Учебная работа. Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ

Федеральное агентство жд транспорта

Иркутский муниципальный институт путей сообщения

Кафедра: ЭЖТ

Курсовой проект

Дисциплина: «Тяговые и трансформаторные подстанции»

на тему: «Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ»

Вариант №11

Выполнил: ст. гр. ЭНС-08

Колягин В.С.

Проверил: канд. техн. наук, доц.

Пузина Е.Ю.

Иркутск 2010г

Содержание

Введение……………………………………………………………………………4

Реферат……………………………………………………………………………..6

Начальные данные………………………………………………………………….7

Глава №1. Однолинейная схема основных электронных соединений………..10

1.1 Структурная схема тяговой подстанции……………………………………10

1.2 Выбор типа силового трансформатора……………………………………..10

1.3 Выбор типа районного трансформатора……………………………………11

1.4 Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции……………………11

1.5 Описание предназначения главных частей схемы тяговой подстанции…12

1.6 Расчет наибольших рабочих токов главных присоединений…………13

1.7 Выбор аппаратуры и токоведущих частей…………………………….……16

Глава №2. Расчет токов недлинного замыкания………………………………….22

2.1 Схема тяговой подстанции……………………………………….22

2.2 Электронная схема замещения……………………………………………22

2.3 Расчет сопротивлений частей схемы замещения……………………….23

2.4 Расчет токов недлинного замыкания на шинах РУ………………………….26

2.5 Выбор трансформатора собственных нужд………………………………..35

2.6 Схемы питания потребителей собственных нужд………………………….37

2.7 Расчет токов недлинного замыкания в цепях собственных нужд…………..39

Глава 3. Проверка токоведущих частей, изоляторов и аппаратуры по результатам расчета токов недлинного замыкания……………………………..47

3.1 Расчет величины термического импульса для всех РУ………………………..47

3.2 Проверка шин и токоведущих частей………………………………………48

3.3 Проверка изоляторов…………………………………………………………53

3.4 Проверка выключателей……………………………………………………..55

3.5 Проверка разъединителей……………………………………………………..61

3.6 Проверка заземлителей………………………………………………………62

3.7 Проверка предохранителей………………………………………………….63

3.8 Проверка трансформаторов тока……………………………………………63

3.9 Проверка трансформаторов напряжения (ТН)……………………………..72

3.10 Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата……..75

Глава 4. План тяговой подстанции……………………………………………..79

Глава 5. Расчет заземляющего устройства……………………………………..81

Глава 6. Финансовая часть проекта…………………………………………86

6.1 Определение цены тяговой подстанции………………………………86

6.2 Главные технико-экономические характеристики тяговой подстанции……..89

Перечень использованной литературы……………………………………………..90

Введение

До 1956 года электрификация стальных дорог проводилась на неизменном токе напряжением 3 кВ. В истинное время она осуществляется как на неизменном, так и на переменном токе промышленной частоты напряжением 27,5 кВ и 2 х 27,5 кВ.

Применение переменного тока для электронной тяги наиболее экономно по сопоставлению с неизменным током, как по серьезным вложениям, так и по эксплуатационным расходам. При напряжении 25 кВ среднее расстояние меж тяговыми подстанциями составляет 50 км заместо 20 км при напряжении 3 кВ неизменного тока, что уменьшает приблизительно в 2 раза общее количество дорогостоящих тяговых подстанций для 1-го и такого же электрифицированного участка.

Не считая того, при потреблении электроподвижным составом одной и той же мощности утраты энергии в контактной сети при напряжении 27,5 кВ во много раз меньше, чем при напряжении 3 кВ, что дозволяет выполнить контактную подвеску проводами наименьшего сечения.

В данном курсовом проекте я рассматриваю систему тяги переменного тока 2 х 27,5 кВ, которая дозволяет прирастить среднее расстояние меж тяговыми подстанциями до 100 км.

Электронная тяга является главным пользователем электроэнергии на жд транспорте. Не считая того, электроэнергия на стальных дорогах расходуется на разные технические нужды: освещение вокзалов и станций, выполнение работ по ремонту подвижного состава, пути, изготовка запасных частей и т.д. Ублажение потребности жд транспорта в электроэнергии осуществляется в главном путём присоединения жд электроустановок к районным сетям энергосистемы.

Тяговые подстанции это сложные и массивные электроустановки, требующие от персонала глубочайших познаний устройства электроустановок, электрооборудования, схем и аппаратуры управления, также познаний по технике сохранности при проведении всех работ на тяговых подстанциях.

Проектирование тяговой подстанции производится с учетом работающих правил и норм на основании имеющегося опыта эксплуатации и имеющихся достижений науки и технике в области электрифицированного жд транспорта.

Целью курсового проекта являются обобщения и углубления студентами познаний по дисциплине, исследование современных заморочек проектирования.

Хорошо эксплуатировать оборудование тяговой подстанции, уметь следить и рассматривать происходящие в нем процессы, по мере необходимости наметить пути усовершенствования отдельных узлов и иметь уверенность в том, что их воплощение может быть лишь опосля кропотливого целенаправленного исследования принципа деяния и устройства всего того одного целого, что разъясняется заглавием тяговая подстанция.

Реферат

В данном курсовом проекте произвели выбор типов понижающих трансформаторов для питания тяговых, районных и нетяговых жд потребителей. Разрабатывается схема основных электронных соединений тяговой подстанции системы тяги соответственной варианту задания. Рассчитываются токи маленьких замыканий на шинах тяговой подстанции. С учётом рассчитанных токов маленьких замыканий делается выбор и проверка аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, используемых на данной тяговой подстанции. Делается выбор ТСН и аккумуляторной батареи. Рассчитываются заземляющие устройства. Делается расчёт технико-экономических характеристик тяговой подстанции. Разрабатывается план и разрезы подстанции.

Начальные данные

Схема наружного электроснабжения.

Рис.1. Двухцепная ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — 110 кВ.

Тяговая подстанция №4.

Род тока — переменный.

Черта источников питания.

ИП 1; МВА; МВА;

ИП 2: МВА; МВА;

5. Данные по подстанции.

Понижающий тяговый трансформатор ОРДТНЖ-25000/110:

МВА;

кВ;

кВ

количество трансформаторов — 3;

Понижающий районный трансформатор ТДН-16000/110/10:

МВА;

кВ;

кВА;

количество трансформаторов — 2;

Количество фидеров — 5;

;

6. Длины участков ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).

l1 =79 км;

l2 =72 км;

l3 =75 км;

l4 =70 км;

l5 =72 км;

l6 =79 км;

7. Черта потребителей собственных нужд.

Таблица 1.

Наименование пользователя

ки

км

Р, кВт

Рабочее освещение

0.7

1.0

Аварийное освещение

1.0

2.4

Моторные перегрузки

0.75

0.8

Печи отопления и калориферы

0.65

1.0

Пользователи СЦБ

0.75

0.8

Зарядно-подзарядный агрегат

0.7

1.0

9.3

Цепи управления, защиты и сигнализации

0.7

1.0

2.3

8. Данные для расчёта заземляющих устройств.

