РДЗ-35.IV/400 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1	3527,5		31,2515,846	156,253,766
ТСН	РДЗ-35.IV/400 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1	3527,5	4005,289	31,2515,846	156,253,766
Трансформаторы напряжения шины 27,5 кВ	РДЗ-35.IV/400 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1	3527,5	—;	31,2515,846	156,256,879
Ввод 35 кВ	РДЗ-35.IV/1000 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1		1 000 585,152	4014,212	25 611,836
Шины РУ-35 кВ	РДЗ-35.IV/400 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1		400 292,576	31,2514,212	156,2511,836
Фидер РУ-35 кВ	РДЗ-35.IV/400 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1		40 028,087	31,2514,212	156,259,044
Трансформаторы напряжения шины 35 кВ	РДЗ-35.IV/400 УХЛ1	ПДГ-9 УХЛ1		—;	31,2514,212	156,2511,836

Таблица 3.6.

Выбор трансформаторов тока


Наименование РУ или присоединения	Тип трансформатора тока	Класс точности	Условие проверки
			кВ	А	кА
Обходная система сборных шин 110 кВ	ТФЗМ110Б-IV У1	0,5		300 261,063	629,79	4329,168
Ввод ВН трансформатора 110 кВ	ТФЗМ110Б-IV У1	0,5		300 188,266	629,79	4329,168
Ввод РУ-27,5 кВ	ТФЗМ35Б-II У1	0,5	3527,5	1 000 826,36	12 515,846	72 036,879
Фидера КС	ТФЗМ35Б-II У1	0,5	3527,5		12 515,846	72 033,766
Фидера ДПР (ТСН)	ТФЗМ35Б-I У1	0,5	3527,5		6315,846	6753,766
Ввод 35 кВ	ТФЗМ35Б-I У1	0,5		600 585,152	12 714,212	288 311,836
Шины РУ-35 кВ	ТФЗМ35Б-I У1	0,5		300 292,576	6314,212	67 511,836
Фидера РУ-35 кВ	ТФЗМ35А У1	0,5		10 028,087	2114,212	36,759,044

3.7 Выбор объема измерений

Контрольно-измерительные приборы устанавливаются для контроля за измерением электрических параметров в схеме подстанции и расчётов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую подстанцией. Предусматриваем следующий объём измерений:

— измерение тока (амперметром) на вводах силовых трансформаторов со стороны всех ступеней напряжения, на всех питающих и отходящих линиях, фидерах контактной сети, отсасывающей линии;

— измерение напряжения (вольтметром) на шинах всех РУ;

— измерения энергии (счетчиками) на вводах низшего напряжения тяговых трансформаторов, на питающих и отходящих фидерах потребителей, на ТСН (счётчик активной энергии), ДПР.

3.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Методику и выбор измерительных трансформаторов напряжения производится по следующим условиям представленных в [4,6]:

1) По напряжению:


(3.16)
где — номинальное напряжение, кВ; — рабочее напряжение распределительного устройства, кВ.

2) По классу точности:

3) По нагрузке вторичной цепи:


(3.17)
где — номинальная мощность трансформатора в выбранном классе точности; — номинальная мощность однофазного трансформатора.

Мощность, потребляемая всеми приборами и реле, присоединенными к вторичной обмотке ТН:


(3.18)
где — сумма активных мощностей всех приборов, Вт; — сумма реактивных мощностей всех приборов, ВАр; — мощность, потребляемая обмоткой напряжения одного прибора, кВА; для счётчиков; для остальных приборов .

Таблица 3.7.

