(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование понизительной подстанции переменного тока
Введение
Начальные данные
1. Разработка схем основных электронных 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 недлинного замыкания
2.1 Расчет токов недлинного замыкания в точке К1
2.2 Расчет токов недлинного замыкания в точке К2
2.3 Расчет токов недлинного замыкания в точке К3
2.4 Расчет токов недлинного 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 недлинного замыкания в точке К4
3. Выбор основного оборудования и аппаратуры
3.1 Расчет наибольших рабочих токов главных присоединений подстанции
3.2 Определение величины термического импульса
3.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей
3.4 Выбор выключателей
3.5 Выбор разъединителей
3.6 Выбор измерительных трансформаторов тока
3.7 Выбор размера 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 цены и расчет издержек на переработку энергии проектируемой подстанции
5.1 Определение цены подстанции
5.2 Определение себестоимости переработки электроэнергии
Заключение
Литература
Введение
электронный энергия напряжение издержка
Целью выполнения курсового проекта является практическое применение студентами теоретических познаний, формирование способностей проектирования электронных устройств и решения определенных инженерных задач.
Проект “Понизительная подстанция электроснабжения электрифицированной стальной дороги либо общепромышленных потребителей” производится в объеме технического проекта с разработкой схемы подстанции, размещением основного оборудования, определением ее цены и главных технико-экономических характеристик.
Электрификация стальных дорог СССР (Союз Советских Социалистических Республик, также Советский Союз — время она осуществляется как на неизменном, так и на переменном. Применение переменного тока для электронной тяги наиболее экономно по сопоставлению с неизменным током как по серьезным вложениям, так и по эксплуатационным расходам. По этому нужно уметь рассчитывать и на практике убеждаться в наиболее экономном применении той либо другой тяговой подстанции. В данном курсовом проекте будет рассчитана тяговая подстанция переменного тока.
Начальные данные.
Рис 1. Схема наружного электроснабжения.
Номер расчетной подстанции: 4;
Генераторы питающих электростанций:
SКЗ«, МВА
SС, МВА
ИП1
1850
550
ИП2
2300
?
Длина полосы электропередачи:
ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)
l1
l2
l3
l4
l5
l6
Длина, км
50
25
30
70
85
60
Понизительные трансформаторы и не тяговая перегрузка;
ТП
Перегрузка района
Sн
UВН
UСН
UНН
количество
Sф (35 кВ)
количество
МВА
кВ
кВ
кВ
шт.
кВА
шт.
25
115
38,5
27,5
2
1200
6
Число питающих фидеров на контактной сети: 4;
Напряжение контактной сети: UКС=27,5 кВ;
Перегрузка собственных нужд подстанции — вариант 5;
Выдержка времени релейной защиты — вариант 1;
Характеристики грунта, вариант 9;
Коэффициент, учитывающий район строительства: К=1,7;
1. Разработка схемы основных электронных соединений
Начинать разработку проекта следует с составления однолинейной схемы основных электронных соединений подстанции. С целью Индустриализации строительно-монтажных работ и унификации частей и узлов подстанции проектными институтами разрабатываются типовые проекты объектов электрификации, которыми и следует управляться при проектировании.
1.1 Выбор схемы РУ-110 кВ
Для опорной тяговой подстанции типовой является схема питающего распределительного устройства (РУ) с 2-мя рабочими, секционированными выключателями и обходная система шин с 2-мя обходными и 2-мя шиносоединительными выключателями..
Рис 1.1. Две рабочие, секционированные выключателями и обходной системой шин с 2-мя шиносоединительными выключателями.
1.2 Выбор схемы РУ-35 кВ
Для распределительных устройств 35 кВ, на тяговых подстанциях производятся 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 2-мя разъединителями системой шин в двухпроводном выполнении, дополненной запасным выключателем и запасной шиной.
Рис 1.3. Схема тяговых РУ 27,5 кВ с одинарной, секционированной 2-мя разъединителями системой шин.
