Тпст_5к

Исходные данные

2

РАСЧЁТНО-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 2×25 кВ как, правило, состоит из распределительных устройств (РУ) 110 кВ, 2×27.5 кВ, сторонних потребителей и СЦБ (сигнализация, централизация, блокировка и автоматика).

Рисунок 2 Структурная схема тяговой подстанции.

Заданная опорная тяговая подстанция переменного тока системы 2×25 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 2×27.5 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).

3

2. Однолинейная схема подстанции

Рисунок 3 Однолинейная схема опорной тяговой подстанции системы питания 2×25 кВ

4

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 2×27,5 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 2×27,5 кВ и от контура заземления подстанции.

5

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 2×27,5 кВ. При определении мощности ТСН необходимо узнать мощность собственных нужд подстанции по выражению ([1], 2.1)

Sсн := ксн nтп Sитп + Sаб + Sмх − Sпод

где kсн = 0,005 - коэффициент собственных нужд;

nнтп = 2 - число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции; Sнтп = 16000 кВА - номинальная мощность понижающего трансформатора Saб = 60 кВА - мощность устройств автоблокировки;

Sмх = 20 кВАмощность передвижной базы масляного хозяйства;

Sпод = 250 кВА – мощность трансформатора подогрева ( при использовании элегазовых выключателей подогрев не нужен, следовательно его учитывать не будем).

Sсн = 0,005×2×16000 + 60 + 20 =240 кВА

По ([3], т. 19.22 стр.63) выбираем ближайший по мощности и напряжению ТСН типа ТМ -

3.2. Выбор трансформаторов нетяговых районных потребителей.

Необходимая мощность для питания нетяговых потребителей определяется суммированием мощностей всех нетяговых потребителей подстанции:

Sрас.max = Nф·Sф.maxл·Кр;

Где Nф = 4 – количество фидеров районных потребителей 10 кВ.

Sф.max = 400 кВА – максимальная мощность фидеров районных потребителей; Kр = 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-1600/35 от питания 27.5 кВ и такой же запасной ([3], табл. 19.20), UK = 6,5%, YH/ – 11.

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

6

S = ∞

Рисунок 4 Схема замещения для расчета токов короткого замыкания

Sб = 100 МВА - Примем базисную мощность;

Uб = 10.5 кВ - базисное напряжение в месте к.з.; Uср = 115 кВ - среднее напряжение ЛЭП;

Сопротивление линий электроснабжений до опорных подстанций:

Относительные базисные сопротивления обмоток трансформаторов тяговых и сторонних потребителей, соответственно:

где UК = 10.5% - напряжение короткого замыкания ОРДНЖ 16000/110 ([3], табл. 19.14); SНТ = 16 МВА - номинальная мощность тягового трансформатора;

UKС = 6,5% - напряжение короткого замыкания трансформатора сторонних потребителей ТНМ-1600/35 ([3], табл. 19.20

SНС = 1.6 МВА - номинальная мощность трансформатора сторонних потребителей.

7

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 = I²по·(tоткл + Та)

Где Iпо = Iк = 13.1 кА – начальное значение периодической составляющей; Та = 0.05 с– постоянная времени апериодической составляющей тока к.з.

tоткл = t3 + tв – 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); tв = 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 кА²ч

Определение номинального значения теплового импульса по формуле (1, 2,26):

Вк = Iн²·tн

Где tн = tоткл т.к. по условию tоткл≤tтер 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)):

iУ < iДИН.

Где iУ = 7,27 кА – расчётное значение ударного тока;

iДИН = 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)).

Iк < Iнвкл,

Где Iк = 2,852 кА– расчётное значение тока короткого замыкания;

Iнвкл = 13.1 кА– каталожное значение эффективного номинального тока включения выключателя.

2,852кА<13.1 кА.

Проверка на включающую способность по условию включения амплитудного номинального тока (1,(2,35)):

Iу <Iiнвкл,

Где Iу = 7.27 кА– расчетное значение ударного тока короткого замыкания (iу = 7,27кА). Iнвкл = 13.1 кА – каталожное значение номинального тока включения (Iнвкл = 50кА)

7,27кА < 13.1 кА.

3.8. Проверка выключателя на отключающую способность.

Проверка на отключающую способность производится по условию отключения симметричного тока(1,(2,32)):

Iк < Iн откл

Где Iк = 2.852 кА – расчётное значение тока короткого замыкания;

9

Iн откл = 13.1 кА – каталожное значение номинального тока отключения выключателя.

2,852кА < 13.1 кА

4. Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры.

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 Iрmax для опорной подстанции определяется по выражению (1, 2.8).

Ip.max := Kпер Kрн1 (nтп Sнтп + Sтранз)

3 Uн

где Кпер = 1,5 - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора; nтп = 2 - число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции;

Sнтп =16000 кВАноминальная мощность понижающего трансформатора;

Крн1 = 0,6 – коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения;

Sтранз := nтп Sн.о + nтп Sн.тр + nтп Sн.туп

Где Sно, Sнтр, Sнтуп – номинальные мощности понижающих трансформаторов отпаечной, транзитной и тупиковой подстанции соответственно (16000 кВА);

Uн = 110 кВ – номинальное напряжение.

Sтранз 3 2 16000 96000 кВА

Максимальный рабочий ток понижающих трансформаторов определяется по формуле (2.9).

Kпер Sнтп

Ip.max 3 Uн

Для трансформатора ОРДНЖ – 16000 / 110 –76У1 На стороне 110 кВ:

Для трансформатора ТМН – 1600/35

Максимальный рабочий ток для сборных шин НН понижающих трансформаторов для сборных шин 55 кВ

Kрн2 nтп Sнтп

Ip.max 3 Uн

Где Uн = 55 кВ – номинальное напряжение;

10