Расчет тяговой и трансформаторной подстанций

Введение.

Электрическая подстанция — электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, оснащенная преобразователями электрической энергии, коммутационным оборудованием и вспомогательными устройствами, необходимыми для управления этим оборудованием.

Электрическая подстанция предназначенная для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформатора называется трансформаторной подстанцией.

В зависимости от способа подключения к питающим линиям электропередач электрические подстанции бывают:

— Опорные (узловые) — получают питание по трем и более вводам.

— Транзитные (проходные) — включены в рассечку линии электропередач.

— Отпаечные — подключаются параллельно одной или двум линиям электропередач.

— Тупиковые (концевые) — располагаются в конце одной или двух линий электропередач.

В соответствии с ПУЭ, все потребители электрической энергии делятся на три категории.

К потребителям первой категории относятся потребители, перерыв питания которых связан с угрозой для жизни людей, повреждением дорогостоящего оборудования, нарушением сложного технологического процесса, массовым браком продукции.

Перерыв питания потребителей первой категории допускается на время автоматического включения резерва.

К потребителям второй категории относятся потребители, перерыв питания которых связан с простоем людей, недоотпуском продукции, невыполнением плана работы.

Перерыв питания потребителей второй категории допускается на время включения резерва персоналом.

К потребителям третьей категории относятся все остальные потребители, не входящие в первую и вторую категории.

Перерыв питания третьей категории связан с моральным ущербом и допускается на время ремонта оборудования, но не более одних суток, за это время должны быть приняты меры по восстановлению электроснабжения потребителей использование передвижных подстанций и трансформаторов, временных питающих линий.

Структурная схема проектируемой тяговой подстанции постоянного тока.

Вводы подстанции.

Т1 Т2.

ПА-1 ПА-2.

ТСН-1 ТСН-2.

Фидеры контактной сети.

— вагоноремонтное депо.

— дорожные ремонтные мастерские.

— сельскохозяйственные потребители.

— железнодорожный узел.

І. Расчетная часть.

Расчет мощности подстанции постоянного тока.

Определение мощности на тягу преследует цель выбора тягового трансформатора, мощность которого является составляющей мощности главного понижающего трансформатора.

1.1 Определяем мощность на тягу по заданному действующему значению выпрямленного тока подстанции, кВА.

Sтяг = 1,05 · Udn · Iд.тп, где Udn — номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции, кВА; Iд.тп — действующее значение выпрямленного тока подстанции, А.

Sтяг = 1,05 · 3,3 · 5200 = 18 018кВА Выбираем тип выпрямителя — ТПЕД — 3150 — 3,3 кВ — У1.

Технические характеристики:

Uном. = 3300 В;

Iном. = 3150 А;

Тип и количество полупроводниковых диодов ;

ДЛ — 133 — 500 — 14; 48 · 6.

Схема выпрямления — двенадцатипульсовая последовательная Определяем количество выпрямителей:

Преобразовательный агрегат тяговой подстанции постоянного тока состоит из выпрямителя, который выбран, и тягового трансформатора, который необходимо выбрать, рассчитать его мощность.

где, N — принятое целое число выпрямителей.

Выбираем тип тягового трансформатора:

1.2 Мощность нетяговых потребителей.

Для каждого потребителя вычисляется наибольшая активная мощность Р_max по заданным значениям установленной мощности потребителей Р_у и коэффициента спроса К_с, учитывающего режим работы, загрузку и КПД потребителей, кВт.

Р_maxn = P_уп · К_сп,.

где n = 1, 2, 3… номера потребителей электрической энергии.

Р_max1 = 2000 · 0,45 = 900 кВт.

Р_max2 = 1400 · 0,4 = 560 кВт.

Р_max3 = 3500 · 0,6 = 2100 кВт.

Р_max4 = 2100 · 0,5 = 1050 кВт На основании заданных типовых суточных графиков активной нагрузки потребителей и рассчитанных наибольших активных мощностей вычисляют активные нагрузки потребителей для каждого часа суток по выражению, кВт где — значение мощности в процентах из типового графика для n-го потребителя в t час; 100 — переводной коэффициент из процентов в относительные единицы.

Р_1,3 = · 900 = 387.

Р_2,4 = · 900 =450.

Р_5,6,18,24= · 900 = 540.

Р_7,8 = · 900 = 693.

Р₉ = · 900 = 882.

Р₁₀ = · 900 = 747.

Р₁₁ = · 900 = 729.

Р₁₂ = · 900 = 477.

Р₁₃ = · 900 = 414.

Р_14,21 = · 900 = 648.

Р_15-17 = · 900 = 819.

Р_19,22,23 = · 900 = 558.

Р₂₀ = · 900 = 720.

2. Р₁ = · 560 = 560.

Р₂ = · 560 = 336.

Р_3-8 = · 560 = 179,2.

Р₉₋₂₄ = · 560 = 0.

3. Р_{1−7,10−14,16-24} = · 2100 = 1680.

Р_8,9 = · 2100 = 1260.

Р₁₅ = · 2100 =2100.

4. Р₁ = · 1050 =945.

Р₂ = · 1050 = 714.

Р₃ = · 1050 = 1050.

Р_{4,5,7,10,12,13,18,21-23 =} · 1050 = 420.

Р₆ = · 1050 = 934,5.

Р_{8,9,11-17,19,20} = · 1050 = 262,5.

Р₂₄ = · 1050 = 798.