Потребители трансформаторов напряжений


Прибор	Тип	Число приборов	Число катушек напряжения в приборе	Мощность одной катушки
—;	—;	шт	шт	ВА	—;	—;	Вт	ВАр
Для ОРУ-110 кВ: НКФ-110-II-У1
Счетчик активной энергии	САЗУ			4,0	0,38	0,925	9,12	22,2
Счетчик реактивной энергии	СР-4			7,5	0,38	0,925	25,65	62,4375
Реле напряжения	РН-54			1,0	1,0		1,0
Вольтметр	Э-377			2,0	1,0		2,0
Всего:	37,77	86,6375
Для ОРУ-27,5 кВ: ЗНОМ-35−65 УХЛ1
Счетчик активной энергии	САЗУ			4,0	0,38	0,925	15,2
Счетчик реактивной энергии	СР-4			7,5	0,38	0,925	34,2	83,25
Реле напряжения	РН-54			1,0	1,0		1,0
Вольтметр	Э-377			2,0	1,0		2,0
Электронное реле защиты фидера 27,5 кВ	БМРЗ			4,0	1,0		8,0
Определитель места к.з. на контактной сети	ОМП-71			1,0	1,0		2,0
Всего:	62,4	120,25
Для ОРУ-35 кВ: ЗНОМ-35−65 УХЛ1
Счетчик активной энергии	САЗУ			4,0	0,38	0,925	15,2
Счетчик реактивной энергии	СР-4			7,5	0,38	0,925	34,2	83,25
Реле напряжения	РН-54			1,0	1,0		1,0
Вольтметр	Э-377			2,0	1,0		2,0
Всего:	52,4	120,25

Полная мощность НКФ-110-II-У1:

Из паспортных данных для класса точности 1,0. Принимаем из ([5] стр. 176, табл 4.25.)

Полная мощность ЗНОМ-35−65 УХЛ1:

Из паспортных данных для класса точности 1,0. Принимаем из ([6] стр. 174, табл 4.24.)

3.9 Выбор изоляторов

Выбор подвесных изоляторов. Гибкие шины открытых распределительных устройств подстанции обычно крепятся на гирляндах подвесных изоляторов. Количество подвесных изоляторов в гирлянде определяется в зависимости от их типов и напряжения установки приведено в ([6] стр. 53, табл 24).

Таблица 3.9

Выбор изоляторов


Наименование РУ	Тип изолятора	Количество изоляторов
ОРУ-110 кВ	ПС-70
ОРУ-27,5 кВ	ПС-70
ОРУ-35 кВ	ПС-70

3.10 Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН)

Защита оборудования подстанций от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводами и в настоящем курсовом проекте не рассматривается. Для защиты оборудования от набегающих перенапряжений со стороны ВЛ и коммутационных перенапряжений необходимо выбрать для каждого РУ тип ОПН и место их подключения. ОПН являются аппаратами для глубокого ограничения (до 1,6−1,85U_ф) коммутационных перенапряжений с несколько лучшими грозозащитными характеристиками, чем у традиционных разрядников. ОПН представляют собой высоконелинейное сопротивление на основе оксида цинка.

Таблица 3.10.

Выбор ОПН


Наименование РУ	Тип ОПН	Условие выбора
ОРУ-110 кВ	ОПН-110	110=110
ОРУ-35 кВ	ОПН-35	35=35
ОРУ-27,5 кВ	ОПН-27,5	27,5=27,5

4. Расчет заземляющего устройства и определение напряжения прикосновения

Целью расчета защитного заземляющего контура является нахождение таких его оптимальных параметров, при которых сопротивление растекания контура (R₃) и напряжение прикосновения (U_пр) не превышают допустимых значений.

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

— замену реального грунта с изменяющимся по глубине удельным сопротивлением (_к) эквивалентной двухслойной структурой с сопротивлением верхнего слоя (₁), толщиной h и сопротивлением нижнего слоя (₂) значение которых определяют методом вертикального зондирования (ВЭЗ);

— замену реального и сложного заземляющего контура, состоящего из системы вертикальных электродов, объединенных уравнительной сеткой с шагом 420 м, любой конфигурации, эквивалентной квадратной расчетной моделью с одинаковыми ячейками, однослойной структурой земли (_э), при сохранении их площадей (S), общей длинны вертикальных (L_В) и горизонтальных (L_Г) электродов, глубины их заложения (h_Г) значения растекания сопротивления (R₃) и напряжение прикосновения (U_пр).


a)	b)	c)

Рис. 4.1. Поясняющие схемы к расчёту сопротивлений заземляющего контура.

Таблица 4.1.

Данные для расчета заземляющих устройств.


Сопротивление верхнего слоя земли 1, Омм
Сопротивление нижнего слоя земли 2, Омм
Толщина верхнего слоя h, м	1,9
Время протекания, с	0,4

4.1 Расчет заземляющего устройства

Методика расчета представлена [1,4]. задана преподавателем.

Определим длину горизонтальных заземлителей:


(4.1)
где — длина горизонтальных заземлителей; — площадь заземляющего контура.

Определим число вертикальных заземлителей:


(4.2)
где — число вертикальных заземлителей; — площадь заземляющего контура.

Принимаем шт.