Схема основных электронных соединений составляется на основании обозначенных в задании начальных 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 недлинного замыкания
Согласно правил устройств электроустановок (ПУЭ), выбор и проверка электронных аппаратов и токоведущих частей по электродинамической и тепловой стойкости делается по току трехфазного недлинного замыкания Ik(3),потому в проекте нужно произвести расчет токов недлинного замыкания Ik(n) для всех РУ и однофазного замыкания на землю Ik(1) для РУ питающего напряжения. Для чего же на основании схемы наружного электроснабжения, начальных данных и принятой схемы основных электронных соединений подстанции составляется структурная и расчётная схема.
Рис 2.1. Структурная схема подстанции.
Рис 2.2. Облегченная схема замещения наружного электроснабжения.
При расчете токов недлинного замыкания принимаем хо=0,4 Ом/км для провода АС-95 для класса напряжения 110 кВ.
Рис 2.3. Схема.
2.1 Расчёт токов недлинного замыкания в точке К1
При преобразовании схемы замещения сопротивления электронных аппаратов и ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) целенаправлено 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;
— базовая мощность, принимаем ;
— сверхпереходная мощность недлинного замыкания на шинах источника питания.
Определим относительные сопротивления полосы:
(2.2)
,где — относительное сопротивление полосы;
— сопротивление полосы от источника до шин подстанции;
— базовая мощность, принимаем ;
— номинальное напряжение на шинах подстанции.
Рис 2.4. Схема замещения до точки К1.
Определим относительное сопротивление от всякого источника:
(2.3)
,где — относительное сопротивление до шин подстанции;
— относительное сопротивление полосы;
— относительное сопротивление энергосистемы.
Определим относительное сопротивление до точки К1:
(2.4)
Определим (2.5)
,где — базовый ток;
— базовая мощность;
— номинальное напряжение на шинах подстанции.
Определим трехфазный ток недлинного замыкания:
(2.6)
,где — трехфазный ток недлинного замыкания;
— базовый ток;
— относительное сопротивление до точки К1.
.
Определим двухфазный ток недлинного замыкания:
(2.7)
Определим однофазный ток недлинного замыкания:
2.8)
Определим ударный ток:
(2.9)
,где — ударный ток;
— трехфазный ток недлинного замыкания;
— ударный коэффициент, равный 1,8.
Определим мощность трехфазного недлинного замыкания на шинах питающего напряжения:
(2.10)
2.2 Расчёт токов недлинного замыкания в точке К2
Для данного расчета примем последующие условия. Из задания заданы характеристики трансформатора Uн=115/38,5/27,5 и Sтр=25 МВА. Избираем трансформатор ТДТНЖ 25000/110, из паспортных данных понятно:
Определим расчетное (2.11)
,где — напряжение недлинного замыкания %;
— напряжения пары обмоток.
Определим относительные сопротивления обмоток трансформаторов:
(2.12)
,где — относительное сопротивление обмотки трансформатора;
— базовая мощность;
— номинальная мощность трансформатора;
— напряжение недлинного замыкания %.
Определим относительное сопротивление до точки К2:
(2.13)
Определим (2.14)
,где — базовый ток;
— базовая мощность;
— номинальное напряжение на шинах подстанции.
Определим трехфазный ток недлинного замыкания:
(2.15)
,где — трехфазный ток недлинного замыкания;
— базовый ток;
— относительное сопротивление до точки К2.
.
Определим двухфазный ток недлинного замыкания:
(2.16)
Определим ударный ток:
(2.17)
,где — ударный ток;
— трехфазный ток недлинного замыкания;
— ударный коэффициент, равный 1,8.
Определим мощность трехфазного недлинного замыкания на шинах питающего напряжения:
(2.18)
2.3 Расчёт токов недлинного замыкания в точке К3
Определим относительное сопротивление до точки К3:
(2.19)
Определим (2.20)
,где — базовый ток;
— базовая мощность;
— номинальное напряжение на шинах подстанции.
Определим трехфазный ток недлинного замыкания:
(2.21)
,где — трехфазный ток недлинного замыкания;
— базовый ток;
— относительное сопротивление до точки К3.