1.3 Расчет реактивной мощности потребителей.

Для определения наибольшей полной мощности потребителей необходимо рассчитывать их реактивные мощности, суммарную реактивную мощность для часа наибольшей суммарной нагрузки.

Реактивная мощность потребителя вычисляется по формуле.

.

где — активная мощность потребителя, попавшая в час наибольшей суммарной нагрузки, кВт; - тангенс угла ??, определяемый для каждого потребителя по заданному коэффициенту мощности К_м = cos ??,.

==0,39;

==0,42;

==0,2;

==0,39;

Q₁=387· 0,39 = 150,9 кВАр;

Q₂=;

Q₃=;

Q₄=;

Определим суммарную реактивную мощность всех потребителей в квар.

1.4 Полная мощность потребителей.

Рассчитанные значения суммарной активной и реактивной мощностей позволяют определить полную мощность (нетяговых) потребителей на шинах вторичного напряжения подстанций S_п10, тяговых подстанций, а для трансформаторных — любого уровня в зависимости от задания.

Полная мощность определяется с учетом потерь в высоковольтных сетях и в трансформаторных подстанции. При этом постоянные потери считаются неизменными в течение суток незавизимо от времени нахождения трансформатора в работе и принимаются равными 1−2% от полной мощности, а переменные в сетях и обмотках трансформатора, зависящие от изменяющейся в течение суток нагрузки, принимаются в пределах 5−8%.

Полная мощность потребителей определяется геометрической суммой активной и реактивной мощностей, кВА.

S_п10 = (1++.

где Р_пост — постоянные потери,%; Р_пер — переменные потери,%;

— суммарная активная мощность потребителей, кВт;

— суммарная реактивная мощность потребителей, квар.

S_п10= (1++=4108 кВА.

1.5 Мощность собственных нужд. Выбор трансформаторов собственных нужд.

S_с.н =(0,008 — 0,012) · S_т..

S_с.н. = 0,008 · 18 018 = 144.

По рассчитанной мощности на собственные нужды подстанции выбирается трансформатор собственных нужд из условия:

S_н.тр. S_с.н. кВА.

160 144 кВА.

1.6 Полная расчетная мощность для выбора главных понижающих трансформаторов.

Мощность на шинах 10 кВ определяется суммарной мощностью потребителей с учетом того, что максимум отдаваемой мощности различным потребителям наступает не одновременно, кВА.

S₁₀=(S_тяг.+S_п10+S_с.н) · К_р,,.

где S_тяг.— мощность на тягу поездов; S_п10 — мощность нетяговых потребителей 10кВ; S_с.н — мощность собственных нужд; К_р — коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов тяговой и нетяговой нагрузок и нагрузки собственных нужд, К_р=0,950,98.

S₁₀=(18 018+4108+144) · 0,98 = 21 825 кВА При установке двухобмоточных трансформаторов эта мощность будет расчетной для определения расчетной мощности главного понижающего трансформатора, то есть, кВА.

S_max=S₁₀ = 21 825 кВА.

1.7 Выбор главных понижающих трансформаторов.

Мощность главных понижающих трансформаторов рекомендуется определять исходя из условий аварийного режима, кВА.

.

где — максимальная полная нагрузка первичной обмотки трансформатора; - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности, К_ав=1,4; n_тр — количество главных понижающих трансформаторов, принятое и заданное к установке на подстанции.

== 15 589 кВА.

1.8 Полная мощность подстанции.

Полная мощность подстанции зависит от схемы внешнего электроснабжения, определяющей ее тип (опорная, транзитная, на отпайках, тупиковая, трансформаторная, получающая питание от шин другой подстанции), и от количества и мощности главных понижающих трансформаторов.

Промежуточная на отпайках, кВА.

S_тп= n_тр · S_н.тр.

S_тп = 2 · 16 000 = 32 000 кВА где S_н.тр — мощность главного понижающего трансформатора, кВА; n_тр — число установленных на проектируемой подстанции главных понижающих трансформаторов;

2. Расчет максимальных токов.

2.1 Вводы опорных, транзитных подстанций и подстанций, подключающих питание от шин других подстанций.

где — полная мощность подстанции, кВА; К_пр — коэффициент перспективного развития подстанции, увеличивающий рабочий максимальный потребляемый ток на 30%, равный 1,3; U_Н1-номинальное напряжение первичной обмотки главного понижающего трансформатора проектируемой подстанции, кВ.

2.2 Сборные шины первичного напряжения опорных подстанций и перемычки промежуточных подстанций.

где К_пр-коэффициент перспективы; К_р.н— коэффициент распределения нагрузки на сборных шинах первичного напряжения, равный 0,7.

2.3 Первичные обмотки высшего напряжения силовых трансформаторов.

где S_н.тр — номинальная мощность силового трансформатора (главные понижающие, трансформаторы собственных нужд, тяговые трансформаторы), кВА.

2.4 Вторичные обмотки низшего напряжения двухобмоточных силовых трансформаторов.

где U_Н2— номинальное напряжение вторичной обмотки (низшее напряжение) силового трансформатора, кВ.

2.5 Сборная шины вторичного напряжения главных понижающих трансформаторов.

где К_р.н — коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения распределительного устройства, равный:

0,5 — при пяти и более находящихся в работе присоединений к шинам;

0,7 — при находящихся в работе присоединений к шинам менее пяти.

2.6 Линии, питающие потребителей.

где Р_max — максимальная активная мощность потребителя; P_max=P_у· К_с; cos — коэффициент мощности потребителей; U_Н2 — номинальное напряжение на сборных шинах, от которых питается потребитель.

2.7 Расчет максимальных рабочих токов для тяговых подстанций постоянного тока.

Первичная обмотка тягового трансформатора преобразовательного агрегата:

— при двенадцатипульсовой последовательной схеме выпрямления где S_н.тр -номинальная мощность тягового трансформатора, КВА; U_н1 — номинальное напряжение первичной обмотки тягового трансформатора, кВ.

— при двенадцатипульсовой последовательной где К_т — коэффициент трансформации тягового трансформатора, равный 1,9.

Вторичная обмотка тягового трансформатора преобразовательного агрегата:

— при трехфазной мостовой схеме выпрямителя.

2.8 Рабочая шина РУ-3,3 кВ.

где N — число преобразовательных агрегатов; К_р.н — коэффициент распределения нагрузки на сборных шинах РУ — 3.3 кВ. Обычно на подстанциях устанавливается два преобразовательных агрегата, тогда К_р.н = 0,8.

2.9 Запасная шина РУ — 3,3 кВ.

где I_р.maxф — ток самого нагруженного фидера контактной сети.

2.10 Минусовая шина.

I_р.max=N· I_dн, А.

I_р.max=2· 3150=6300 А.

3. Расчет параметров короткого замыкания.

3.1 Общие положения.

Расчет параметров короткого замыкания необходим ля дальнейшей проверки выбранных токоведущих частей и оборудования подстанции по режиму короткого замыкания термическую и электродинамическую стойкость и для проверки чувствительности релейной защиты.

По этому методу расчет параметров при трехфазном коротком замыкании выполняется в следующей последовательности:

1. На основании заданной схемы внешнего электроснабжения составляется расчетная схема.

2. Определяются базисные условия (параметры) для всех расчетных точек короткого замыкания.

3. На основании расчетной схемы составляется схема замещения.

4. Производится расчет относительно сопротивлений схемы замещения.

5. Преобразование схемы замещения и приведение ее к наиболее простому виду с одновременным расчетом относительных сопротивлений для каждой вновь составленной схемы.

6. После определения результирующих относительных сопротивлений до всех точек короткого замыкания производится расчет параметров цепи короткого замыкания.

В рассмотренной последовательности производится расчет параметров цепи короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах.

3.2 Схема внешнего электроснабжения.

При получении задания на проектирование необходимо тщательно проанализировать заданную схему внешнего электроснабжения, определить типы подстанций по способу питания, связи между элементами схемы (источники питания-ЛЭП-подстанция). Следует обратить внимание на то, как задана мощность источников питания, которыми являются районные подстанции (РП).

Мощность, получаемая РП-3 от источника питания, задается мощностью его генераторов S_нг и относительным сверхпереходным сопротивлением .

3.3 Расчетная схема.

Расчетная схема — это упрощенная схема внешнего электроснабжения, на которой указываются только те элементы и их параметры, которые влияют на режим короткого замыкания проектируемой подстанции и потому должны быть учтены при выполнении расчетов.

3.4 Базисные условия.

Система величин, которая положена в основу расчетов параметров цепи короткого замыкания, называется базисной. Базисную систему величин входят базисная мощность S_б, базисное напряжение U_б, базисные токи I_б.

3.5 Базисная мощность.

За базисную мощность удобно принять мощность одного из источников питания, МВА.

3.6 Базисное напряжение.

Для каждой ступени напряжения схемы внешнего электроснабжения в качестве базисного напряжения для расчета сопротивлений принимают среднее напряжение, т. е. U_б=U_ср, которое превышает номинальное напряжение приемников.

U_б1=115 кВ.

U_б2= 11кВ.

3.7 Базисный ток.

Для ступеней напряжения, где указаны точки короткого замыкания рассчитывается базисный ток, кА Базисная мощность S_б=100 МВА; средние напряжения ступеней: U_ср1=115кВ; U_ср2=11кВ Базисные токи:

— для точки К1.

— для точки К2.

3.8 Эквивалентная электрическая схема замещения.

Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую исходным данным расчетной схемы, но в которой все трансформаторные (магнитные) связи заменены электрическими, т. е. все элементы расчетной схемы заменяют соответствующими сопротивлениями.

Х₁₁=Х₁+Х₈ = 0,03+0,038=0,068.

Х₁₂=Х₂+Х₉ = 0,02+0,076=0,096.

Х₁₄=Х₁₃+Х₁₀=0,04+0,025=0,065.

Х₁₆=Х₁₄+Х₁₅=0,065+0,328=0,398.

Относительные сопротивления до расчетных точек короткого замыкания.

3.9 Расчет параметров цепи короткого замыкания.

По рассчитанным значениям результирующих сопротивлений до каждой точки короткого замыкания, произведем расчет параметров цепи короткого замыкания для всех точек:

— периодическая составляющая точка короткого замыкания, кА где I_б — базисный ток для той или иной ступени напряжения, где находится точка короткого замыкания, кА; - результирующее сопротивление до расчетной точки короткого замыкания;

— мощность трехфазного короткого замыкания, МВА где — базисная мощность.

— ударный ток короткого замыкания, который обычно имеет место через 0,01 с после начала короткого замыкания.

Его значение определяется, кА где К_у — ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

Для электросистем напряжением 10 кВ — К_у =1,608.

— тепловой импульс тока короткого замыкания, кА²Чс гдепостоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, которая для установок напряжением выше 1000 В с относительно малым активным сопротивлением равна 0,05 с; - полное время отключения тока короткого замыкания, образующееся из трех составляющих:

где t_рз— время выдержки срабатывания релейной защиты, выбранное и обозначенное на принципиальной схеме; t_ср — собственное время срабатывания защиты; t_св — собственное время отключения выключателя с приводом.

3.10 Расчет токов короткого замыкания в тяговой сети постоянного тока 3,3 кВ.

где — номинальный выпрямленный ток одного выпрямительного преобразователя подстанции, А; N-количество выпрямительных преобразователей на подстанции; - номинальная мощность всех трансформаторов выпрямительных преобразователей, МВА; - мощность КЗ на шинах, от которых питаются трансформаторы выпрямительных преобразователей, МВА; - напряжение КЗ этих трансформаторов, %.

Установившийся ток КЗ в случае большого удаления места КЗ от тяговой подстанции:

— при двенадцатипульсовой схеме выпрямления, кА где U_2ф-фазное напряжение вторичной обмотки трансформатора выпрямительного преобразователя, равное соответственно 3,02 и 1,52 кВ; Lрасстояние до места КЗ, км; r_ор — сопротивление 1 км рельсов, которое для рельсов Р65 длиной 25 м соответственно равно 0,014 Ом/км (на двухпутных участках сопротивление уменьшается в два раза); r_окс— сопротивление 1 км контактной подвески одного пути участка постоянного тока.

подстанция трансформатор ток сеть.

3.11 Расчет токов короткого замыкания на низкой стороне (до 1000 В) трансформатора собственных нужд.

Для определения сопротивлений элементов цепи короткого замыкания предварительно рассчитываем максимальный рабочий ток, А где — номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВА; - номинальное напряжение вторичной обмотки понижающего трансформатора, кВ; - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, равный 1,4.

Определим активное и индуктивное сопротивление кабеля, мОм где — длина кабеля от ТСН до автоматического выключателя, м; и — индуктивное и активное сопротивления трехжильного кабеля с поясной изоляцией,.

Определяем суммарные активные и индуктивные сопротивления, мОм.

— Полное сопротивление до точки короткого замыкания, мОм где — сумма активных сопротивлений всех элементов цепи короткого замыкания; - сумма индуктивных сопротивлений всех элементов цепи короткого замыкания.

- Периодическая составляющая тока короткого замыкания в первый период трехфазного короткого замыкания, кА где — линейное напряжение ступени короткого замыкания, В; Z-полное сопротивление до точки короткого замыкания, мОм учитывающий возможность допустимого повышения напряжения на 5%.

— Ударный ток короткого замыкания, кА где — ударный коэффициент, приближенное значение которого можно принять =1,2 — для трансформаторов S_н.тр. = 100ч400 кВ· А;

=1,3 — для S_н.тр. = 600ч1000 кВ· А; = 1- для удаленных точек распределителей сетей.

— Ток однофазного короткого замыкания на шинах 0,4 кВ, получающих питание от понижающего трансформатора со схемой соединения обмоток «Звезда-звезда с выведенной нейтралью», кА где — фазное напряжение вторичной обмотки трансформатора, В; - полное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании, мОм.

4. Выбор токоведущих частей и электрического оборудования подстанций.

Выбор аппаратуры и токоведущих частей подстанции, указанных на разработанной однолинейной схеме, заключается в сравнении рабочего напряжения и рабочего максимального тока с номинальными параметрами выбираемого аппарата, а для токоведущих частей — с допустимым током. Выбранные токоведущие части и оборудование должны быть проверены на термическую и электродинамическую стойкость по режиму короткого замыкания, кроме трех случаев, которые отражены в ПУЭ при напряжении выше 1000 В.

4.1 Выбор и проверка токоведущих частей.

К токоведущим частям подстанций относятся сборные шины распределительных устройств, присоединения к ним, ошиновка, соединяющая электрические аппараты друг с другом согласно однолинейной схемы, а также вводы и питающие линии.

4.1.1 Гибкие токоведущие части.

Сборные шины и ответвления от них выполненные из гибких проводов выбирают из условия.

320 146 кВ.

где — максимальный рабочий ток той цепи, где производится выбор токоведущих части, А; - длительно допускаемый ток для выбранной токоведущей части, А.

Выбираем провод алюминиевый сечением 95 мм².

— Проверка на термическую стойкость.

мм².

где — сечение токоведущей части, мм²; - минимально допустимое сечение токоведущей части по режиму короткого замыкания;

где В_к — тепловой импульс тока короткого замыкания для расчетной точки подстанции, кА²с; С — коэффициент, учитывающий соотношение максимально допустимой температуры токоведущей части и температуры при нормальном режиме работы.

Сборные шины и ответвления от них выполненные из гибких проводов выбирают из условия.

1220 ?1180 кВ.

Выбираем провод алюминиевый сечением 700 мм².

— Проверка на термическую стойкость.

700 270 мм².

где В_к — тепловой импульс тока короткого замыкания для расчетной точки подстанции, кА²с; С — коэффициент, учитывающий соотношение максимально допустимой температуры токоведущей части и температуры при нормальном режиме работы.

4.1.2 Жесткие токоведущие части (шины).

Для закрытых распределительных устройств до 10 кВ включительно при рабочих токах до 5200 А в качестве сборных шин могут использоваться одно — и многополюсные шины прямоугольного сечения.

Жесткие токоведущие части и ответвления от них выбираются по условию:

I_доп? I_{p max} А.

165? 146 А Проверка на электродинамическую стойкость жестких шин, крепящихся на опорных изоляторах, производится сравнением механического напряжение в шине у_расч, вызванного ударным током короткого замыкания с допустимым механическим напряжением для выбранного материала шины [у]_доп, МПа.

МПа Определим расчетное механическое напряжение где I_y — ударный ток трехфазного короткого замыкания, кА; l — расстояние между соседними изоляторами одной фазы, м;

а — расстояние между осями шин соседних фаз, м; W — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м³.

— для РУ — 3,3 кВ.

L = 1 м, а = 0,25 м (жесткие шины прямоугольного сечения) где в — узкая сторона шины, м; h — широкая сторона шины, м.

— Выбираем пролет между прокладками Определим расчетное механическое напряжение.

0,03· 40 МПа.

4.2 Выбор и проверка изоляторов.

Для крепления токоведущих частей и их изоляции от заземленных конструкций применяются различные типы подвесных и опорных изоляторов.

4.2.1 Подвесные изоляторы.

Подвесные изоляторы предназначены для крепления и изоляции проводов воздушных линий электропередачи, гибких шин открытых распределительных устройств подстанций, которые собираются в подвесные или натяжные гирлянды с определенным количеством изоляторов в зависимости от уровня напряжения.

4.2.3 Опорные изоляторы.

Опорные изоляторы служат для крепления и изоляции жестких шин распределительных устройств.

Они выбираются по следующим условиям с учетом их конструкции и места установки:

U_н U_р кВ.

кВ Н.

1149 Н.

где — номинальное напряжение изолятора, кВ; - рабочее напряжение распределительного устройства, кВ; F — сила, действующая нагрузка на изгиб изолятора, Н.

— Сила действующая на изолятор при коротком замыкании, Н Н.

5 662 208 Н.

4.2.4 Проходные изоляторы.

Проходные изоляторы применяются на подстанциях для соединения частей электроустановки, находящихся внутри и снаружи ячеек, для соединения наружных и внутренних частей электрических аппаратов, частей электроустановки, расположенных на открытом и в закрытом распределительных устройствах.

В зависимости от конструкции и места установки проходные изоляторы выбираются по следующим условиям:

— по номинальному напряжению.

U_н? U_р кВ.

220?220 кВ.

10?10 кВ.

— по номинальному току.

I_н? I_{р max} А.

400?146 А.

400?209 А.

— по допустимой нагрузке.

F? 0,6· F_разр. Н Так как проходные изоляторы воспринимают лишь половину усилия, приходящегося на длину пролета, то для них сила F, действующая на изолятор, определяется, Н.

Определяем наименьшее возможное сечение токоведущего стержня изолятора по режиму короткого замыкания, мм².

где q_н — сечение токоведущего стержня изолятора, мм².

4.3 Выбор быстродействующих выключателей постоянного тока.

Быстродействующие выключатели постоянного тока устанавливаются на тяговых подстанциях постоянного тока в распределительном устройстве 3.3 кВ и предназначены для защиты преобразовательных агрегатов и линий постоянного тока от коротких замыканий и перегрузок, которые могут привести к пережогу провода.

Условия выбора:

— по номинальному напряжению.

U_н? U_р кВ.

10?10 кВ.

— по номинальному длительному току.

I_н? I_{р max} А.

2000?1180 А.

— по наибольшему току отключения.

I_{н. откл}? К_т.э· I_к. кА.

35? 0,65· 13,19=7,9 кА Выбираем быстродействующий выключатель типа:

ВАБ — 49 — 3200/30 — Л — УХЛ4.

Технические данные Номинальный ток — 3200А;

Номинальное напряжение главной цепи — 3300В;

Наибольшее рабочее напряжение — 4100В;

Отключающая способность:

— два последовательно соединенных выключателя должны отключать аварийные токи в цепи с индуктивностью 3 — 11 мГн — 35 000А;

— Одиночный выключатель должен отключать аварийные токи в цепи с индуктивностью 5 — 15 мГн — 20 000А;

Пределы тока установки — 100 — 4000 или 2000 — 5000А;

Собственное время размыкания цепи при установке:

5000А — 0,005 с;

2000А — 0,006 с.

4.4 Выбор и проверка разъединителей.

Разъединители на электрической подстанции предназначены для создания видимого разрыва цепей и могут быть оборудованы одним или двумя стационарными заземляющими ножами.

Разъединители выбираются по следующим условиям:

— по конструкции.

— по номинальному напряжению U_н? U_р кВ.

220=220 кВ.

10=10 кВ.

— по номинальному току.

I_н? I_{р max} А.

1000? 146 А.

2000?1180 А.

Проверка выбранных разъединителей проводится по следующим условиям:

— по электродинамической стойкости.

i_пр.с? i_y кА.

68? 21,2 кА.

85? 30 кА.

— по термической стойкости.

I²_Т · t_Т? В_к кА²· с.

2187? 44,81 кА²· с.

4000? 565 кА²· с.

4.5 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока.

Измерительные трансформаторы тока предназначены для подключения измерительных приборов, токовых цепей счетчиков активной и реактивной энергии и устройств релейной защиты.

Условия выбора:

— по конструкции.

— по номинальному напряжению U_н? U_р кВ.

220=220 кВ.

10=10 кВ.

— по номинальному току первичной обмотки.

I_1н? I_р.max А.

500?146 А.

1500?1180 А.

Выбранные трансформаторы тока проверим по следующим условиям:

— по электродинамической стойкости где — первичный номинальный ток выбранного трансформатора тока; кА; К_Д — кратность электродинамической стойкости по паспорту трансформатора.

— по термической стойкости.

(500· 50)² ?565.

625· 10⁶ ?565.

где К_Т — кратность термической стойкости по паспорту трансформатора тока; t_Т — время прохождения тока термической стойкости, с; - первичный номинальный ток выбранного трансформатора тока, кА.

4.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения выбирают последующими условиям:

— в зависимости от конструкции и места установки;

— по номинальному напряжению.

кВ.

10=10 кА где — первичное напряжение трансформатора напряжения, кВ;

— напряжение на шинах распределительного устройства, к которым подключают первичную обмотку трансформатора, кВ.

— по классу точности.

Выбираем трансформатор напряжения.

ВА.

500 ВА.

где = 3S_н — номинальная мощность трансформатора в выбранном классе точности при использовании однофазных трансформаторов, соединенных в трехфазную группу звездой, ВА Мощность, потребляемая измерительными приборами и реле, подключенными к вторичной обмотке, ВА где — сумма активных и реактивных мощностей приборов и реле, подключаемых к наиболее загруженной фазе, которая определяется по расчетной схеме, Вт и вар соответственно.

Активная и реактивная мощности каждого прибора, изображенного на расчетной схеме и подключенного к вторичной обмотке измерительного трансформатора тока определяются:

Вт где — полная мощность, потребляемая прибором, ВА; - коэффициент мощности прибора;

— Расчет активной мощности для счетчиков активной энергии.

— Расчет активной мощности для счетчиков реактивной энергии.

— Расчет активной мощности для вольтметров.

— Расчет активной мощности для реле напряжения.

— Расчет реактивной мощности для счетчиков активной энергии.

— Расчет реактивной мощности для счетчиков реактивной энергии.

— Расчет реактивной мощности для вольтметров.

— Расчет реактивной мощности для реле напряжения Полная мощность, потребляемая от трансформатора напряжения.

4.7 Выбор оборудования для защиты от перенапряжений.

Перенапряжения делятся на две группы — коммутационные и грозовые.

Грозовые перенапряжения возникают как при прямом ударе молнии в объект, так и при грозовом разряде вблизи.

Защита электрических подстанций от прямых ударов молнии необходима, она осуществляется стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми на открытой части подстанции. От коммутационных и грозовых перенапряжений изоляции оборудования электрических подстанций защищается разрядниками и ограничителями перенапряжений.

4.7.1 Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений выбираются.

— в зависимости от вида защищаемого оборудования, который влияет на серию устанавливаемого разрядника или ограничителя перенапряжений в связи с тем, что разные виды оборудования имеют различные классы изоляции;

— в зависимости от рода тока;

— по номинальному напряжению.

U_н = U_р кВ.

220=220 кВ.

10=10 кВ где U_н — номинальное напряжение разрядника или ограничителя перенапряжений, кВ; U_р — рабочее напряжение на шинах распределительного устройства, кВ.

4.7.2 Защита электрических подстанций от прямых ударов молнии.

Прямым ударом молнии подвергаются открытое распределительное устройство подстанции и подходы к ней. Для защиты применяют молниеотводы. Защита открытых распределительных устройств электрических подстанций с напряжением 110 кВ и выше производится отдельно стоящими молниеотводами.

Допускается также установка стержневых молниеотводов на конструкциях открытых частей электрических подстанций, которые присоединены к общему заземляющему контуру.

Пространство, защищаемое одиночным стержневым молниеотводом, представляет собой конус с сечением в горизонтальных плоскостях в виде круга, радиус которого на высоте Н_х определяется по формуле:

где К — поправочный коэффициент, принимаемый равным 1 для молниеотводов высотой до 30 м; для молниеотводов высотой свыше 30 м.

5. Требования ПУЭ к сооружению тяговых и трансформаторных подстанций.

5.1 Тяговые подстанции должны располагаться, как правило, на железнодорожных станциях.

Площадки для строительства тяговых подстанций должны выбираться комиссией, организуемой приказом начальника железной дороги, с учетом:

— наличия территории на станции с минимальным сносом строений;

— удобного примыкания подъездных железнодорожных и автомобильных путей;

— наличия необходимых разрывов от нефте-, газои продуктопроводов;

— стоимости потерь, связанных с занятием земель под площадку;

— использования рельефа местности в целях сокращения объема работ по освоению территории, возможности организации водоотвода, и сооружения подъездного пути;

— характеристики грунта для уменьшения трудоемкости работ по сооружению фундаментов и устройству контура заземления;

— возможности заходов и выходов линий электропередачи всех напряжений;

— дальнейшего расширения подстанций;

— размещения на одной строительной площадке зданий тяговой подстанции, дежурного пункта района контактной сети и т. п.;

— использования существующих устройств (жилых зданий, коммуникаций) для создания наилучших культурно-бытовых и производственных условий в период строительства и эксплуатации;

— экологических факторов.

Минимально допустимые расстояния от границ территории подстанции с высшим напряжением 110 — 220 кВ до оси трубопровода следует принимать по СНиП 2.05.06−85 Магистральные трубопроводы.

Участок жилой застройки для обслуживающего персонала подстанции следует выбирать в непосредственной близости к подстанции, вне зоны прохождения высоковольтных линий электропередачи, при этом интенсивность шума, производимого трансформаторами подстанции, не должна превышать установленных санитарных норм.

К подстанции следует предусматривать автодорожный подъезд и подъездной путь, примыкающий к станционным путям, разветвляющийся у входа на территорию вновь строящихся подстанций на два тупиковых пути.

В случае невозможности осуществить примыкание железнодорожного пути, допускается по согласованию с МПС России строительство подстанций с сооружением только автодорожного подъезда, но с твердым покрытием.

На подстанциях слабонагруженных линий допускается не сооружать подъездной путь при возможности использования для монтажа и ремонта оборудования подстанции взамен него погрузочно-выгрузочных, соединительных путей станции.

Территория подстанции должна быть спланирована с обеспечением отвода атмосферных и талых вод; в необходимых случаях, предусматриваются специальные водостоки.

На спланированной территории следует предусматривать грунтовые, улучшенные щебнем проезды шириной не менее 3,5 м для возможности проезда автомобилей и автокранов к основному высоковольтному оборудованию без снятия напряжения в соседних ячейках и других распределительных устройствах.

При расположении подстанции на косогоре допускается размещение оборудования открытой части подстанции на разных уровнях (террасами) с разностью высот смежных террас, как правило, не более 1,5 м.

Территория тяговой подстанции должна иметь сплошное ограждение высотой 2,0 м с доведением в населенных пунктах высоты до 2,5 м посредством насадки из стальной проволоки. В ограждении должны быть предусмотрены сплошные металлические ворота и калитки, конструкция которых не должна позволять свободно их преодолевать.

Ворота и калитки должны закрываться на внутренний замок; калитка должна иметь дистанционное отпирание и переговорное устройство для осуществления связи с дежурным персоналом.

Входные наружные двери зданий подстанций и всех закрытых распределительных устройств (РУ) следует выполнять оборудованными внутренними замками. Окна и воздухозаборные отверстия должны быть оборудованы решетками.

Конструкции ввода и вывода кабелей, водопровода и канализации на территорию подстанции должны исключать проникновение на нее посторонних лиц.

На сильнозаносимых участках, где количество снега, приносимого за зиму, составляет более 400 куб. м на 1 м пути, открытые участки подстанции должны иметь защиту от снежных заносов. Средства и способы защиты предусматриваются в зависимости от степени снегозаносимости.

На тяговых подстанциях, имеющих железнодорожный подъездной путь, следует предусматривать возможность установки и подключения резервных передвижных средств (подстанций, трансформаторов, компенсирующих устройств).

В обоснованных случаях допускается подключение передвижных резервных средств вне территории стационарной подстанции.

На тяговых подстанциях, не имеющих железнодорожного подъездного пути, следует предусматривать емкости для хранения трансформаторного масла — одну на полный объем наибольшего трансформатора (чистое масло), вторую — на 5 куб. м для слива масла с последующей регенерацией. Стационарные насосы для перекачки масла, как правило, могут не предусматриваться.

Состав и размеры помещений тяговых подстанций следует определять в зависимости от типа подстанций и метода ее обслуживания.

Отопление и вентиляция помещений подстанции проектируются в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, СНиП на проектирование отопления и кондиционирования воздуха (производственные помещения) и СНиП на проектирование вспомогательных зданий и помещений промышленных предприятий (вспомогательные и служебные помещения).

В помещениях подстанции, в отдельно стоящих зданиях с распределительными устройствами 6,10 кВ должна автоматически поддерживаться температура воздуха рабочей зоны не менее 5 °C с возможностью доведения ее до 17 °C во время присутствия ремонтного персонала и до 18 °C — при постоянном дежурном персонале.

В аккумуляторных помещениях температура должна быть не менее 10 °C.

Взрыва и пожароопасные помещения тяговой подстанции должны выполняться в соответствии с СНиП Противопожарные нормы, СНиП Производственные здания.

В зданиях тяговых подстанций внутренний противопожарный водопровод предусматривать не следует.

При отсутствии в местах расположения тяговой подстанции систем централизованного водоснабжения допускается не предусматривать устройства наружного пожаротушения зданий, сооружений и оборудования, независимо от напряжения и единичной мощности трансформаторов.

При расстоянии от тяговых подстанций до систем централизованного водоснабжения менее 500 м наружное пожаротушение зданий, сооружений и оборудования тяговых подстанций с трансформаторами единичной мощностью 63 МВА и более следует предусматривать из этих систем или из емкостей (резервуаров, водоемов), пополняющихся из водопровода.

Расчетный пожарный расход воды должен приниматься наибольший из необходимых для тушения пожара зданий тяговых подстанций или масляных трансформаторов.

На тяговых подстанциях для каждой единицы маслонаполненного оборудования с массой трансформаторного масла более 1 т должны предусматриваться система стока масла и резервуар, не допускающие растекания и проникновения масла в почву.

Электрическое освещение тяговых подстанций выполняется в соответствии с требованиями СНиП на проектирование естественного и искусственного освещения и Отраслевыми нормами искусственного освещения объектов железнодорожного транспорта.

Наружные прожекторы устанавливаются на прожекторных мачтах или на здании подстанции.

Здания тяговых подстанций должны быть оборудованы автоматической охранной и пожарной сигнализацией с передачей сигналов в щитовое помещение, в квартиру дежурного (при дежурстве на дому), энергодиспетчеру и в пожарную часть (при наличии ее на станции).

На подстанциях без постоянного дежурного персонала охранной сигнализацией должны быть также оборудованы:

— въездные ворота и калитки;

— входные наружные двери первого и других этажей;

— оконные проемы и форточки первого этажа здания, закрытых распределительных устройств, насосных станций, компрессорных, аккумуляторных, складских помещений.

5.2 Трансформаторные подстанции.

Подстанции 10/0,4 кВ должны размещаться: в центре электрических нагрузок; в непосредственной близости от подъездной дороги с учетом обеспечения удобных подходов воздушных и кабельных линий; на незатопляемых местах и, как правило, на местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов.

Электроснабжение бытовых и производственных потребителей рекомендуется предусматривать от разных подстанций или их секций.

Подстанции с воздушными вводами не рекомендуется размещать вблизи школ, детских и спортивных сооружений.

Схемы подстанций выбираются на основании схем развития электрических сетей 35…110 кВ областей и технико-экономических расчетов расширения, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей напряжением 10 кВ районов электрических сетей и уточняются в рабочих проектах электроснабжения реальных объектов.

Выбор схем присоединения подстанций 10/0,4 кВ к источникам питания производится на основании экономического сравнения вариантов в зависимости от категории электроприемников по надежности электроснабжения в соответствии с «Методическими указаниями по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей «.

Подстанции 10/0,4 кВ, питающие потребителей второй категории с расчетной нагрузкой 120 кВт и более должны иметь двухсторонне питание. Допускается присоединение подстанции 10/0,4 кВ, питающей потребителей второй категории с расчетной нагрузкой менее 120 кВт, ответвлением от магистрали 10 кВ, секционированной в месте ответвления с обеих сторон разъединителями, если длина ответвления не превышает 0,5 км Подстанции 10/0,4 кВ, как правило, должны проектироваться однотрансформаторными. Двухтрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ должны проектироваться для питания потребителей первой категории и потребителей второй категории, не допускающих перерыва в электроснабжении более 0,5 часа, а также потребителей второй категории при расчетной нагрузке 250 кВт и более.

Устройствами автоматического включения резервного питания на шинах 10 кВ рекомендуется оборудовать двухтрансформаторные подстанции при совокупности следующих обязательных условий: наличие электроприемников I и II категории; присоединение к двум независимым источникам питания; если одновременно с отключением одной из двух питающих линий 10 кВ одновременно теряет электроснабжение один силовой трансформатор. При этом электроприемники I категории должны дополнительно обеспечиваться устройствами автоматического резервирования непосредственно на вводе 0,38 кВ электроприемников.

Подстанции 10/0,4 кВ закрытого типа следует применять: при сооружении опорных трансформаторных подстанций, к распределительным устройствам 10 кВ которых присоединяются более двух линий 10 кВ; для электроснабжения потребителей первой категории при суммарной расчетной нагрузке 200 кВт и более; в условиях стесненной застройки поселков; в районах с холодным климатом при температуре воздуха ниже 40 °C; в районах с загрязненной атмосферой III степени и выше; в районах со снежным покровом более 2 м. Подстанции 10/0,4 кВ следует применять, как правило, с воздушными вводами линий 10 кВ. Кабельные вводы линий должны применяться: в кабельных сетях; при сооружении подстанций, имеющих только кабельные вводы линий; при условиях, когда прохождение ВЛ на подходах к подстанции невозможно и в других случаях, где это технико-экономически обосновано.

Трансформаторы 10/0,4 кВ, как правило, используются с переключением ответвлений без возбуждения (ПБВ) для регулирования напряжения.

Для питания коммунально-бытовых сельскохозяйственных потребителей, трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью до 160 кВА включительно следует применять со схемой обмоток «звезда-зигзаг» с выведенной нейтралью обмотки 0,4 кВ.

II. Графическая часть.

В данной части курсового проекта, выполнена однолинейная схема тяговой подстанции постоянного тока. На схеме указаны электрические оборудования подстанции, выбранные по расчётам курсового проекта:

— токоведущие части (провода и шины);

— изоляторы;

— выключатели;

— разъединители:

— измерительные трансформаторы тока;

— измерительные трансформаторы напряжения;

— аппараты защиты от перенапряжений.

Показаны так же потребители, питающиеся от распределительных устройств и защитные оборудования на их фидерах.

III. Технологическая часть.

Коммутационное оборудование тяговой подстанции.

Коммутационное устройство — прибор, предназначенный для включения или отключения тока в одной или нескольких электрических цепях. Коммутационное устройство может выполнять одну или обе операции.

Виды и классификация коммутационных устройств:

Механическое коммутационное устройство — коммутационное устройство, предназначенное для замыкания и размыкания одной или нескольких цепей с помощью размыкаемых контактов. Любое механическое коммутационное устройство можно характеризовать в зависимости от среды, в которой размыкаются и замыкаются его контакты, например воздушной, SFG, масляной. Полупроводниковое коммутационное устройство — коммутационное устройство, созданное для включения и/или отключения тока в электрической цепи в результате воздействия на регулируемую проводимость полупроводника. Полупроводниковый коммутационный прибор рассчитан также на отключение тока.