Определим длину вертикального электрода:


(4.3)
где — длина вертикального электрода; — толщина верхнего слоя.

Определим общую длину вертикальных электродов:


(4.4)
где — длина вертикального электрода; — число вертикальных заземлителей.

Определим расстояние между вертикальными электродами:


(4.5)
где — длина вертикального электрода.

Определим глубину заложения горизонтальных электродов:


(4.6)
где — глубина заложения горизонтальных электродов, принимаем 0,7 м.

Определим сопротивление заземляющего контура:


(4.7)
где — площадь заземляющего контура; — длина горизонтальных заземлителей; — общая длина вертикальных электродов; — эквивалентное сопротивление контура.

Проверим условие:


(4.8)
где — сопротивление заземляющего контура; — допустимое сопротивление заземляющего контура, равное 0,5 Ом.

4.2 Определение напряжения прикосновения

Методика расчета представлена в [1,4].

В связи с тем, что окончательным критерием безопасности электрической установки является величина напряжения прикосновения U_пр, то необходимо определить его расчётное значение и сравнить с допустимым.

Определим расчётное значение напряжения прикосновения:


(4.9)
где — напряжение прикосновения; — ток однофазного замыкания на землю в РУ питающего напряжения; — коэффициент прикосновения.

Определим коэффициент прикосновения:


(4.10)
где — коэффициент приведен в ([1] стр. 21, табл. 8.1), равен ; — коэффициент, характеризующий условия контакта человека с землей; — сопротивление человека; — сопротивление растекания тока со ступеней человека; — расстояние между вертикальными электродами; — площадь заземляющего контура; — длина горизонтальных заземлителей; — длина вертикального электрода.

;

Проверим условие:


(4.11)
где — напряжение прикосновения; — допустимое напряжение прикосновения принятое из ([5] стр. 302, табл. 20), равное 200 В.

5. Определение стоимости и расчет затрат на переработку энергии проектируемой подстанции

5.1 Определение стоимости подстанции

Определение стоимости проектируемой подстанции производится по укрупненным показателям стоимости строительства объектов электрификации железных дорог и трансформаторных подстанций общепромышленного назначения (УППС) с учетом основных узлов и элементов подстанции.

Показатели стоимости в УППС определены для первого территориального района (Московская область), который является базисным.

Таблица 5.1.

Показатели стоимости опорной подстанции 110/35/27,5 кВ переменного тока


Характеристика подстанции, состав комплекса	Строитель-ные работы, руб.	Монтажные работы, руб.	Оборудова-ние, руб.	Прочие, руб.	Общая, руб.
Верхнее строение подъездного пути		—;	—;	—;
Здание (панельное)
Благоустройство территории		—;	—;	—;
ОРУ 110 кВ				—;
Тяговый блок				—;
ОРУ 35 кВ				—;
Поперечная компенсация				—;
Автоблокировка подстанции				—;
Шкафы собственных нужд				—;
Прожекторное освещение территории			—;	—;
Заземление открытой части			—;	—;
Отдельно стоящие молниеотводы		—;	—;	—;
Порталы шинных мостов, опоры		—;	—;	—;
Шинные мосты к ОРУ-35 кВ до ОРУ-110 кВ	—;			—;
Колодцы		—;	—;	—;
Кабельные каналы (межузловые)		—;	—;	—;
Резервуары для аварийного слива масла V=30 м3			—;	—;
Прокладка кабеля			—;	—;
Всего:

Показатели стоимости строительства с учетом поправочного территориального коэффициента () представлены в таблице.

Таблица 5.2.

Показатели стоимости строительства транзитной подстанции с учетом поправок


Наименование затрат	Поправочный коэффициент	Стоимость для 1-го территориального района, руб.	Стоимость для искомого района, руб.
Оборудование	;
Строительные работы	1,7
Монтажные работы	1,7

Согласно методике изложенной в определим стоимость проектируемой подстанции в ценах 2006 г. Для этого произведем расчет коэффициентов для пересчета стоимости от цен 1984 г. в цены 2006 г. Результаты расчетов представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3.

Индексы пересчета стоимости в цены на 2006 г.