.
Определим двухфазный ток недлинного замыкания:
(2.22)
Определим ударный ток:
(2.23)
,где — ударный ток;
— трехфазный ток недлинного замыкания;
— ударный коэффициент, равный 1,8.
Определим мощность трехфазного недлинного замыкания на шинах питающего напряжения:
(2.24)
2.4 Расчёт токов недлинного замыкания в точке К4
Как видно из схемы, для начала расчётов нужно избрать трансформатор собственных нужд, аккумуляторную батарею и кабель.
2.4.1 Выбор аккумуляторной батареи
Для питания оперативных цепей на тяговых и понизительных подстанциях, как правило, используются свинцово-кислотные аккумуляторные стационарные батареи краткосрочного разряда типа СК. В качестве рабочего напряжения оперативных цепей следует принять напряжение Uн = 220 В.
Батарея врубается по облегченной схеме без элементного коммутатора и работает в режиме неизменного 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 [4].
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 долгий ток разряда:
(2.27)
,где — ток долгого разряда;
— ток цепи управления;
— ток аварийного освещения.
Определим ток краткосрочного разряда в аварийном режиме:
(2.28)
,где — ток краткосрочного разряда;
— ток цепи управления;
— ток, потребляемый более массивным приводом выключателя, .
.
Определим расчетную мощность батареи:
(2.29)
,где — мощность батареи;
— ток долгого разряда;
— время долгого разряда при аварийном режиме, .
Выберем номер батареи по требуемой емкости:
(2.30)
,где — мощность батареи;
— емкость аккума СК-1, при продолжительности разряда .
Принимаем ближайшую батарею СК-2.
Избираем номер батареи по току краткосрочному уровню:
(2.31)
,где — ток краткосрочного разряда;
46 — краткосрочный допустимый разрядный ток аккума СК-1 не вызывающий его разрушения.
совсем 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 пользователя
Ки
Км
Рабочее освещение
0,7
1,0
24
16,8
—
Моторные перегрузки
0,6
0,8
23
13,8
10,35
Печи отопления и калорифер
0,7
1,0
90
63
—
Пользователи СЦБ
1,0
0,7
60
60
61,2
Зарядно-подзарядное устройство
1,0
0,9
5,4
5,4
2,7
Всего
159
74,25
Определим мощность трансформатора собственных нужд:
(2.34)
,где — расчетная мощность собственных нужд;
— активная мощность собственных нужд;
— реактивная мощность собственных нужд.
Избираем 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 наибольший 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).
Избираем по ([4], с.402) одножильный кабель сечением 95мм2. Продолжительно допустимый ток такового кабеля (для воздуха). Из ([6] с.421) определяем данные кабеля:
2.4.5 Расчет токов недлинного замыкания в точке К5
Определим относительное полное сопротивление ТСН:
(2.36)
,где — напряжение недлинного замыкания в %;
— номинальная мощность трансформатора собственных нужд;
— базовая мощность.
Определим относительное активное сопротивление ТСН:
(2.37)
,где — утраты мощности в трансформаторе;
— номинальная мощность трансформатора собственных нужд;
— базовая мощность.
Определим относительное реактивное сопротивление ТСН:
(2.38)
Определим относительные сопротивления кабельной полосы:
(2.39)
,где — реактивное и активное сопротивления кабеля;
— длина кабельной полосы, равная 30 м;
— базовая 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 (2.43)
,где — базовый ток;
— базовая мощность;
— номинальное напряжение на шинах подстанции.
Определим трехфазный ток недлинного замыкания:
(2.44)
,где — трехфазный ток недлинного замыкания;
— базовый ток;
— относительное полное сопротивление до точки К4.
.
Определим двухфазный ток недлинного замыкания:
(2.45)
Определим ударный ток:
(2.46)
,где — ударный ток;
— трехфазный ток недлинного замыкания;
— ударный коэффициент, равный 1,8.
Определим мощность трехфазного недлинного замыкания на шинах питающего напряжения:
(2.47)
Таблица 2.2.
К1
115
j0,144
3,486
9,79
694,4
3,012
1,917
К2
37
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 наибольших рабочих токов главных присоединений подстанции
методика выбора и расчета представлена в [1,4].
Рис 3.1. Схема для расчета наибольших рабочих токов главных присоединений подстанции
Определим наибольший 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 наибольший рабочий ток на обходной системе сборных шин:
(3.2)
,где — коэффициент перспективы развития потребителей, равный 1,3;
— коэффициент распределения перегрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,6-0,8;
— количество трансформаторов установленных на подстанции;
— номинальная мощность тягового трансформатора;
— номинальное напряжение на вводе подстанции.
Определим наибольший 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.
Наибольшие рабочие токи главных присоединений подстанции.
Наименование пользователя
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 перегрузки
3.2 Определение величины термического импульса
Для проверки электронных аппаратов и токоведущих частей по термической стойкости в режиме недлинного замыкания нужно найти величину термического импульса для всех распределительных устройств. методика представлена в [4].
Пример расчета термического импульса:
(3.4)
,где — термический импульс тока;
— повторяющаяся составляющая сверхпереходной ток ;
— время протекания тока недлинного замыкания;
— время срабатывания главный защиты;
— полное время отключения выключателя, равное 0,1 с;
— неизменная времени затухания апериодической составляющей тока недлинного замыкания.
Расчет приводим в Таблицу 3.2.
Таблица 3.2.
Расчет термического 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 частей
Для распределительных устройств 27,5 кВ и выше используются гибкие шины, выполненные проводами АС. методика представлена в [4].
Малое допустимое сечение токоведущей части по условию ее тепловой стойкости:
(3.5)
,где — термический импульс тока;
— коэффициент принимаем из ([1] с.49 табл.16), равный .
Гибкие шины напряжением выше 35 кВ инспектируют по условию коронирования:
(3.6)
,где — наибольшее поверхности провода (для многопроволочных проводов ;
— радиус провода.
Напряженность электронного поля около поверхности провода:
(3.7)
,где — среднее геометрическое расстояние меж 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 делается. Результаты выбора шин для всех распределительных устройств приведены в Таблице 3.3.
Таблица 3.3.
Выбор сечения сборных шин
Наименование РУ
Тип
провода
Долгий режим
По тепловой стойкости
принятое сечение
Питающий ввод 110 кВ
АС — 120/27
375>326
120
120>34,41
Обходная система сборных шин 110 кВ
АС — 95/16
330>261
95
95>34,41
Ввод трансформатора 110 кВ
АС — 50/8
210>188
50
50>34,41
Сборные шины ОРУ- 35 кВ
АС — 240/32
605>585
240
240>39,08
Фидера ОРУ-35 кВ
AС — 50/16
210>28
70
50>34,17
Сборные шины ОРУ-27,5 кВ
AС — 150/24
450>381
150
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 выбирании выключателей его паспортные характеристики ассоциируют с расчётными критериями 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 продолжительно допустимому току:
(3.9)
,где — номинальный ток выключателя, А.
— наибольший рабочий ток присоединения, где устанавливают выключатель, А.
3. По отключающей возможности:
3.1. По номинальному повторяющемуся току отключения:
(3.10)
,где — номинальный ток выключателя по каталогу, кА;
— наибольший ток недлинного замыкания, кА.
3.2. По полному току отключения:
(3.11)
,где — номинальный ток выключателя по каталогу, кА;
— номинальное тока к.з. в момент расхождения контактов выключателя , кА;
— наибольший ток недлинного замыкания, кА.
(3.12)
,где — малое время до момента размыкания контактов, с;
— малое время деяния защиты, 0,01 с;
— собственное время отключения выключателя с приводом по каталогу, с;
— неизменная времени затухания апериодической составляющей тока недлинного замыкания;
— наибольший ток недлинного замыкания, кА.
4. По электродинамической стойкости:
4.1. По предельному повторяющемуся току:
(3.13)
,где — действенное — наибольший ток недлинного замыкания, кА.
4.2. По ударному току:
(3.14)
,где — амплитудное — ударный ток, кА.
5. По тепловой стойкости:
(3.15)
,где — предельный ток тепловой стойкости, равный кА;
— время прохождения тока тепловой стойкости, равное 3 с;
— термический 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 возможности. 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]. Интегрированные ТТ на электродинамическую и тепловую устойчивость не проверяем, т.к. она согласована с надлежащими параметрами ранее избранных выключателей. Результаты выбора ТТ для всех присоединений подстанции приводим в Таблице 3.6.
Таблица 3.4.
Выбор выключателей
Наименование РУ либо присоединения
Тип выключателя
Тип привода
Условие проверки
, кВ
, А
, кА
,кА
, кА
, кА
,
Обходная система сборных шин 110 кВ
вэб-110 II
ППрк-1800С
110110
2000261,063
403,486
76,3686,03
101,63,486
101,69,79
48009,168
Вводы ВН трансформатора 110 кВ
вэб-110 II
ППрк-1800С
110110
2000188,266
403,486
76,3686,03
101,63,486
101,69,79
48009,168
Ввод РУ-27,5 кВ
БВК — 27,5 Б
ПЭМ
27,527,5
1250826,36
206,225
38,18417,393
50,86,225
50,815,846
12006,879
Питающая линия фидера КС и запасной выключатель
БВК — 27,5 Б
ПЭМ
27,527,5
12501000
206,225
38,18417,393
50,86,225
50,815,846
12003,766
Питающая линия ДПР и ввод ТСН
ВБЭТ — 27,5 IV
ПЭМ
27,527,5
630250
256,225
38,18417,393
63,56,225
63,515,846
18753,766
Ввод РУ-35 кВ
ВБЭС-35 III
ПЭМ
3535
630585,152
31,55,583
60,13913,91
80,015,583
80,0114,212
2976,811,836
Секционный выключатель 35 кВ
ВБЭС-35 III
ПЭМ
3535
630292,576
31,55,83
60,13913,91
80,015,583
80,0114,212
2976,811,836
Фидера районной перегрузки
ВБЭС-35 III
ПЭМ
3535
630292,576
31,55,83
60,13913,91
80,015,583
80,0114,212
2976,89,044
Таблица 3.5.
Выбор разъединителей
Наименование РУ либо присоединения
Тип аппарата
Тип привода
Условие проверки
, кВ
, А
, кА
,
Ввод в РУ 110 кВ
РДЗ 110/1000Н УХЛ1
ПД-5У1
110110
1000326,328
639,79
6259,168
Обходная система сборных шин 110 кВ
РДЗ 110/1000Н УХЛ1
ПД-5 У1
110110
1000261,063
639,79
6259,168
Вводы ВН трансформатора 110 кВ
РДЗ 110/1000Н УХЛ1
ПД-5 У1
110110
1000188,266
639,79
6259,168
Ввод РУ-27,5 кВ
РДЗ-35.IV/1000 УХЛ1
ПДГ-9 УХЛ1
3527,5
1000826,36
4015,846
2566,879
Шины РУ-27,5 кВ
РДЗ-35.IV/400 УХЛ1
ПДГ-9 УХЛ1
3527,5
400381,269
31,2515,846
156,256,879
Фидер КС
РДЗ-35.IV/1000 УХЛ1
ПДГ-9 УХЛ1
3527,5
10001000
4015,846
2563,766
Запасной выключатель-27,5 кВ
РДЗ-35.IV/1000 УХЛ1
ПДГ-9 УХЛ1
3527,5
10001000
4015,846
2563,766
Фидер ДПР
РДЗ-35.IV/400 УХЛ1
ПДГ-9 УХЛ1
3527,5
400250
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
3535
1000585,152
4014,212
25611,836
Шины РУ-35 кВ
РДЗ-35.IV/400 УХЛ1
ПДГ-9 УХЛ1
3535
400292,576
31,2514,212
156,2511,836
Фидер РУ-35 кВ
РДЗ-35.IV/400 УХЛ1
ПДГ-9 УХЛ1
3535
40028,087
31,2514,212
156,259,044
Трансформаторы напряжения шины 35 кВ
РДЗ-35.IV/400 УХЛ1
ПДГ-9 УХЛ1
3535
—
31,2514,212
156,2511,836
Таблица 3.6.
Выбор трансформаторов тока
Наименование РУ либо присоединения
Тип трансформатора тока
Класс точности
Условие проверки
, кВ
, А
, кА
,
Обходная система сборных шин 110 кВ
ТФЗМ110Б-IV У1
0,5
110110
300261,063
629,79
4329,168
Ввод ВН трансформатора 110 кВ
ТФЗМ110Б-IV У1
0,5
110110
300188,266
629,79
4329,168
Ввод РУ-27,5 кВ
ТФЗМ35Б-II У1
0,5
3527,5
1000826,36
12515,846
72036,879
Фидера КС
ТФЗМ35Б-II У1
0,5
3527,5
10001000
12515,846
72033,766
Фидера ДПР (ТСН)
ТФЗМ35Б-I У1
0,5
3527,5
300250
6315,846
6753,766
Ввод 35 кВ
ТФЗМ35Б-I У1
0,5
3535
600585,152
12714,212
288311,836
Шины РУ-35 кВ
ТФЗМ35Б-I У1
0,5
3535
300292,576
6314,212
67511,836
Фидера РУ-35 кВ
ТФЗМ35А У1
0,5
3535
10028,087
2114,212
36,759,044
3.7 Выбор размера измерений
Контрольно-измерительные приборы инсталлируются для контроля за измерением электронных характеристик в схеме подстанции и расчётов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую подстанцией. Предусматриваем последующий объём измерений:
— измерение тока (амперметром) на вводах силовых трансформаторов со стороны всех ступеней напряжения, на всех питающих и отходящих линиях, фидерах контактной сети, отсасывающей полосы;
— 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 делается по последующим 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 перегрузке вторичной цепи:
(3.17)
,где — номинальная мощность трансформатора в избранном классе точности;
— номинальная мощность однофазного трансформатора.
Мощность, потребляемая всеми устройствами и реле, присоединенными к вторичной обмотке ТН:
(3.18)
,где — сумма активных мощностей всех устройств, Вт;
— сумма реактивных мощностей всех устройств, ВАр;
— мощность, потребляемая обмоткой напряжения 1-го устройства, кВА;
для счётчиков; для других устройств .
Таблица 3.7.
Пользователи трансформаторов напряжений
Устройство
Тип
Число устройств
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
3
2
4,0
0,38
0,925
9,12
22,2
Счетчик реактивной энергии
СР-4
3
3
7,5
0,38
0,925
25,65
62,4375
Реле напряжения
РН-54
1
1
1,0
1,0
0
1,0
0
Вольтметр
Э-377
1
1
2,0
1,0
0
2,0
0
Всего:
37,77
86,6375
Для ОРУ-27,5 кВ: ЗНОМ-35-65 УХЛ1
Счетчик активной энергии
САЗУ
5
2
4,0
0,38
0,925
15,2
37
Счетчик реактивной энергии
СР-4
4
3
7,5
0,38
0,925
34,2
83,25
Реле напряжения
РН-54
1
1
1,0
1,0
0
1,0
0
Вольтметр
Э-377
1
1
2,0
1,0
0
2,0
0
Электрическое реле защиты фидера 27,5 кВ
БМРЗ
2
1
4,0
1,0
0
8,0
0
Определитель места к.з. на контактной сети
ОМП-71
2
1
1,0
1,0
0
2,0
0
Всего:
62,4
120,25
Для ОРУ-35 кВ: ЗНОМ-35-65 УХЛ1
Счетчик активной энергии
САЗУ
5
2
4,0
0,38
0,925
15,2
37
Счетчик реактивной энергии
СР-4
4
3
7,5
0,38
0,925
34,2
83,25
Реле напряжения
РН-54
1
1
1,0
1,0
0
1,0
0
Вольтметр
Э-377
1
1
2,0
1,0
0
2,0
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 навесных изоляторов. Гибкие шины открытых распределительных устройств подстанции обычно крепятся на гирляндах навесных изоляторов. количество навесных изоляторов в гирлянде определяется зависимо 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
8
ОРУ-27,5 кВ
ПС-70
3
ОРУ-35 кВ
ПС-70
3
3.10 Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН)
защита оборудования подстанций от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводами и в реальном курсовом проекте не рассматривается. Для защиты оборудования от набегающих перенапряжений со стороны ВЛ и коммутационных перенапряжений нужно избрать для всякого РУ тип ОПН и пространство их подключения [6]. ОПН являются аппаратами для глубочайшего ограничения (до 1,6-1,85Uф) коммутационных перенапряжений с несколько наилучшими грозозащитными чертами, чем у обычных разрядников. ОПН представляют собой высоконелинейное сопротивление на базе 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 таковых его хороших характеристик, при которых сопротивление растекания контура (R3) и напряжение прикосновения (Uпр) не превосходят допустимых значений.