Сопротивление верхнего слоя земли: Омм;

Сопротивление нижнего слоя земли: Омм;

Толщина верхнего слоя земли: м;

время протекания — 0.4 с;

9. Выдержка времени релейной защиты.

Вводы 110 кВ — 2.0 с;

Вводы 10 кВ — 1.0 с;

Вводы 2х27.5 кВ — 1.0 с;

Фидер 2х27.5 кВ — 0.5 с;

Фидер 10 кВ — 0.5 с;

Глава 1. Однолинейная схема основных электронных соединений

1.1 Структурная схема тяговой подстанции

1.2 Выбор типа силового трансформатора

Согласно начальным данным избираем трансформатор типа: ОРДНЖ-25000/110-76 У1

Технические свойства трансформатора ОРДНЖ-25000/110-76 У1

Таблица 2.

Тип трансформатора

Sн, кВА

Номинальное напряжение обмоток , кВ

Утраты, кВт

uК, %

IХ, %

ВН

НН

РХ

ВН- НН

ВН-НН1

ВН-НН2

НН1-НН2

ОРДНЖ-25000/110-76 У1

25000

110

27,5-27,5

11,0

15,0

0,5

1.3 Выбор типа районного трансформатора

Согласно начальным данным избираем трансформатор типа: ТДН-16000/110-66

Технические свойства трансформатора ТДН-16000/110-66

Таблица 3.

Тип трансформатора

Sн, кВА

Номинальное напряжение обмоток , кВ

Утраты, кВт

uК, %

IХ, %

ВН

НН

РХ

РК

ТДН-16000/110-66

16000

115

10,5

0,85

1.4 Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции

Согласно ПУЭ электрифицированные стальных дороги относится к пользователям первой группы, для которых перерыв в электроснабжении не допускается, потому схемы электроснабжения делают таковым образом, что при повреждении либо ремонте хоть какого элемента обеспечивалось непрерывное питание ЭПС.

Конфигурация и главные индивидуальности схемы наружного электроснабжения тяговых подстанций зависят от значения питающего напряжения и надежности частей системы, а именно ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) и коммутационных аппаратов.

Однолинейная схема описывает состав нужного высоковольтного оборудования, а последующие расчеты разрешают избрать тип оборудования.

Проектируемая транзитная подстанция переменного тока имеет три распределительных устройства напряжением 110, 2х27,5 и 10 кВ.

ОРУ-110 кВ выполнено по схеме два ввода с 2-мя перемычками: рабочей перемычкой содержащей выключатель и ремонтной перемычкой без выключателя, также имеется доборная перемычка для подключения доп трансформатора.

ОРУ-2х27.5 кВ выполнено по схеме одна трёхфазная рабочая система сборных шин секционированная разъединителями и одна обходная система сборных шин.

РУ-10 кВ выполнено по схеме одна рабочая система сборных шин, секционированная выключателем.

1.5 Описание предназначения главных частей схемы тяговой подстанции

К главным элементам тяговой подстанции относятся:

Силовые трансформаторы предусмотрены для преобразования электронной энергии по уровню напряжения. Для компенсации колебания напряжения в питающей сети, трансформаторы оборудуют устройством для регулирования напряжения под перегрузкой.

Высоковольтные выключатели переменного тока — предусмотрены для включения и отключения высоковольтных цепей переменного тока в обычном и аварийном режимах работы.

Разъединители — аппараты, используемые в электроустановках выше 1000 В и созданные для коммутации за ранее обесточенных электронных цепей, также для сотворения видимого разрыва цепи, обеспечивающего сохранность работы персонала.

Трансформаторы тока — предусмотрены для преобразования электронной энергии по уровню тока с целью уменьшения первичного тока до значений более комфортных для питания измерительных устройств и реле, также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высочайшего напряжения.

Трансформаторы напряжения — предусмотрены для преобразования электронной энергии по уровню напряжения с целью снижения первичного напряжения до величины, комфортной для питания устройств и реле, также для изоляции цепей обмоток вольтметров, счётчиков, реле и остальных устройств от сети первичного напряжения.

Ограничители перенапряжений — предусмотрены для защиты изоляции электронных цепей, электрооборудования и аппаратуры от атмосферных и коммутационных перенапряжений.

Токоведущие части — неизолированные и изолированные проводники, созданные для соединения источников с приёмниками энергии через разные переключающие аппараты.

Изоляторы — электротехнические устройства созданные для электронной изоляции и механического крепления электроустановок либо их отдельных частей, находящихся под различными электронными потенциалами.

ТСН — предусмотрены для преобразования электронной энергии по уровню напряжения до значения 380/220 В и для питания собственных нужд тяговой подстанции.

1.6 Расчёт наибольших рабочих токов главных присоединений

Наибольший рабочий ток вводов и перемычки тяговой подстанции определим, используя выражение:

где коэффициент перспективы, равный 1.3;

— коэффициент транзита, равный 1.7

nт — число понижающих трансформаторов;

nт — число понижающих районных трансформаторов;

— номинальная мощность трансформатора, ВА;

— номинальное входное напряжение тяговой подстанции, В;

Наибольший рабочий ток обмотки высочайшего напряжения тягового трансформатора определим по формуле:

где: — коэффициент перегрузки трансформатора, равный 1,5;

— номинальное напряжение стороны высочайшего напряжения.

Наибольший рабочий ток обмотки низкого напряжения тягового трансформатора определим, используя выражение:

где: — номинальное напряжение стороны среднего напряжения, В;

Сборные шины низкого напряжения (2х27,5 кВ):

где: — коэффициент распределения перегрузки на шинах вторичного напряжения, равный 0,7.

Наибольший рабочий ток обмотки высочайшего напряжения районного трансформатора определим по формуле:

где: — коэффициент перегрузки трансформатора, равный 1.5;

— номинальное напряжение стороны высочайшего напряжения.

Обмотка низкого напряжения районного трансформатора:

где: — номинальное напряжение стороны низкого напряжения, В;

Сборные шины низкого напряжения районных потребителей (10 кВ):

Наибольшие рабочие токи фидеров районных потребителей определим по формуле:

где — коэффициент перспективы, равный 1,3;

— полная мощность районного пользователя, ВА;

— номинальное напряжение районного пользователя , В;

ток фидера районного пользователя

Ток фидера контактной сети (2х27,5) принимаем: А.

1.7 Выбор аппаратуры и токоведущих частей подстанции

Для обеспечения надёжной работы аппаратуры и токоведущих частей электроустановки нужно верно избрать их по условиям долговременной работы в обычном режиме и краткосрочной работы в режиме недлинного замыкания.

Выбор аппаратуры и токоведущих частей производится по номинальному току и напряжению: Uуст Uн ; Iраб.max Iн ,

где Uуст — номинальное напряжение установки;

Uн — номинальное напряжение аппарата;

Iраб.max — наибольший рабочий ток присоединения, где установлен аппарат;

Iн — номинальный ток аппарата.

Выбор шин и токоведущих частей.