Наименование затрат	Расчет индекса на 2006 г. без НДС	Индекс на 2006 г.
Строительные работы
Монтажные работы
Оборудование

Обозначения в таблице 5.3.:

— индекс удорожания строительных работ;

— индекс удорожания строительных работ от цен 1984 г. в цены 2000 г., ;

— индекс удорожания строительных работ от цен 2000 г. в цены 2006 г., ;

— индекс удорожания монтажных работ;

— индекс удорожания монтажных работ от цен 1984 г. в цены 2000 г., ;

— индекс удорожания монтажных работ от цен 2000 г. в цены 2006 г., ;

— индекс удорожания оборудования;

— индекс удорожания оборудования от цен 1984 г. в цены 2000 г., ;

— индекс удорожания оборудования от цен 2000 г. в цены 2006 г., .

Расчет стоимости проектируемой подстанции в ценах 2006 г. представлен в таблице.

Таблица 5.4.

Расчет стоимости в ценах 2006 г.


Наименование затрат	Расчет стоимости в ценах 2006 г., тыс. руб.	Стоимость, тыс. руб.
Строительные работы		10 490,5472
Монтажные работы		6820,8
Оборудование		95 798,0345
Итого		113 109,3817

Согласно проведенному расчету стоимость строительства опорной подстанции 110/38,5/27,5 кВ переменного тока оставила

5.2 Определение себестоимости переработки электроэнергии

Согласно методике изложенной в для определения себестоимости переработки электроэнергии, отпускаемой тяговой подстанцией тяговым и районным потребителям.

Определим эксплуатационные расходы:


(5.2)
где — эксплуатационные расходы; — стоимость потерь энергии; — амортизационные отчисления; — стоимость годового обслуживания подстанции; — годовой фонд заработной платы.

Определим стоимость потерь энергии:


(5.3)
где 1,5% - потери энергии в оборудовании; = 2,95 руб./кВт· ч — стоимость 1 кВт· ч; — перерабатываемая энергия за год, .

Определим амортизационные отчисления:


(5.4)
где =1,5 — коэффициент амортизационных отчислений; — стоимость тяговой подстанции.

Определим годовой фонд заработной платы:


(5.5)
где — число работников 11 человек; — число месяцев в году; — коэффициент учитывающий, 100% зарплата работников и 25% премиальные работникам; — средняя зарплата персонала тяговой подстанции: Начальник тяговой подстанции з/п 30 000 руб., ст.эл.механик з/п 20 000 руб., 2 эл. механика з/п 18 000 руб., 4 эл. монтера з/п 15 000 руб., 2 дежурных з/п 15 000 руб., уборщица з/п 8000 руб.

Определим себестоимость перерабатываемой энергии:


(5.6)
где — эксплуатационные расходы; — перерабатываемая энергия за год, .

Определим себестоимость 1 кВА установленной мощности:


(5.7)
где — стоимость тяговой подстанции; — установленная мощность силовых трансформаторов подстанции.

Заключение

В ходе выполнения курсового проекта был произведен выбор основного оборудования понизительной подстанции электроснабжения электрифицированной железной дороги для РУ 110 кВ, РУ 35 кВ и РУ 27,5 кВ, разработана однолинейная схема главных электрических соединений транзитной подстанции. На базе однолинейной схемы составлено компоновочное решение подстанции, произведен расчет контура заземления подстанции и определено напряжение прикосновения на оборудовании при коротком замыкании в РУ питающего напряжения.

Фоков К. И. Электрическая часть станций и подстанций: Методические указания по выполнению курсового проекта.- Хабаровск: ДВГАПС, 1996 г.- 37с.

Григорьев Н. П. Альбом главных электрических соединений распределительных устройств подстанции: Методические указания по выполнению графической части проектов на ЭВМ.- Хабаровск: Изд-во ДВГУПС, 2001 г.-45с.

Справочник электроснабжения т. II под редакцией Маркварда К.Г. М. Транспорт 1981 г.-255 с.

Гринберг-Басин. Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. М; Транспорт 1986 г.- 167 с.

Бей Ю.М. и др. Тяговые подстанции М. Транспорт 1986 г.- 319 с.

Силовое оборудование тяговых подстанций железных дорог (сборник справочных материалов).ОАО «РЖД». -М., «ТРАНСИЗДАТ», 2004 г.-384с.

Прохорский А. А. Тяговые подстанции М. Транспорт 1983 г.- 495 с.

Григорьев Н. П. Разработка проектно-сметной документации устройств электроснабжения на ЭВМ: Учеб. Пособие.- Хабаровск: Изд-во ДВГУПС, 2006 г. 127с.

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой