Тяговые подстанции. 2
Содержание
Исходные данные 2
Расчётно-текстовая и графическая часть 3
- Структурная схема тяговой подстанции 3
- Однолинейная схема подстанции 4
- Выбор оборудования заданного РУ 6
- Выбор трансформаторов собственных нужд 6
- Выбор трансформаторов нетяговых районных потребителей 6
- Расчёт токов к.з. для шин РУ - 11 кВ 6
- Расчёт несимметричных токов к.з 8
- Проверка высоковольтного выключателя типа ВВСТ - ЗАН - 5 8
- Проверка на термическую стойкость 9
- Проверка на электродинамическую стойкость 9
- Проверка выключателя на отключающую способность 9
4. Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры 10
Определение рабочих токов 10
Выбор разъединителей 11
Выбор измерительных трансформаторов 12
Выбор вентильных разрядников 12
Выбор выключателей 12
- Выбор аккумуляторной батареи 14
- Расчет заземляющего устройства 16
7. Экономическая часть проекта 17
Список используемой литературы 18
Исходные данные
Рисунок 1 Схема присоединения тяговых подстанций к системе внешнего электроснабжения
Род тока тяговой подстанции Переменный системы
2x25 кВ
Представление
сопротивлений при расчёте
единицах
Тип тяговой подстанции и ее номер на рисунке Мощность К.З. на вводах опорных подстанций №1 и №5, связывающих их с энергосистемой
Тип, мощность и напряжение понижающих трансформаторов РУ, аппаратуру которого следует выбрать и проверить Число фидеров, питающих контактную сеть Число фидеров районных потребителей Напряжение районных потребителей
Максимальная мощность, передаваемая по одному фидеру Количество энергии, отпускаемое за год на тягу поездов и районным потребителям
Время действия релейных защит 1з На вводах 110 кВ На вводах 35 кВ На вводах 2х27,5 кВ На вводах 10 кВ На фидерах 35, 10 ,2х27,5 кВ
Данные для выбора аккумуляторной батареи напряжением 220 В. Ток длительной нагрузки Ток аварийной нагрузки
Данные
для расчета заземляющего устройства
Площадь территории тяговой подстанции
Удельное сопротивление земли
Опорная №5 Бкз1 = 1100 МВА Бкз2 = 1300 МВА ОРНДЖ 16000/110
НН
5
4
10 кВ
Зфшах = 400 кВА 110x106 кВт-ч
1,6 с 1 с
0,9 с 0,8 с
0,5 с
32 А 22 А
S=12000 м2 р=135 Ом-м 0,4 Ом-м
Нейтрали понижающих трансформаторов заземлены за исключением подстанции № 3
РАСЧЕТНО-ТЕКСТОВАЯ И ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
Цель и задачи куркового проекта
Цель КП - разработка проекта тяговой подстанции ЭЖД. Задачи КП:
- составление структурной схемы заданной п/ст;
- составление однолинейной схемы ПСТ;
- выбор оборудования заданного РУ тяговой подстанции;
- расчёт токов к.з.;
- проверка выбранного оборудования по токам к.з. на термическую динамическую стойкость;
- составить схему заземляющего устройства заданной ПСТ и рассчитать сопротивление ЗУ;
- произвести расчёт аккумуляторной батареи;
- экономический расчёт.
1. Структурная схема тяговой подстанции.
Опорная тяговая подстанция (рис. 2) переменного тока системы 2x25 кВ как, правило, состоит из распределительных устройств (РУ) 110 кВ, 2x27.5 кВ, сторонних потребителей и СЦБ (сигнализация, централизация, блокировка и автоматика).
Вл 110 кВ(6) '
GO |
//, | ||
CL |
/// » | ||
РУ СЦБ | |||
Г | |||
Вл СЦБ 10 кВ(2)
РУ 110 кВ
отсос Фидера к/с(5) Питающий
провод (4)
Рисунок 2 Структурная схема тяговой подстанции.