Вводы и перемычка ТП (110 кВ):

Iраб max = 1168,14 А;

Избираем провод АС — 700Iдоп = 1180 А

Вводы ВН понижающего тягового трансформатора(110 кВ):

Iраб max = 340,91 А;

Избираем провод АС — 120Iдоп = 390 А

Вводы НН понижающего тягового трансформатора(2х27,5 кВ):

Iраб max = 681,82 А;

Избираем провод АС — 330Iдоп = 730 А

Вводы ВН районного понижающего трансформатора(110 кВ):

Iраб max = 125,97 А;

Избираем провод АС — 270Iдоп = 265 А

Вводы НН районного понижающего трансформатора(10 кВ):

Iраб max = 1385,64 А;

Избираем шину А-1008Iдоп = 1625 А

Сборные шины низкого напряжения (2х27,5 кВ):

Iраб max = 954,55 А;

Избираем провод АС — 500Iдоп = 960 А

Сборные шины низкого напряжения (10 кВ):

Iраб max = 1293,26 А;

Избираем шинуА-608Iдоп = 1320 А

Фидеры районных потребителей (10 кВ):

Iраб max = 112,58 А;

Избираем шинуА-203Iдоп = 275 А

Фидеры контактной сети (2х27,5 кВ)

Iраб max = 400 А;

Избираем провод АС — 150Iдоп = 450 А

Выбор изоляторов.

РУ-110 кВ: ЛК-120/110;

РУ-2х27,5 кВ: ЛК-120/35;

РУ-10 кВ: ИО-10-3,75У3, ИП-10/1600-750У

Выбор выключателей.

РУ-110 кВ:

Перемычка ТП:Iраб max = 1168,14 А;

РМ-121-20/1200 Iном = 1200 А;Uном = 110 кВ;

Вводы ВН тягового трансформатора:Iраб max = 340,91 А;

РМ-121-20/1200 Iном = 1200 А;;Uном = 110 кВ;

Вводы ВН районного трансформатора:Iраб max = 125,97 А;

РМ-121-20/1200 Iном = 1200 А;Uном = 110 кВ;

РУ-2х27,5 кВ:

Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 681,82 А;

ВГБЭ-35- 12,5/1000Iном = 1000 А;Uном = 35 кВ;

Обходной выключатель: Iраб max = 954,55 А;

ВГБЭ-35- 12,5/1000Iном = 1000 А;Uном = 35 кВ;

Фидеры контактной сети:Iраб max = 400 А;

ВГБЭ-35- 12,5/630Iном = 630 А;Uном = 35 кВ;

Фидеры ДПР:

ВГБЭ-35- 12,5/630Iном = 630 А;Uном = 35 кВ;

Вводы ТСН:

ВГБЭ-35- 12,5/630Iном = 630 А;Uном = 35 кВ;

РУ-10 кВ:

Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 1385,64 А;

ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10-20/1600Iном = 1600 А;Uном = 10 кВ;

Фидеры районных потребителей:Iраб max = 112,58 А;

ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10-12,5/630Iном = 630 А;Uном = 10 кВ;

Секционный выключатель: Iраб max = 1293,26 А;

ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10-20/1600Iном = 1600 А;Uном = 10 кВ;

Выбор разъединителей.

РУ-110кВ

Вводы и перемычка ТП (110 кВ): Iраб max = 1168,14 А;

РГ-110-2000 Iном = 2000 А; Uном = 110 кВ;

Вводы ВН тягового трансформатора:Iраб max = 340,91 А;

РГ-110-1000 Iном = 1000 А; Uном = 110 кВ;

Вводы ВН районного трансформатора:Iраб max = 125,97 А;

РГ-110-1000 Iном = 1000 А; Uном = 110 кВ;

РУ-2х27,5 кВ:

Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 681,82 А;

РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;

Цепь обходного выключателя: Iраб max = 954,55 А;

РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;

Фидеры контактной сети:Iраб max = 400 А;

РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;

Фидеры ДПР:

РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;

Вводы ТСН:

РГ-35-1000Iном = 1000 А; Uном = 35 кВ;

РУ-10кВ:

Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 1385,64 А;

РГ-35-2000Iном = 2000 А; Uном = 35 кВ;

Выбор заземлителей

Фидеры районных потребителей:Iраб max = 112,58 А;

ЗР-10 НУЗI терм. ст. =90 А; Uном = 10 кВ;

Секционный выключатель: Iраб max = 1293,26 А;

ЗР-10 НУЗI терм. ст. =90 А;Uном = 10 кВ

Выбор предохранителей

Предохранители на напряжение выше 1000 В употребляют для защиты трансформаторов напряжения в РУ — 6; 10 кВ, при всем этом используют предохранители типа ПКН, ПК (Персональный компьютер — компьютер, предназначенный для эксплуатации одним пользователем) и ПКТ (трубчатые с кварцевым заполнителем).

Предохранители выбирают по номинальному току: , 80 > 60 А

Избираем трубчатый предохранитель с кварцевым заполнителем, для ТН типа: ПКТ104-10-100-31,5 У3

Выбор трансформаторов тока.

РУ-110 кВ:

Рабочая перемычка ТП: Iраб max = 1168,14 А;

ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)-110-1200/5I1ном = 1200 А; Uном = 110 кВ;

Ремонтная перемычка ТП: Iраб max = 1168,14 А;

ТГФ-110-1200/5 I1ном = 1200 А; Uном = 110 кВ;

Вводы ВН тягового трансформатора:I раб max = 340,91 А;

Вводы ВН районного трансформатора: Iраб max = 125,97 А;

РУ-2х27,5 кВ:

Цепь обходного выключатель: Iраб max = 954,55 А;

Вводы НН понижающего трансформатора: Iраб max = 681,82 А;

Фидеры контактной сети: Iраб max = 400 А;

Фидеры ДПР:

Вводы ТСН:

РУ-10кВ:

Вводы НН понижающего трансформатора:Iраб max = 1385,64 А;

GDS-10-1500/5 I1ном = 1500 А; Uном = 10 кВ;

Секционный выключатель: Iраб max = 1293,26 А;

GDS-10-1500/5 I1ном = 1500 А; Uном = 10 кВ;

Фидеры районных потребителей:Iраб max = 112,58 А;

GDS-10-150/5 I1ном = 150 А; Uном = 10 кВ;

Выбор трансформаторов напряжения.

РУ-110 кВ.

Перемычка транзитной ТП

Три однофазныхТН: 3хЗНОГ-110

РУ-2х27,5 кВ.

Шины тягового РУ-2х27,5 кВ

Четыре однофазных ТН: 4ЗНОЛ-35

РУ-10 кВ.

шина районного РУ-10 кВ

Однофазные ТН: 3хНОЛ-10

Выбор ограничителей перенапряжения.