В базу расчета положен графоаналитический способ, основанный на применении теории подобия, который предугадывает:
— подмену настоящего грунта с изменяющимся по глубине удельным сопротивлением (к) эквивалентной двухслойной структурой с сопротивлением верхнего слоя (1), шириной h и сопротивлением нижнего слоя (2) системы вертикальных электродов, объединенных уравнительной сетью с шагом 420 м, хоть какой конфигурации, эквивалентной квадратной расчетной моделью с схожими ячейками, однослойной структурой земли (э), при сохранении их площадей (S), общей длинны вертикальных (LВ) и горизонтальных (LГ) электродов, глубины их заложения (hГ) значения растекания сопротивления (R3) и напряжение прикосновения (Uпр).
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
500
Сопротивление нижнего слоя земли 2, Омм
90
Толщина верхнего слоя h, м
1,9
время протекания ,с
0,4
4.1 Расчет заземляющего устройства
Методика расчета представлена [1,4]. задана педагогом.
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 меж 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 аспектом сохранности электронной установки является величина напряжения прикосновения Uпр, то нужно найти его расчётное (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 меж 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 цены и расчет издержек на переработку энергии проектируемой подстанции
5.1 Определение цены подстанции
Определение цены проектируемой подстанции делается по укрупненным показателям цены строительства объектов электрификации стальных дорог и трансформаторных подстанций общепромышленного предназначения (УППС) с учетом главных узлов и частей подстанции.
характеристики цены в УППС определены для первого территориального района (Столичная область), который является базовым.
Таблица 5.1.
характеристики цены опорной подстанции 110/35/27,5 кВ переменного тока
Черта подстанции, состав комплекса
Строитель-ные работы, руб.
Монтажные
работы, руб.
Оборудова-ние, руб.
Остальные, руб.
Общая, руб.
Верхнее строение подъездного пути
10660
—
—
—
10660
Здание (панельное)
38170
11180
52670
410
102430
Благоустройство местности
10880
—
—
—
10880
ОРУ 110 кВ
54440
29700
160720
—
244860
Тяговый блок
14600
10210
242670
—
267480
ОРУ 35 кВ
13340
6500
64520
—
84360
Поперечная части
1780
2250
—
—
4030
Раздельно стоящие молниеотводы
1140
—
—
—
1140
Порталы шинных мостов, опоры
7790
—
—
—
7790
Шинные мосты к ОРУ-35 кВ до ОРУ-110 кВ
—
1930
2310
—
4240
Колодцы
1040
—
—
—
1040
Кабельные каналы (межузловые)
2700
—
—
—
2700
Резервуары для аварийного слива масла V=30 м3
1780
40
—
—
1820
Прокладка кабеля
430
44010
—
—
44440
Всего:
167260
108750
555190
410
831610
характеристики цены строительства с учетом поправочного территориального коэффициента () представлены в таблице.
Таблица 5.2.