Заданная опорная тяговая подстанция переменного тока системы 2x25 кВ получает питание от системы электроснабжения и передаёт нагрузку на другие подстанции, в результате чего на РУ 110 кВ приходит шесть линий Вл 110 кВ. Присоединение тяговых подстанций к электрической сети должно быть осуществлено таким образом, чтобы обеспечить бесперебойное питание этих подстанций при нормальном и аварийном режимах работы. Для этого тяговые подстанции имеют двустороннее питание. Данная подстанция переменного тока питается от энергосистемы 110 кВ и является опорной. С помощью двух тяговых однофазных трансформаторов и одного резервного тягового однофазного трансформатора питание поступает в РУ 2x27.5 кВ, откуда происходит питание контактной сети, линии ДПР, питание трансформаторов сторонних потребителей и трансформаторов собственных нужд. РУ СЦБ имеет резервное питание от РУ 11 кВ. На основании структурной схемы опорной подстанции, чертим однолинейную схему заданной подстанции (рис. 3).
2. Однолинейная схема подстанции
+ * отВлИОкВ * * *
VI \ VJ V Л V V \
V--, \—. v—. v—. v—. \~-~. \--~ \-
Обходная ...система
РУ
110кВ
1 Г
Рисунок 3 Однолинейная схема опорной тяговой подстанции системы питания 2^25 кВ
РУ -110 кВ
Опорная тяговая подстанция имеет два ввода от системы электроснабжения и четыре ввода на смежные подстанции (см. рис. 3). Распределительное устройство имеет тройные две секции шин для нормального режима и обходную систему шин для аварийного или ремонтного режима, состоит из 10 трёхфазных элегазовых выключателей 23 трёхфазных разъединителя с заземляющими ножами, девять трёхфазных разъединителя, 120 трансформаторов тока, девять разрядников и девять трансформаторов напряжения. Подключение однофазных трансформаторов Т1 и Т2 осуществляется двухфазными разъединителями с заземляющими ножами, четыре однофазных элегазовых выключателя подключены к 16 трансформаторов тока, имеются четыре разрядника.
Через перемычку возможно подключение резервного трансформатора Т3 для замены одного из трансформатора Т1 или Т2. РУ -2*27,5 кВ.
Распределительное устройство 2х27,5 кВ имеет одинарную секционированную двумя парами последовательно соединённых разъединителей систему сборных шин. Вводы в РУ осуществляются от рабочих трансформаторов на первую и вторую секции. Первый ввод от рабочего трансформатора подключён, на шины К1, П1, от которых осуществляется питание контактного и питающего проводов слева от подстанции, второй - на шины К2, П2 для питания контактного и питающего проводов справа от подстанции. Ввод от резервного трансформатора подключается к промежуточным шинам 2x27,5 кВ, от которых через разъединители и выключатели питание может быть подано на первую или вторую секцию. Питание тяги осуществляется по фидерам, через выключатели и разъединители или от запасной шины через обводные разъединители. Для вывода в ремонт фидерных выключателей без перерыва питания тяги предусмотрен запасной выключатель с разъединителями постоянно включен и отключается только при ремонте запасного выключателя.
Линии ДПР1 (два провода - рельс) присоединяются к шинам К1, П2 через выключатели шинные разъединители с заземляющими ножами и линейные разъединители заземляющими ножами. Другая линия ДПР2 подключена ко второй секции сборных шин к К2 и П1, также имеется двойной вакуумный выключатель, шинные и линейные разъединители с заземляющими ножами. Для контроля напряжения на секциях сборных шин, питания приборов учета энергии и защиты, между шинной секции и КЗП включаются трансформаторы напряжения TV3 - TV10. Через общие с ними разъединители к шинам подключаются разрядники FV7 - FV10, FV15 - FV18, которые защищают изоляцию РУ от атмосферных и коммутационных перенапряжений.
Питание ТСН1 и ТСП1 осуществляется от первой секции шины К1, П2, питание ТСН2 и ТСП2 осуществляется от второй секции шины К2, П1. РУ - 11 кВ.
Питание РУ - 11 кВ осуществляется через понижающие трансформаторы ТСП1 или ТСП2 от шин РУ 2x27,5 кВ и от контура заземления подстанции.