РУ-110 кВ

ОПН-У/ТЕL-110-УХЛ1

Uн = Uн.уст = 110 кВ

РУ-2х27,5 кВ

ОПН-У/TEL-27,5-УХЛ1

Uн = Uн.уст = 27,5 кВ

РУ-10 кВ

ОПН-Т/TEL-10-УХЛ1

Uн = Uн.уст = 10 кВ

Глава 2. Расчёт токов недлинного замыкания

2.1 Схема тяговой подстанции

2.2 Электронная схема замещения

2.3 Расчёт сопротивлений частей схемы замещения

Расчет сопротивлений системы

По расчётной схеме (рис.6) и схеме замещения (рис.7.) найдём относительные сопротивления энергосистемы:

где: — базовая мощность, принимаем 100 МВА;

— мощность недлинного замыкания, МВА.

Относительные сопротивления ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока):

где: — удельное сопротивление проводов 1 км полосы, =0,4 Ом/км;

l — длина полосы, км.

Относительные сопротивления обмоток районного трансформатора:

где: — номинальная мощность трансформатора, МВА.

Преобразуем схему замещения до точки К3 (Рис.8.):

Преобразуем треугольник сопротивлений в эквивалентную звезду (рис.8.б):

Звезду сопротивлений преобразуем в треугольник (рис.8.г):

Убираем ветвь, содержащую сопротивление , потому что точки источников питания равнопотенциальны, то ток через эту ветвь не потечёт и сопротивлением можно пренебречь. Опосля преобразования получим схему:

Преобразуем схему замещения до точки К3:

Преобразуем звезду сопротивлений в треугольник (рис.8.е):

Убираем ветвь, содержащую сопротивление , потому что точки источников питания равнопотенциальны, то ток через эту ветвь не потечёт и сопротивлением можно пренебречь.

Опосля преобразования получим схему (рис.8.ж).

2.4 Расчёт токов недлинного замыкания на шинах РУ

Расчет токов недлинного замыкания на шинах ОРУ 110 кВ

Проверяем на удалённость точку недлинного замыкания К1:

как следует, куцее замыкание удалённое от первого источника питания.

как следует, куцее замыкание удалённое от второго источника питания.

где: — мощность источника, МВА

При расчёте токов недлинного замыкания от первого и второго источников используем приближенный способ, потому что куцее замыкание удалённое.

Расчёт повторяющейся составляющей.

кА;

кА.

Расчёт апериодической составляющей.

Апериодическую составляющую определим по формуле:

где:

— время отключения тока недлинного замыкания;

— собственное время отключения выключателя; для выключателя РМ-121-20/1200 =0,025 с;

— неизменная времени затухания, равная 0,02 сек [1];

— малое время срабатывания релейной защиты =0,01 с;

= 0,025+0,01=0,035 с.

кА.

Определение ударного тока.

=3,160 кА;

где: — ударный коэффициент, равный 1,61 [1].

Определение полного тока недлинного замыкания.

кА.

Ток однофазного к. з.

Расчет токов недлинного замыкания на шинах РУ 10 кВ

Проверяем на удалённость точку недлинного замыкания К3:

как следует, куцее замыкание удалённое от первого источника питания.

как следует, куцее замыкание удалённое от второго источника питания.

Где: — мощность источника, МВА

Расчёт повторяющейся составляющей.

кА;

кА.

Расчёт апериодической составляющей.

Апериодическую составляющую определим по формуле:

где:

— время отключения тока недлинного замыкания;

— собственное время отключения выключателя;

для выключателя BB/TEL-10/1600 =0,015 с;

— неизменная времени затухания, равная 0,03 сек [1];

— малое время срабатывания релейной защиты =0,01 с;

= 0,015+0,01=0,025 с.

кА.

Определение ударного тока.

=13,215 кА;

где: — ударный коэффициент, равный 1,72 [1].

Определение полного тока недлинного замыкания.

кА.

Расчет токов недлинного замыкания на шинах РУ 2х27,5 кВ

Определение тока недлинного замыкания меж контактным проводом и рельсовой цепью (повторяющаяся составляющая):

где: и — сопротивление фазы энергосистемы и трансформатора;

n — количество работающих трансформаторов;

— мощность недлинного замыкания на первичной стороне понижающего трансформатора, МВА.

где: — напряжение КЗ в %.

Определение тока недлинного замыкания меж контактным и питающим проводом (повторяющаяся составляющая):

где: и — сопротивление фазы энергосистемы и трансформатора;

n — количество работающих трансформаторов;

— мощность недлинного замыкания на первичной стороне понижающего трансформатора, МВА.

где: — напряжение КЗ в %.

потому что , то в последующих расчетах повторяющуюся составляющую будем принимать равной .

Расчёт апериодической составляющей.

Апериодическую составляющую определим по формуле:

где:

— время отключения тока недлинного замыкания;

— собственное время отключения выключателя;

для выключателя ВГБЭ-35/1000 =0,04 с;

— неизменная времени затухания, равная 0,02 сек [1];

— малое время срабатывания релейной защиты =0,01 с;

= 0,04+0,01=0,05 с.

кА.

Определение ударного тока.

=6,121 кА;

где: — ударный коэффициент, равный 1,6 [1].

Определение полного тока недлинного замыкания.

кА.

2.5 Выбор трансформатора собственных нужд

На тяговой подстанции устанавливают два ТСН с вторичным напряжением 380/220 В, любой из которых рассчитан на полную мощность собственных нужд.

Питание ТСН на тяговых подстанциях переменного тока осуществляем от шин 2 27,5 кВ.

Нужная мощность для питания собственных нужд переменного тока быть может определена суммированием всех мощностей потребителей подстанции.

Расчётная мощность для питания собственных нужд (мощность ТСН) определяется:

Расчётную мощность ТСН определим по формуле:

где: Sу — установленная мощность ТСН:

где: — суммарная активная мощность, кВт;

— суммарная реактивная мощность, кВАр.

где: — коэффициент использования установленной мощности;

— данная мощность собственных нужд;

— тангенс определенного вида собственных нужд.

Мощность обогрева элегаза и приводов высоковольтных выключателей:

Таблица №4.

Тип выключателя

Рэлегаза, кВт

Рпривода, кВт

Кол-во выкл-ей

Робщ, кВт

РМ — 121

4,8

0,7

ВГБЭ — 35

0,8

19,2

Итого:

52,2

Данные по цепям собственных нужд:

Таблица №5.

Наименование пользователя

ки

cos

P, кВт

Pу, кВт

Qу, кВА

Рабочее освещение

0,7

16,8

Моторные перегрузки

0,75

0,8

36,9

0,75

26,3

19,7

Печи отопления и калориферы

0,65

Пользователи СЦБ

0,75

0,8

36,9

0,75

31,5

23,6

Зарядно-подзарядный агрегат

0.7

9,3

6,5

Итого:

96,1

43,3

кВАр;

По рассчитанной мощности избираем ТСН типа: ТМ -160/27,5 — 74 У1.

Технические свойства трансформатора ТМ — 160/27,5 — 74 У1.

Таблица № 6

Тип трансформатора

Номинальное напряжение обмоток , кВ

Утраты, кВт

uК, %

IХ,%

Схема и группа соединения обмоток

ВН

НН

РХ

РК

ТМ -160/27,5 — 74 У1

27,5

0,4

0,66

2,65

6,5

2,4

Y/Y0-0

2.6 Схемы питания потребителей собственных нужд

Питание потребителей собственных нужд переменного тока осуществляется от системы сборных шин 380/220 В. В качестве запасного источника электроэнергии собственных нужд переменного тока употребляют дизель — генератор.