характеристики цены строительства транзитной подстанции с учетом поправок
Наименование издержек
Поправочный коэффициент
Стоимость для 1-го территориального района, руб.
Стоимость для искомого района, руб.
Оборудование
—
555190
555190
Строй работы
1,7
167260
284342
Монтажные работы
1,7
108750
184875
Согласно методике изложенной в [8] определим стоимость проектируемой подстанции в ценах 2006 г. Для этого произведем расчет коэффициентов для пересчета цены от цен 1984 г. в цены 2006 г. Результаты расчетов представлены в таблице 5.3.
Таблица 5.3.
Индексы пересчета цены в цены на 2006 г.
Наименование издержек
Расчет индекса на 2006 г. без НДС
Индекс на 2006 г.
Строй работы
Монтажные работы
Оборудование
Обозначения в таблице 5.3.:
— индекс удорожания строй работ;
— индекс удорожания строй работ от цен 1984 г. в цены 2000 г., ;
— индекс удорожания строй 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 цены проектируемой подстанции в ценах 2006 г. представлен в таблице.
Таблица 5.4.
Расчет цены в ценах 2006 г.
Наименование издержек
Расчет цены в ценах 2006 г., тыс. руб.
Стоимость, тыс. руб.
Строй работы
10490,5472
Монтажные работы
6820,8
Оборудование
95798,0345
Итого
113109,3817
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 [2] для определения себестоимости переработки электроэнергии, отпускаемой тяговой подстанцией тяговым и районным пользователям.
Определим эксплуатационные расходы:
(5.2)
,где — эксплуатационные расходы;
— стоимость утрат энергии;
— амортизационные отчисления;
— стоимость годичного обслуживания подстанции;
— годичный фонд зарплаты.
Определим стоимость утрат энергии:
(5.3)
,где 1,5% — утраты 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 годичный фонд зарплаты:
(5.5)
где — число работников 11 человек;
— число месяцев в году;
— коэффициент учитывающий, 100% заработная плата работников и 25% премиальные работникам;
— средняя заработная плата персонала тяговой подстанции:
Начальник тяговой подстанции з/п 30000 руб., ст.эл.механик з/п 20000 руб., 2 эл.механика з/п 18000 руб., 4 эл.монтера з/п 15000 руб., 2 дежурных з/п 15000 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 процессе выполнения курсового проекта был произведен выбор основного оборудования понизительной подстанции электроснабжения электрифицированной стальной дороги для РУ 110 кВ, РУ 35 кВ и РУ 27,5 кВ, разработана однолинейная схема основных электронных соединений транзитной подстанции. На базе однолинейной схемы составлено компоновочное решение подстанции, произведен расчет контура заземления подстанции и определено напряжение прикосновения на оборудовании при маленьком замыкании в РУ питающего напряжения.
Литература
Фоков К.И. Электронная часть станций и подстанций: Методические указания по выполнению курсового проекта.- Хабаровск: ДВГАПС,1996г.- 37с..
Григорьев Н.П. Альбом основных электронных соединений распределительных устройств подстанции: Методические указания по выполнению графической части проектов на ЭВМ (Электронная вычислительная машина — комплекс технических средств, предназначенных для автоматической обработки информации в процессе решения вычислительных и информационных задач).- Хабаровск: Изд-во ДВГУПС, 2001г.-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.
Лупи Ю.М. и др. Тяговые подстанции М. Транспорт 1986 г.- 319 с.
Силовое оборудование тяговых подстанций стальных дорог (сборник справочных материалов).ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «РЖД».-М., «ТРАНСИЗДАТ», 2004г.-384с.
Прохорский А.А. Тяговые подстанции М. Транспорт 1983 г.- 495 с.
Григорьев Н.П. Разработка проектно-сметной документации устройств электроснабжения на ЭВМ (Электронная вычислительная машина — комплекс технических средств, предназначенных для автоматической обработки информации в процессе решения вычислительных и информационных задач): Учеб. Пособие.- Хабаровск: Изд-во ДВГУПС, 2006г. 127с.
]]>