3. Выбор оборудования заданного РУ. 3.1. Выбор трансформаторов собственных нужд
На тяговых подстанция устанавливаются два трансформатора собственных нужд (СН) со вторичным напряжением 380/220 В. Для заданной подстанции трансформатор СН подключен к шинам К1, П2, резервный К2, П1 в РУ 2x27,5 кВ. При определении мощности ТСН необходимо узнать мощность собственных нужд подстанции по выражению ([1], 2.1)
sch := ксн' птп' Sumn + Sa6 + smx - Snod
0,005 - коэффициент собственных нужд; пнтп = 2 - число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции; Smn = 16000 кВА - номинальная мощность понижающего трансформатора Saб = 60 кВА - мощность устройств автоблокировки; S мх = 20 кВА- мощность передвижной базы масляного хозяйства;
= 250 кВА - мощность трансформатора подогрева ( при использовании элегазовых выключателей подогрев не нужен, следовательно его учитывать не будем). Son = 0,005*2*16000 + 60 + 20 =240 кВА По ([3], т. 19.22 стр.63) выбираем ближайший по мощности и напряжению ТСН типа ТМ -250/10. Его электрическая характеристика приведена ниже:
Номинальная мощность 250 кВ-А
Напряжение обмоток ВН 10 кВ
НН 0,4 кВ
Потери Рхх. 0,945 кВт
Рк.з. 3,7кВт
Напряжение UK3. 4,5 %
Ток 1к.з. 2,3 %
3.2. Выбор трансформаторов нетяговых районных потребителей.
Необходимая мощность для питания нетяговых потребителей определяется суммированием мощностей всех нетяговых потребителей подстанции:
Spao.max = Nф■Sф.maxл■Кр; Где Кф = 4 - количество фидеров районных потребителей 10 кВ.
Sф.max = 400 кВА - максимальная мощность фидеров районных потребителей;
Кр = 0,95- коэфициент, учитывающий разновремённость появления наибольших нагрузок на стороне 11 кВ.
Sрас.max
=4-400 0,95 = 1520 кВА Примем для питания
районных потребителей ТНМ-
3.3. Расчёт токов к.з. для шин РУ - 11 кВ.
По заданию необходимо выбрать и проверить РУ низкого напряжения, то есть РУ 11 кВ. Расчёт произведём в относительных единицах. Для того чтобы проверить выбранное оборудование необходимо рассчитать токи к.з. Расчет токов к.з. выполняем в следующей последовательности:
По расчетной схеме к.з. составляем электрическую схему замещения одной фазы (рис. 4) Вычисляем относительные сопротивления элементов цепи к.з., указанные на схеме замещения. Постепенно преобразуя схему замещения, приводим ее к наиболее простому виду, так чтобы источник питания был связан с точкой к.з. одним результирующим сопротивлением
S = oo
Х*1
РУ-110 кВ
—»
Х*бТ РУ-2х27,5 кВ^
I
Х*бТ
Х*бТС РУ-11 кВ
Рисунок 4 Схема замещения для расчета токов короткого замыкания
S6 = 100 МВА - Примем базисную мощность; U6 = 10.5 кВ - базисное напряжение в месте к.з.; Ucp = 115 кВ - среднее напряжение ЛЭП;
Сопротивление линий электроснабжений до опорных подстанций:
S г
у б
Л *S1 ~
у б
где
^КЗ1 КЗ 2
Sk31 = 1100 МВА - мощность короткого замыкания на вводах опорной подстанции №1; Sk32 = 1300 МВА - мощность короткого замыкания на вводах опорной подстанции №5.
Х„, = Ж = 0.091 X„ = = 0.077
" *S1
1100 *S2 1300
Определим
сопротивление ЛЭП между
U
л*б1~ 2 L
S6_
2
СР
где
у =
• 0.4 -
L1s L4 и L2, L3 - расстояние между подстанциями 80 и 70 км соответственно; xL = 0.4 Ом/км - индуктивное сопротивление ЛЭП 110 кВ. 80 + 80 + 70 + 70 „ , 100
0.454
2 1152
Относительные
базисные сопротивления обмоток
трансформаторов тяговых и
У =
у = U КС
*бТС ~
100 SHT OJL 100 SHC
где
Uk = 10.5% - напряжение короткого замыкания ОРДНЖ 16000/110 ([3], табл. 19.14); Sht = 16 МВА - номинальная мощность тягового трансформатора;
UKc! = 6,5% - напряжение короткого замыкания трансформатора сторонних потребителей ТНМ-1600/35 ([3], табл. 19.20
у=
у=
*бГС
0.656
4.063
100 16
SHci =
1.6 МВА - номинальная
мощность трансформатора сторонних потребителей.
