(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование тяговой подстанции
Наименование
Примечание
Тип тяговой подстанции
Транзитная неизменного тока 110/35/10 кВ
Наибольшая перегрузка тяговых потребителей, МВт
14
Наибольшая перегрузка районных потребителей 35 кВ, МВА
15
Наибольшая перегрузка районных потребителей 10 кВ, МВА
13
Наибольшая перегрузка СЦБ и АБ, кВА
60
Собственные нужды, кВА
1150
Наибольшая перегрузка ПЭ, кВА
1200
Удельный вес районных потребителей I группы 35 кВ
0,82
Удельный вес районных потребителей I группы 10 кВ
0,63
Удельный вес потребителей собственных нужд I группы
0,63
Удельный вес потребителей ПЭ I группы
0,74
Сопротивление питающей системы, Ом
28
Количество перерабатываемой энергии, кВт·ч/г
Земля ТП, м2
10150
время деяния главный релейной защиты на вводе 110 кВ, с
2,2
время деяния главный релейной защиты на вводе 35 кВ, с
1,85
время деяния главный релейной защиты на вводе 10 кВ, с
1,75
время деяния главный релейной защиты на отходящих линиях 35/10 кВ, с
0,6
Данные для выбора аккумуляторной батареи:
ток неизменной перегрузки, Iп, А
11
Ток аварийной перегрузки, Iа, А
10
Данные для расчета заземляющего устройства:
Удельное сопротивление земли, Ом·м
300
Удельное сопротивление, Ом·м
120
Толщина верхнего слоя земли, h1, м
2,5
Содержание
Введение
1. Структурная схема ТП
2. Главные агрегаты и их выбор
2.1 Трансформатор для питания потребителей автоблокировки
2.2 Трансформатор собственных нужд
2.3 Преобразовательные агрегаты тяговых подстанций неизменного тока
2.4 Понизительные трансформаторы тяговых подстанций неизменного тока
3. Определение расчетных токов длительного режима
3.1 Вводы в ОРУ — 110 кВ
3.2 Выходы из ОРУ — 110 кВ
3.3 Сборные шины ОРУ — 110 кВ
3.4 Присоединение понизительных трансформаторов со стороны ОРУ — 110 кВ
3.5 Сборные шины районных потребителей (РУ — 10 кВ)
3.6 Сборные шины ОРУ — 35 кВ
3.7 Присоединение понизительных трансформаторов со стороны ОРУ — 10 кВ
3.8 Присоединение преобразовательных агрегатов со стороны шин 10 кВ
3.9 Присоединение трансформаторов собственных нужд со стороны шин 10 кВ
3.10 Присоединения выпрямителей и стороны шин 3,3 кВ
3.11 Шина +3,3 кВ
3.12 шина -3,3 кВ
3.13 Запасная шина +3,3 кВ
3.14 Фидеры контактной сети
3.15 Фидеры районных потребителей
4. Расчет токов недлинного замыкания
4.1 Расчет токов недлинного замыкания в точке К1
4.2 Расчет токов недлинного замыкания в точке К2
4.3 Расчет токов недлинного замыкания в точке К3
4.4 Расчет токов недлинного замыкания в точке К4
5. Выбор и проверка токоведущих частей и электронных аппаратов
5.1 Токоведущие части распределительных устройств
5.2 Высоковольтные выключатели
5.3 Выбор разъединителей
5.4 Выбор измерительных трансформаторов тока
5.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
6. Увеличение свойства электроэнергии
6.1 Регулирование напряжения на подстанциях неизменного тока
6.2 Компенсация реактивной энергии на тяговых подстанциях неизменного тока
7. Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного устройства
7.1 Выбор аккумуляторной батареи (АБ)
7.2 Выбор зарядно-подзарядного устройства
8. Расчет заземляющего устройства
8.1 Конструктивное выполнение заземляющего устройства
8.2 Сопротивление заземляющего устройства
8.3 Проверка заземляющего устройства по допустимому сопротивлению
8.4 Проверка условия ограничения напряжения на заземляющем устройстве
Заключение
Перечень использованных источников
приложение
Введение
Электронная тяга относится к пользователям 1-й группы. Потому главным требованием к тяговым подстанциям является обеспечение надежной работы оборудования и бесперебойного электроснабжения ЭПС. Из этого требования исходят при проектировании тяговых подстанций и им руководствуются во время монтажа и эксплуатации. Надежность работы тяговых подстанций и бесперебойность электроснабжения тяговых потребителей обеспечиваются правильным выбором: схемы питания от электроснабжающей системы; типа и мощности преобразовательных агрегатов; схемы и аппаратуры распределительных устройств, системы резервирования; системы защиты от вероятных нарушений обычного режима; системы управления.