Рис.3. Принципная схема питания СН переменного тока открытой части тяговой подстанции: фидеры: 1 и 10 — шкафа СН в здании подстанции; 2 — обдува понижающих трансформаторов; 3 — ВЛСЦБ; 4 — освещения камер 10 кВ и СЦБ; 5 — запасный; 6 — освещения открытой части подстанции; 7 — передвижного масляного хозяйства; 8 — питания дистанций контактной сети; 9 — обогрева элегаза и приводов высоковольтных выключателей и ячеек КРУН.

Рис.4. Принципная схема питания СН переменного тока закрытой части тяговой подстанции: фидеры: 1 — сверлильного и наждачного станков; 2 — электронных печей щитовой и подсобных помещений; 3 — электронных печей; 4 — насоса откачки воды из баков для слива масла; 5 — питания движков вентиляторов машинного зала; 6,7 и 8 — питания соответственно пульта дистанционного управления разъединителями контактной сети, стоек телемеханики и автоматики; 9 — питания подзарядных устройств; 10 — калориферов и вентиляторов помещения аккумуляторной батареи; 11 — освещения строения тяговой подстанции; 12 — электронных печей помещения дизель — генератора; 13 — вентиляторов помещения дизель — генератора. Вводы: I и III — фидеров СН от ТСН на открытой части тяговой подстанции; II — запасный от дизель — генератора

Рис.5. Принципная схема питания СН неизменного тока. Цепи питания: 1 — приводов высоковольтных выключателей; 2 — устройств управления и сигнализации; 3 — аварийного освещения; 4 — унифицированного преобразователя напряжения устройств автоматики и телемеханики.

2.7 Расчёт токов недлинного замыкания в цепях собственных нужд

При расчёте нужно учитывать индивидуальности:

Учитываем активное и реактивное сопротивление цепи КЗ;

Расчёт сопротивлений исполняем в именованных единицах (Ом, мОм);

Определяем определенные значения времени затухания апериодической составляющей тока

Расчёт повторяющейся составляющей тока КЗ ведется по закону Ома;

Необходимость учёта сопротивлений всех частей цепи КЗ.

Составим расчётную схему цепей собственных нужд:

Рис. 9.

Составляем схему замещения

Рис. 10.

Преобразуем схему замещения.

Рис. 11.

Найдём очень рабочий ток во вторичной обмотке трансформатора собственных нужд:

где: кпер — коэффициент перегрузки трансформатора, равный 1,5;

SнТСН — номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

Ucр — среднее напряжение вторичной обмотки ТСН, равное 0,38 кВ.

Найдём сопротивление ТСН:

где: uк — напряжение недлинного замыкания ТСН, %;

— номинальное напряжение вторичной обмотки ТСН, кВ;

— номинальная мощность ТСН, кВА.

Найдём сопротивление трансформатора тока:

ТК — 20 — 400/5

rтт = 0,11 Ом

хтт = 0,17 Ом

Найдём сопротивление автоматического выключателя:

А3790С — 400

rАВ = 0,15 Ом

хАВ = 0,1 Ом

Найдём сопротивление материала кабеля:

где: — удельное сопротивление материала кабеля;

;

— длина кабеля, равная 50м;

— сечение кабеля, мм2.

ААГУ-3185 = 185 мм2

В качестве четвёртой жилы используем дюралевую оболочку кабеля [9].

380 > 365 А

где: х0 — 0,0602 [2]

Найдём сопротивление рубильника:

РПЦ — 32 — 400

rр = 0,2 мОм

Найдём сопротивление системы:

где: — среднее напряжение; =0.4 кВ.

— мощность недлинного замыкания на шинах, от которых питается ТСН, кВА.

Определяем суммарное активное и реактивное сопротивления:

мОм;

мОм.

Найдём повторяющуюся составляющую:

где: z — полное сопротивление цепи недлинного замыкания Ом;

Для определения ударного тока и апериодической составляющей тока недлинного замыкания определим постоянную времени затухания апериодической составляющей по формуле:

где: результирующее реактивное и активное сопротивление цепи недлинного замыкания;

рад/с.

Определим ударный коэффициент:

Апериодическую составляющую тока недлинного замыкания определим по формуле:

кА.

Определим ударный ток недлинного замыкания.

где: — ударный коэффициент.

кА;

Определим полный ток недлинного замыкания по формуле:

кА.

Глава 3. Проверка токоведущих частей, изоляторов и аппаратуры по результатам расчета токов недлинного замыкания

3.1 Расчёт величины термического импульса для всех РУ

Для проверки аппаратуры и токоведущих частей производится расчёт величины термического импульса для всех РУ по выражению:

кА2с

где — изначальное

— неизменная времени затухания апериодической составляющей тока недлинного замыкания,

где — время срабатывания релейной защиты рассматриваемой цепи;

— полное время отключения выключателя.

Результаты расчета оформим в виде таблицы:

Таблица № 7

U, кВ

а, с

tпв, с

tрз, с

tотк, с

In, кА

, кА2с

вводы

110

0,02

0,055

2,0

2,055

1,388

1,3882(2,055+0,02)

3,998

2х27,5

0,02

0,065

1,0

1,065

2,705

2,7052(1,065+0,02)

7,939

0,03

0,025

1,0

1,025

5,433

5,4332(1,025+0,03)

31,141

фидеры

2х27,5

0,02

0,065

0,5

0,565

2,705

2,7052(0,565+0,02)

4,280

0,03

0,025

0,5

0,525

5,433

5,4332(0,525+0,03)

16,382

3.2 Проверка шин и токоведущих частей

Шины открытых РУ 110 кВ и 2х27,5 кВ делают сталеалюминевыми гибкими проводами марки АС.

Проверка гибких шин РУ — 110 кВ и РУ 2х27,5 кВ.

Проверка на тепловую стойкость производится по формуле:

где: — малое сечение, тепловое устойчивое при КЗ, мм2

Малое сечение, при котором протекание тока КЗ не вызывает нагрев проводника выше допустимой температуры:

где: — величина термического импульса;

С — константа,

Проверка по условию отсутствия коронирования

где: E0 — наибольшее

где: m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0.82);

rпр — радиус провода, см.

E — напряжённость электронного поля около поверхности провода, кВ/см,

где U — линейное напряжение, кВ;

Dср — среднее геометрическое расстояние меж проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз .

тут D — расстояние меж примыкающими фазами, см. Для сборных шин приняты расстояния меж проводами различных фаз -1,6 и 3,0 м для напряжений 35 и 110 кВ соответственно.