10.5 100 „
6.5 100
100 1.6
Х*в1
Х*б1
Х*бТ
Х*в2
РУ-110 кВ
Х*бТ РУ-2х27,5 кВ
Х*бТС
^ [ РУ-11 кВ
б
Х*б2
РУ-110 кВ
Х*б3
РУ-2х27,5 кВ
Х*бТС РУ-11 кВ
1
в
Х*б1
РУ-11 кВ
а
Рисунок 5 Схема замещения до места к.з., упрощённая.
X=
Определим суммарное сопротивление ЛЭП 110 кВ (рис.5 а):
+ XJ Xs 2 v (0.454 + 0.091) • 0.077
X =.
^ *б 2
+ Xs 1 + Xs2 0.454 + 0.091 + 0.077
Параллельная
работа двух трансформаторов будет
определена как (рис.5 а):
0.067
X =
X2
2 • X
*бТ
X
*бТ
2
X *б 3 = 0656 = 0.328
*б3 2
Суммарное базисное сопротивление до места к.з. (рис.5 б):
X*62 = X*6 2 + X*6 3 + X66tc X*ffi = 0.067 + 0.328 + 4.063 = 4.458
Найдём ток короткого замыкания на шинах РУ 11 кВ (рис.5 в)
I
X*6L V3 -U б X
б *б1
I(3) =
1
ту
S б
I(3) =
±
К
100
V3
10.5 • 4.458
= 1.233 кА = 1233 А
/' = 2.55• 1233= 3144 A
Определим ударный ток
\у= 2.55 ^ lK (3 у
3.4. Расчёт несимметричных токов к.з.
Для РУ 11 кВ однофазное замыкание на землю согласно ПУЭ является ненормальным режимом и время работы ограничено двумя часами. Короткое замыкание двух фаз
I
1
k
2 • X
*б1
100
I б =
I б =
V3 • и б
5.499
5.499А
(2)
Ik =
л/3 10.5
0.617 кА
2 • 4.458
3.5.
Проверка высоковольтного
Технические характеристики
ВВСТ - ЗАН - 5:
Номинальное напряжение, ином 10 кВ;
Номинальный ток, 1ном 800 А;
Номинальный ток отключения, 1о.ном 13.1 кА;
Наибольший пик тока к. з., 1д 32.8 кА;
Время протекания тока к. з., 1н. 3 с;
Время отключения, to 0.08 с;
Время горения дуги 0.015 с;
Ресурс, циклов В - 1;п - О 60 000;
Ресурс по коммутационной стойкости 25.
3.6. Проверка на термическую стойкость.
Проверка высоковольтного выключателя на термическую стойкость производится по условию (1, 2.25):
Вк > Вн;
Где Вк - расчётное значение теплового импульса;
Вн - нормируемое значение теплового импульса. Определение расчётного значения теплового импульса по формуле (1, 2.27):
Вк = 12по'@откл + Та)
Где 1по = 1к = 13.1 кА - начальное значение периодической составляющей;
Та = 0.05 с- постоянная времени апериодической составляющей тока к.з.
to-пш = t3 + tn - время, в течение которого проходит ток к.з.; Где t3 = 0,8 с- время действия защиты рассматриваемой цепи, ввод 11 кВ (1, т. 1.4);
t,, = 0,095 с- полное время отключения выключателя до погасания дуги. Для ввода 11 кВ:
Вк = 13.12(0.8 + 0.095 +0.05) = 308.9 кАч Определение номинального значения теплового импульса по формуле (1, 2,26):
Вк = lH2-tH
Где to = toткл т.к. по условию tomtui<tmep Для ввода 11 кВ:
Вн = 13.12-3 = 514.8кА2 ч Проверка условия Вк < Вн ; 308.9 < 514.8 условие выполняется.
3.7. Проверка на электродинамическую стойкость.
Проверка высоковольтного выключателя на электродинамическую стойкость производится по
условию (1,(2,23)):
/у < /дин.