Целью данного курсового проекта является проектирование тяговой подстанции, отвечающей перечисленным выше требованиям.
1. Структурная схема тяговой подстанции
Проектирование тяговой подстанции начинается с составления ее структурной схемы. Она дает возможность составить начальную расчетную схему тяговой подстанции для вычисления рабочих токов недлинного замыкания.
Набросок 1 — Структурная схема проектируемой тяговой подстанции
1- линия электропередачи питающего напряжения (ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)-110 кВ);
2- открытое распределительное устройство питающего напряжения (ОРУ-110 кВ);
3- главные понижающие трансформаторы;
4- распределительные устройства 10 кВ (РУ- 10 кВ);
5- полосы питания районных потребителей;
6 — распределительное устройство районных потребителей (РУ-35 кВ);
7- трансформаторы собственных нужд (ТСН);
8- распределительное устройство собственных нужд 0,4 кВ;
9- полосы потребителей собственных нужд 0,4 кВ;
10- тяговые трансформаторы;
11- выпрямители;
12- распределительное устройство неизменного тока 3,3 кВ;
13- фидеры КС.
2 Главные агрегаты и их выбор
2.1 Трансформатор для питания потребителей автоблокировки
Номинальная мощность трансформатора автоблокировки выбирается по условию:
Sн,аб Sаб, (1)
где Sаб — данная мощность потребителей автоблокировки.
По этому условию, пользуясь справочными данными, избираем обычный трансформатор: ТСЗГЛ — 100/10.
100 60 кВА.
Дальше приводится схема РУ-10 кВ, сооружаемого на открытой части тяговой подстанции и её описание /2/.
РУ, выполненное по схеме рисунка 1, употребляют на подстанциях переменного тока РУ-10 кВ создано для питания районных нагрузок, а на подстанциях неизменного тока с первичным напряжением 110 (220) кВ — для питания преобразовательных агрегатов, ТСН, трансформаторов обогрева и др. Размещение ячеек на схеме отражает их размещение на плане закрытой части подстанции.
Напряжение на сборные шины поступает от обмоток низшего напряжения понижающих трансформаторов через ячейки № 1 и 20 вводов. В каждой фазе камеры выключатель 1, соединенный поочередно с первичной обмоткой трансформатора тока 2, огражден пальцевыми (втычными) контактами 3, выполняющими функции разъединителей. Меж трансформатором и камерой на открытой части подстанции предусмотрен разъединитель с заземляющими ножиками 16.
От каждой секции сборных шин получают питание преобразовательные агрегаты: выпрямительный и выпрямительно-инверторный. На 1-й секции шин предусмотрена установка запасной ячейки № 9 для питания преобразовательного агрегата. Ячейка выпрямительного агрегата типовая — камера типа VI с трансформаторами тока на 2-ух фазах и с заземляющими ножиками 4 на выходе ячейки. Выпрямительно-инверторный агрегат присоединен к шинам 10 кВ при помощи камеры VII с трансформаторами тока на всех 3-х фазах, что разъясняется особенными критериями работы релейной защиты на такового рода преобразователях.