Вводы и перемычка ТП (110 кВ), тип шин АС — 700 [4] по тепловой стойкости:

700мм2 > 22,217мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

Вводы ВН понижающего тягового тр-ра(110 кВ), тип шин АС — 120 [4]

по тепловой стойкости:

120мм2 > 22,217мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

Вводы ВН районного понижающего тр-ра(110 кВ), тип шин АС — 70 [4]

по тепловой стойкости:

70мм2 > 22,217мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

Ввод НН тягового понижающего тр-ра(2х27,5), тип шин АС — 330 [4]

по тепловой стойкости:

330мм2 > 31,307мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

Сборные шины НН(2х27,5), тип шин АС — 500 [4]

по тепловой стойкости:

500мм2 > 31,307мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

Фидеры контактной сети (2х27,5), тип шин АС — 150 [4]

по тепловой стойкости:

150мм2 > 22,987мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

Выбор твердых шин РУ — 10 кВ.

1. Проверка на электродинамическую устойчивость:

где: — механическое напряжение, возникающие в шинах при КЗ

где l — расстояние меж примыкающими опорными изоляторами, м ( РУ — 10 кВ: l = 1м);

а — расстояние меж осями шин примыкающих фаз, м ( РУ — 10 кВ: а = 0.25 м );

iу — ударный ток трёхфазного недлинного замыкания, кА;

W — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м3

при расположении шин на ребро:

, м3

при расположении шин плашмя:

, м3

где: b и h — толщина и ширина шины, м

Вводы НН районного понижающего тр-ра(10 кВ),, тип шин А — 100 8

по тепловой стойкости:

800мм2 > 62,005мм2

по электродинамической стойкости:

м3

40 > 8,732 МПа

Сборные шины НН районных потребителей(10 кВ), тип шин А — 60 8 по тепловой стойкости:

600мм2 > 62,005мм2

по электродинамической стойкости:

м3

40 > 2,563 МПа

Фидеры районного пользователя (10 кВ), тип шин А — 20 3

по тепловой стойкости:

60мм2 > 44,972мм2

по электродинамической стойкости:

м3

40 > 34,927 МПа

3.3 Проверка изоляторов

Шины подвешиваются при помощи полимерных навесных изоляторов. Марки изоляторов и их технические данные представлены в таблице №7 для РУ 110 кВ и РУ 2х27,5 кВ.

Таблица № 8.

свойства и марки изоляторов

Номинальное напряжение, кВ

Разрушающая сила при растяжении, кН

Длина пути утечки не наименее, мм

Длина изоляционной части, мм

Масса, кг

Строительная высота, мм

ЛК — 120/110

110

120

2500

1010

3,2

1377

ЛК — 120/35

120

900

370

1,8

597

В РУ — 10 кВ шины крепятся на опорных и проходных изоляторах.

Опорных изоляторах ИО 10 — 3,75 У3

1. по номинальному напряжению: ,

2. по допустимой перегрузке:

где:- разрушающая перегрузка на извив изолятора.

где: l — расстояние меж примыкающими опорными изоляторами, м ( РУ — 10 кВ: l = 1м);

а — расстояние меж осями шин примыкающих фаз, м ( РУ — 10 кВ: а = 0,25 м );

225>122,944 даН

Выбор проходных изоляторов: ИП — 10/1600-750 У

1. по номинальному напряжению:

2. по допустимому току:

3. по допустимой перегрузке:

где:- разрушающая перегрузка на извив изолятора.

1250>61,472 даН

3.4 Проверка выключателей

Выключатели проверяются:

на электродинамическую стойкость:

где — ударный ток недлинного замыкания, кА.

— предельный сквозной ток, кА

на тепловую стойкость:

где:- величина термического импульса в цепи выключателя, кА2с;

— ток тепловой стойкости, кА;

— время протекания тока тепловой стойкости, с.

3. по номинальному току отключения:

где: — повторяющаяся составляющая тока недлинного замыкания, кА;

— номинальный ток отключения выключателя, кА;

4. по полному току отключения:

где: — номинальное

iк — полный ток КЗ;

5. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

где: — номинальное нормируемое

где: — время от начала недлинного замыкания до расхождения контактов выключателя.

— малое время деяния релейной защиты, с;

— собственное время отключения выключателя, с.

6. по включающей возможности:

где: — номинальный ток включения выключателя:

РУ-110 кВ

Выключатель: РМ — 121 — 20/1200

на электродинамическую стойкость:

3,160 < 102 кА

на тепловую стойкость:

3,998 < 202 3

3,998 < 1200 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

1,388 < 20 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

0,342 < 13,010 кА

5. по полному току отключения:

41,295 > 2,305 кА

6. по включающей возможности:

1,388 < 20 кА

3,160 < 102 кА

РУ_2х27,5 кВ

Выключатель: ВГБЭ-35-12,5/1000

на электродинамическую стойкость:

6,121 < 32 кА

на тепловую стойкость:

7,939 < 12,52 3

7,939 < 486,750 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

2,705 < 12,5 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

0,313 < 5,816 кА

5. по полному току отключения:

23,494 > 4,254 кА

6. по включающей возможности:

2,705 < 12,5 кА

6,121 < 32 кА

Выключатель: ВГБЭ-35-12,5/630

на электродинамическую стойкость:

6,121 < 32 кА

на тепловую стойкость:

4,280 < 12,52 3

4,280 < 486,750 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

2,705 < 12,5 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

0,313 < 5,816 кА

5. по полному току отключения:

23,494 > 4,254 кА

6. по включающей возможности:

2,705 < 12,5 кА

6,121 < 32 кА

РУ-10 кВ

Выключатель: ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10-20/1600

на электродинамическую стойкость:

13,215 < 52 кА

на тепловую стойкость:

31,141 < 202 3

31,141 < 1200 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

5,433 < 20 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

3,342 < 16,235 кА

5. по полному току отключения:

44,519 > 25,677 кА

6. по включающей возможности:

5,433 < 20 кА

13,215 < 52 кА

Выключатель: ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10-12,5/630 на электродинамическую стойкость:

13,215 < 32 кА

на тепловую стойкость:

16,382 < 12,52 3

16,382 < 468,75 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

5,433 < 12,5 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

3,342 < 10,147 кА

5. по полному току отключения:

27,825 > 25,677 кА

6. по включающей возможности:

5,433 < 12,5 кА

13,215 < 32 кА

3.5 Проверка разъединителей

Разъединители проверяются:

на электродинамическую стойкость:

где — ударный ток недлинного замыкания, кА.

— предельный сквозной ток, кА

на тепловую стойкость:

где:- величина термического импульса в цепи выключателя, кА2с;

— ток тепловой стойкости, кА;

— время протекания тока тепловой стойкости, с.

РУ-110 кВ

Разъединитель РГ-110-2000

на электродинамическую стойкость:

3,160 < 100 кА

на тепловую стойкость:

3,998 402 3 кА2с

3,998 < 4800 кА

Разъединитель РГ-110-1000

на электродинамическую стойкость:

3,160 < 80 кА

на тепловую стойкость:

3,998 31,52 3 кА2с

3,998 < 2976,75 кА

РУ_2х27,5 кВ

Разъединитель РГ-35-1000

на электродинамическую стойкость:

6,121 < 40 кА

на тепловую стойкость:

7,993 162 3 кА2с

7,993 < 768 кА

РУ-10 кВ

Разъединитель РГ-35-2000

на электродинамическую стойкость:

13,215 < 80 кА

на тепловую стойкость:

31,141 31,52 3 кА2с

31,141 < 2976,75 кА

3.6 Проверка заземлителей

Заземлитель ЗР-10 НУЗ

на электродинамическую стойкость:

13,215 < 235 кА

на тепловую стойкость:

31,141 902 1 кА2с

31,141 < 8100 кА

3.7 Проверка предохранителей

ПКТ104-10-100-31,5 У3

Предохранители инспектируют по номинальному току отключения:

25,677< 31,5 кА

3.8 Проверка трансформаторов тока

Разработка схем измерений

Схемы измерений нужны для определения расчетных длин проводов, зависящих от схемы подключения.