Где /У = 7,27 кА - расчётное значение ударного тока;
/дин = 32.8 кА- каталожное значение динамического тока короткого;
7.27кА<32.8 кА Проверка выключателя на включающую способность.
Проверка на включающую способность по условию включения эффективного номинального
тока (1,(2,35)).
1к < 1нвкл,
Где 1к = 2,852 кА- расчётное значение тока короткого замыкания;
1нвкл
= 13.1 кА- каталожное значение
2,852кА<13.1 кА.
Проверка на включающую способность по условию включения амплитудного номинального
тока (1,(2,35)):
1у <1/нвкл,
Где 1у = 7.27 кА- расчетное значение ударного тока короткого замыкания (1у = 7,27кА).
1нвкл
= 13.1 кА - каталожное значение
3.8. Проверка выключателя на отключающую способность.
Проверка
на отключающую способность
тока(1,(2,32)):
1к < 1н откл
Где 1к = 2.852 кА - расчётное значение тока короткого замыкания;
1н откл = 13.1 кА - каталожное значение номинального тока отключения выключателя. 2,852кА < 13.1 кА
4. Выбор токоведущих
частей и электрической
Токоведущие части и электрические аппараты выбираются по номинальным условиям длительного режима работы, а затем проверяются по аварийному кратковременному режиму. При выборе электрической аппаратуре учитывается род установки, габариты, масса, удобство размещения и эксплуатации. Общие условия выбора аппаратуры по длительному режиму заключается в сравнении рабочего напряжения и максимального рабочего тока с его номинальным напряжением и током.
4.1. Определение рабочих токов
Определение 1ртах для опорной подстанции определяется по выражению (1, 2.8).
. = кпер' крн 1' (птп' ^нтп + ^транз)
pmax'= 4~зин
где Кпер = 1,5 - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;
птп = 2 - число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции;
Smn =16000 кВА- номинальная мощность понижающего трансформатора;
Крн1 = 0,6 - коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения;
^транз := птп' sh.o + птп' SH.mp + птп' ^н.туп
Где Sm), Smp, Sнтуп - номинальные мощности понижающих трансформаторов отпаечной, транзитной и тупиковой подстанции соответственно (16000 кВА);
Ui = 110 кВ - номинальное напряжение.
8транз = 3 • 2 • 16000= 96000 • кВА
. _ 1.50.6 • (2 16000 + 96000) А
'p.max ~ г- ммп - 605^А
н \f3110
Максимальный рабочий ток понижающих трансформаторов определяется по формуле (2.9).
K ^ S
Для трансформатора ОРДНЖ - 16000 / 110 -76У1 На стороне 110 кВ:
_ 1.516000 A
н yj3110
- 1516000 = 252A у/355
Для трансформатора ТМН - 1600/35
_1.51600 A
p-maX~ Г327.5 ~ 50 A
На стороне 55 кВ:
'p.max ~
На стороне 11 кВ: 'p.max ~
- 151600 = 126 A
\[3и
Максимальный рабочий ток для сборных шин НН понижающих трансформаторов для сборных шин 55 кВ
_ крн2 птп ^нтп
pmax= 43uH
Где Ui = 55 кВ - номинальное напряжение;
Крн2 = 0,5 - коэффициент неравномерности распределения нагрузки по шинам вторичного напряжения.
Максимальный рабочий ток фидера контактной сети подстанции переменного тока 55 кВ:
lp.max
05 2 • 16000 ^355
= 168 • A
Для сборных шин 11 кВ:
Максимальный рабочий ток не тяговых потребителей определяется по формуле (1, 11).
lp.max
~
кпр $фмах 1.3 400 у[3ин
у[3и
= 27.3 • A
Где 1пр = 1,3 - коэффициент перспективы развития потребителей;
S ф мах = 400 кВА - максимальная мощность одного фидера не тяговых потребителей. Таким образом, с учетом приведенных рекомендаций и исходных данных мы определили максимальные рабочие токи подстанции. По этим значениям мы выбираем коммутационные аппараты трансформаторы напряжения, токоведущие части и изоляторы, разрядники заданного РУ тяговой подстанции.
4.2. Выбор разъединителей
Разъединители предназначены для включения и отключения под напряжением участков электрической цепи при отсутствии в них токов нагрузки.
Разъединителями
допускается включать и отключать
ток холостого хода трансформаторов
и разрядный ток линий, токи нагрузки
трансформаторов небольшой
Номинальный ток разъединителя, указываемый на его щитке ток, при котором разъединитель предназначен для длительной работы.
Устойчивость разъединителя при сквозных токах - его способность выдерживать во включенном положении воздействие тока короткого замыкания.
Сквозной предельный ток разъединителя - наибольший начальный ток КЗ , который разъединитель выдерживает во включенном положении без повреждений, препятствующих его исправной дальнейшей работе.
Амплитуда
сквозного предельного тока - амплитудное
значение первого наибольшего
Начальное эффективное значение периодической составляющей сквозного предельного тока 1псс - среднеквадратичное значение этой составляющей за первый период с момента возникновения тока КЗ.
Предельный ток термической устойчивости разъединителя 1пт - наибольшее среднеквадратичное значение тока КЗ за промежуток tar , выдерживаемое разъединителем без повреждений, препятствующих его дальнейшей исправной работе.
Технические данные выбранных разъединителей приведены в таб.1 Разъединители фидеров контактной сети выбираем согласно методическим указаниям при максимальном рабочем токе фидера 400А.
Разъединители фидеров ДПР выбираем однотипным контактной сети
Название оборудования |
Тип оборудования |
Номинальное напряжение, кВ |
Наибольшее рабочее напряжение, кВ |
Номинальный ток, А |
Амплитуда предельно сквозного тока КЗ, кА |
Наибольший
ток термической устойчивости, |
Время прохождения ТТУ главных ножей, сек. |
Время прохождения ТТУ заземляющих ножей , сек. |
Масса без привода кг. |
1 2 3456789 10 | |||||||||
Разъединитель вводной (1рмах —2.52. А) |
РНД(З)-110/2000 |
110 |
126 |
2000 |
100 |
40 |
3 |
2 |
220 |
Разъединитель вводной (1рмах —252 А) |
РНД(З)-110/2000 |
110 |
126 |
2000 |
100 |
40 |
3 |
2 |
220 |
Таблица 1 Параметры разъединителей.
4.3. Выбор измерительных трансформаторов.
Трансформаторы тока предназначены для измерения тока, питания цепей релейной защиты, а также для изоляции измерительных приборов, реле и обслуживающего персонала от высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения предназначены для питания напряжением 100 В измерительных приборов, и цепей защиты, автоматики и сигнализации. В цепях защитных устройств применяются трансформаторы напряжения с дополнительной вторичной обмоткой.
Технические данные трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, выбранных в результате расчета приведены в таб .2
Таблица 2 Параметры трансформаторов напряжения.
Наименование оборудования |
Тип оборудования |
Номинальное напряжение кВ |
Номинальный первичный ток А |
Ток термической устойчивости кА |
динамической устойчивости |
,к о т й ы ч и р о т В |
Трансформатор напряжения |
НКФ - 110 -57 |
110 |
||||
Трансформатор тока вводных шин |
ТФНД -110М |
110 |
800 |
60 |
75 |
5 |
Типы трансформаторов и токи взяты из «Справочника по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования».
4.4. Выбор вентильных разрядников
Вентильные
разрядники предназначены для защиты
от перенапряжения изоляции электрооборудования
и линий электропередачи
Вентильный разрядник - разрядник состоящий из однократного или многократного искрового промежутка, включенного последовательно с рабочим сопротивлением, имеющую нейтральную вольт - амперную характеристику. Разрядники комплектуются регистратором срабатывания.
Технические
данные выбранных разрядников
Таблица 3 Параметры разрядников
Наименование оборудования |
Тип оборудования |
Номинальное напряжение кВ |
Напряжение гашения кВ |
Пробивное напряжени е кВ |
Разрядник |
РВТ-110 |
110 |
100 |
150 - 175 |
4.5. Выбор выключателей
Выбор токоведущих частей. для вводов подстанции и перемычки между вводами
АС - 400/22 1доп = 830 А для подключения понижающих трансформаторов