Схемы подключения трансформаторов тока

Трансформаторы тока проверяется:

На электродинамическую стойкость:

где: — ударный ток недлинного замыкания;

— предельный сквозной ток недлинного замыкания;

2. Проверка на тепловую стойкость:

где: — термический импульс, кА2с;

где: ток тепловой стойкости, кА;

— время протекания тока тепловой стойкости, с.

3. Проверка на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

где: — вторичная перегрузка более нагруженной фазы ТТ, Ом;

— номинальная допустимая перегрузка проверяемой обмотки ТТ в избранном классе точности, Ом.

Потому что индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, то:

где: — сопротивление токовых обмоток измерительных устройств и реле, Ом;

— сопротивление контактов: 0,05 Ом — при 2-ух и трёх устройствах и 0,1 — при большенном числе устройств;

— сопротивление соединительных проводов, Ом.

где: -удельное сопротивление материала провода (с медными жилами — 1.7510-8 Омм; с дюралевыми жилами — 2,8310-8 Омм);

qпр — сечение проводов, которое не обязано быть меньше 4 10-6 м2 для алюминия и 2,5 10-6 м2 для меди, но не наиболее 10 10-6 м2;

— расчётная длина соединительных проводов

Интегрированные ТТ на электродинамическую и тепловую стойкости не проверяем.

РУ-110 кВ

Рабочая перемычка ТП.

Тип ТТ: ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние) — 110 — 1200/5

1. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

z2 z2ном;

z2 = r2 = rприб + rпр + rк;

rприб = ;

Амперметр: Э8021;

Счетчик учета электроэнергии: Альфа

Sприб = Sa + S сч = 1,5 + 0,05 = 1,55 Вт

rприб = = = 0,062 Ом;

rпр = = 2,8310-8= 0,71 Ом;

r2 = rприб + rпр + rк = 0,062 + 0,71 + 0,05 = 0,822 Ом;

r2ном = = = 2 Ом > r2 = 0,822 Ом;

Ремонтная перемычка ТП.

Тип ТТ: ТГФ-110-1200/5

1. на электродинамическую стойкость:

3,160 < 100 кА

2. проверка на тепловую стойкость:

3,998 < 2700 кА2с

3. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

2 > 0,82 Ом

Ввод ВН тягового трансформатора:

1. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

1 > 0,822 Ом

Ввод ВН районных трансформатора:

1. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

1 > 0,822 Ом

РУ_2х27,5 кВ

Цепь обходного выключателя:

1. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

1,2 > 0,64 Ом

Вводы НН тягового трансформатора:

1. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

1,2 > 0,642 Ом

Фидер КС:

1. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

1 > 0,64 Ом

Фидер ДПР, ТСН:

1. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

1 > 0,642 Ом

РУ-10 кВ

Ввод НН районного трансформатора:

Тип ТТ: GDS — 10 — 1500/5

1. на электродинамическую стойкость:

13,215 < 300 кА

2. проверка на тепловую стойкость:

31,141 < 14400 кА2с

3. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

0,2> 0,155 Ом

Секционный выключатель:

Тип ТТ: GDS — 10 — 1500/5

1. на электродинамическую стойкость:

13,215 < 300 кА

2. проверка на тепловую стойкость:

31,141 < 14400 кА2с

3. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

0,2> 0,153 Ом

Фидеры районных потребителей:

Тип ТТ: GDS — 10 — 150/5

1. на электродинамическую стойкость:

13,215 < 300 кА

2. проверка на тепловую стойкость:

16,382 < 14400 кА2с

3. на соответствие классу точности для номинальной перегрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

0,2> 0,155 Ом

3.9 Проверка трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения проверяются:

1. по номинальному напряжению установки:

2. по конструкции и схеме соединения обмоток;

3. по классу точности;

4. по перегрузке вторичных цепей:

где: S2ном — номинальная мощность ТН в избранном классе точности, ВА;

S2 — суммарная мощность, потребляемая присоединенными к ТН устройствами, ВА.

где: Sприб — мощность потребляемая всеми катушками 1-го устройства;

— коэффициент мощности устройства.

РУ — 110 кВ

Таблица № 9

Устройство

Тип устройства

Nкат

Nпр

Sн

Cos пр

Sin п

Pпр, Вт

Qпр, ВАр

Вольтметр

Э378

2.0

—

Реле направления мощности

РБМ-171

—

Счётчик электроэнергии

Альфа

3,6

—

68,8

—

Реле напряжения

РН — 54

1.0

3.0

—

ИТОГО:

104,8

Тип ТН: 3ЗНОГ — 110 82У3

450 > 104,8 ВА

РУ — 227.5 кВ:

Таблица № 10.

Устройство

Тип устройства

Nкат

Nпр

Sн

Cos пр

Sin п

Pпр, Вт

Qпр, ВАр

Вольтметр

Э378

2.0

—

Счётчик электроэнергии

Альфа

3,6

—

86,4

—

Электрическая защита фидера

УЭЗФМ

—

Определитель места повреждения

ОМП

—

Реле напряжения

РН — 54

—

ИТОГО:

109,4

Тип ТН: 4ЗНОЛ — 35

600 > 109,4 ВА

РУ — 10 кВ

Таблица №11.

Устройство

Тип устройства

Nкат

Nпр

Sн

Cosпр

Sinп

Pпр, Вт

Qпр, ВАр

Вольтметр

Э378

2.0

—

Счётчик электроэнергии

Альфа

3,6

—

75,6

—

Реле напряжения

РН — 54

1.0

3.0

—

ИТОГО:

80,6

Тип ТН: 6НОЛ — 10 (23 НОЛ — 10)

450 > 80,6 ВА

Потому что мощность перегрузки вторичной цепи осталась большенный, то принимаем две группы по три однофазных ТН. Всего три набора однофазных ТН (два в работе и один в резерве). Разработка схем измерений

Рис. 13.

Рис. 14.

3.10 Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата

В качестве аккумуляторной батареи употребляют, как правило, свинцово-кислотные и в отдельных вариантах щелочные железо-никелевые АБ.

Выбор АБ заключается в определении термического номера батареи, состоящей из СК — аккумов стационарного типа и расчёте числа поочередно включённых частей.

Число частей АБ, работающей в режиме неизменного подзаряда, определим по формуле:

где: -напряжение на шинах АБ, равное 258 В.

-напряжение подзаряда, равное 2.15 В.

Номер аккумуляторной батареи определим, исходя из расчётной ёмкости и большего тока при разряде:

где: — расчётный ток долгого разряда;

— ток, потребляемый повсевременно включенными пользователями;

— ток, потребляемый пользователями, присоединенными к АБ в аварийном режиме;

— время аварийного режима, равное 2 ч.

где: — мощность цепей управления, защиты и сигнализации;

В.

где: — мощность аварийного освещения.

Номер АБ по условиям долгого режима

где: — ёмкость двухчасового разряда аккума СК — 1, равная 22 Ач.

принимаем Nдл = 2

Больший ток при краткосрочном режиме разряда АБ:

где: —ток, потребляемый более массивным приводом при включении выключателя (для ВГБЭ — 35, =40 А).

Номер АБ по условиям краткосрочного режима:

где: 46 А — ток краткосрочного разряда для СК — 1

принимаем Nкр = 2

совсем принимаем СК — 2

Больший ток подзарядного агрегата

где:

— для СК-1 СК-5

Мощность подзарядного преобразовательного и зарядного агрегата: .

где: — число частей АБ.

Избираем тип выпрямителя, применяемого в подзарядных и зарядных преобразователях:

ВАЗП — 380/260 — 40/80

Sн = 20,8 кВт

Sн > Sзар

20,8 > 2,834 кВт

Iн = 80 А

Iн > Iзар

80 > 21,1 А

Глава 4. План тяговой подстанции

Разработка плана тяговой подстанции.

План транзитной тяговой подстанции переменного тока системы электроснабжения 2 27,5 кВ разрабатываем в согласовании с советами изложенными в [4].

Открытую часть подстанции монтируем на системах, распластоного типа с соблюдением всех эталонов на малые расстояния меж токоведущими элементами и землёй. Также исполняем чертёж: план и разрезы тяговой подстанции.

Расчёт площади открытой части тяговой подстанции.

Площадь открытой части тяговой подстанции определим как:

где: а — длина, м а =87,8 м;

b — ширина, м b = 87,8 м.

=87,887,8 = 7700 м2

=83,883,8 = 7022 м2

Глава 5. Расчёт заземляющего устройства

Расчёт заземляющего устройства в курсовом проекте исполняем графо-аналитическим способом, основанный на применении теории подобия, которая предугадывает:

1. Подмену настоящего грунта с изменяющимся по глубине удельным сопротивлением эквивалентной двухслойной структурой с сопротивлением верхнего слоя 1, шириной h и сопротивлением нижнего слоя земли 2,

Рис. 15.

2. Подмену настоящего сложного заземляющего контура, состоящего из системы вертикальных электродов, объединённых уравнительной сетью с шагом 4 — 20 м, и хоть какой конфигурации — эквивалентной квадратной расчётной моделью с схожими ячейками, однослойной структуры земли (3) при сохранении их площадей (S), общей длины вертикальных (LВ), горизонтальных (Lр) электродов, глубины их залегания (hг), значения сопротивления растекания (Rэ) и напряжения прикосновения (Uпр).

Рис. 16.

За ранее определяем последующие величины:

длина горизонтальных заземлителей

число вертикальных электродов

длина вертикального электрода

где: h — толщина верхнего слоя земли;

S — площадь контура заземления.

общая длина вертикальных электродов

расстояние меж вертикальными электродами

6) глубину заложения горизонтальных электродов примем равной 0,8 м

Площадь заземляющего контура S принимается по плану открытой части тяговой подстанции, сохраняя при всем этом расстояние от границы контура до огораживания не наименее 2 м.

Сопротивление заземляющего контура:

где: — эквивалентное сопротивление грунта, Омм

А = (0,444 — 0,84, при

А = (0,355 — 0,25, при

, при

А = (0,444 — 0,84

Окончательным аспектом сохранности электроустановки является величина напряжения прикосновения, определяемая по формуле:

где: — ток однофазного К.З. на землю в РУ питающего напряжения, А;

кпр — коэффициент прикосновения.

где: — функция дела ;

— коэффициент, характеризующий условие контакта человека с землёй.

где: Rчел — расчётное сопротивление человека, равное 1000 Ом;

Rст — сопротивление растекания тока со ступнёй человека, равное 1,5.

где: — Допустимое

52 < 300 В

Исполняем проверку по напряжению заземляющего устройства:

где: — Допустимое

0,29 < 10 кВ

Глава 6. Финансовая часть проекта

6.1 Определение цены тяговой подстанции

Определение цены проектируемой тяговой подстанции делается по укрупнённым показателям цены строительства объектов электрификации жд транспорта с учётом главных узлов и частей подстанции.

В связи с конфигурацией цены, монтажных работ и оборудования тяговой подстанции,

Сстр*100

Смонт*100

Собор*100

Стоимость тяговой подстанции определяется по формуле:

СТП = Сстр + Смонт + Собор

Годичные эксплуатационные расходы:

Сэ = СW + С + Срем + СЗП

где: СW — стоимость утрат электроэнергии

где: — стоимость 1 кВт*ч (0,64 руб/кВт*ч);

W — перерабатываемое за год количество электроэнергии;

С — стоимость амортизационных отчислений:

где: Срем — стоимость годичного обслуживания и ремонта тяговой подстанции:

где: СЗП — годичный фонд зарплаты зависящий от способа обслуживания, штата должностных лиц и окладов, с учётом средств вещественного поощрения в размере 40 % от ФЗП.

При расчёте СЗП учитывается 13-ая заработная плата, равная месячному ФЗП:

Расчёт годичного фонда зарплаты сводим в таблицу № 12

Таблица № 12

Должность

Кол-во человек

Оклад

Начальник

15000

Ст. электромеханик

12000

Электромеханик

1000

Электромонтёр

8000

Уборщица

6000

Итого:

57000

Дальше определим себестоимость перерабатываемой электроэнергии за год:

где: Сэ — годичные эксплуатационные расходы.

Стоимость 1 кВА установленной мощности рассчитываем по формуле:

где: Sу — установленная мощность всех силовых трансформаторов ТП, питающегося от входного РУ.

Для удобства сводим расчёт цены оборудования тяговой подстанции, строй и монтажных работ в таблицу № 13.

Таблица № 13.

Наименование

Строй работы ,руб.

Монтажные работы, руб.

Оборудование, руб.

Верхнее строение пути

Здание ТП

Благоустройство местности

ОРУ — 110 кВ

РУ — 10 кВ

Тяговый блок

Питание автоблокировки

Шкафы СН

Прожекторное освещение

Заземление

Раздельно стоящие молниеотводы

Порталы шинных мостов и опоры

Подвеска шин к трансформаторам 110 кВ

Резервуар для слива масла V=30 м3

Кабельные каналы

Прокладка кабелей и др.

10370

38170

9400

13740

840

13120

460

170

940

1210

1140

650

200

1780

1710

260

—

10640

—

8710

820

9690

220

1220

1540

—

180

—

21770

—

39770

—

52860

18850

244410

8250

1430

—

ИТОГО

94160

54860

365570

ИТОГО с учётом коэффициентов

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ

Учебная работа. Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...