Набросок 2.1 — Схема РУ 10 кВ внутренней установки подстанции неизменного тока
2.2 Трансформатор собственных нужд
На тяговой подстанции устанавливают два трансформатора собственных нужд (ТСН), что разъясняется условием резервирования.
Номинальная мощность Sн,тсн всякого ТСН быть может определена из последующих 2-ух критерий:
, (2)
,
где Sсн — данная мощность потребителей собственных нужд;
— толика потребителей собственных нужд 1-й группы;
Кап — коэффициент аварийной перегрузки ТСН (можно принять Кап =1,4).
Sсн (1150+60)/2, Sсн 605 кВА, (3)
Sсн (0,63*1150+60)/1,4, Sсн 560,4 кВА
Избираем обычный трансформатор собственных нужд ТСЗГЛ — 630.
Выполнение первого условия (3) обеспечивает питание всех потребителей в период наибольших нагрузок при параллельной работе 2-ух ТСН (это, как правило, зимний график работы, когда не считая всех иных нагрузок имеет пространство электронный подогрев помещений). В остальные периоды времени, когда перегрузка оказывается меньше, в работе остается один ТСН, который обеспечивает питание всех потребителей (это соответствует летнему графику работы ТСН). 2-ое условие (2) обеспечивает питание лишь потребителей первой группы при работе 1-го ТСН, работающего с перегрузкой, когда 2-ой вышел из строя.
2.3 Преобразовательные агрегаты тяговых подстанций неизменного тока
Преобразовательный агрегат представляет собой тяговый трансформатор ТТ, соединенный по определенной схеме (нулевая, мостовая, 12-пульсовая) с полупроводниковым выпрямителем ПВ.
Принимаем обычный тяговый трансформатор ТМПУ-16000/10Ж, соединенный по нулевой схеме с выпрямителем ТВЭ-3 номинальной мощностью Рн=9900 кВт внешной установки с естественным воздушным остыванием.
Выбрав тяговый трансформатор, следует найти число рабочих преобразовательных агрегатов по выражению
nРт/Рн, (3)
где Рт — данная мощность на тягу;
Рн — номинальная мощность принятого полупроводникового выпрямителя.
Приобретенное
n.
Общее число преобразовательных агрегатов N с учетом резервирования определяется выражением:
N=n+1, (4)
N=2+1=3.
2.4 Понизительные трансформаторы тяговых подстанций неизменного тока
На тяговых подстанциях неизменного тока устанавливают два понизительных трансформатора типа ТДТН определенной мощности.
Номинальная мощность всякого из трансформаторов быть может определена по двум условиям:
Sн,птКр(n*Sнт+Sр,35+Sр,10+Sпр+2Sн,тсн)/2,
Sн,птКр(n*Sнт+р,35 *Sр,35+р,10 * Sр,10+пр *Sпр+сн*2Sн,тсн)/Кап, (5)
где Кр — коэффициент разновременности наибольших нагрузок тяговых и нетяговых потребителей (Кр=0,85);
Sнт — номинальная мощность тягового трансформатора;
n — число рабочих тяговых трансформаторов;
Sр,35, Sр,10, Sпр — данные мощности районных нагрузок 35 и 10 кВ и потребителей, питающихся от ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) продольного электроснабжения;
р,35, р,10, пр — толики соответственных потребителей 1-й группы;
Кап — коэффициент аварийной перегрузки трансформатора (Кап=1,4).
Sн,пт0,85(2*14000+15000+13000+1200+2*1150)/2,
Sн,пт0,85(2*14000+0,82*15000+0,63*13000+0,74*1200+0,63*2*1150)/1,4,
Sн,пт24944 кВА,
Sн,пт30913,03 кВА.
1-е условие (5) обеспечивает питание всех потребителей в период наибольших нагрузок и при параллельной работе 2-ух трансформаторов. При наименьших отягощениях работает один трансформатор. 2-е условие (5) гарантирует питание лишь потребителей 1-й группы от 1-го трансформатора с учетом его перегрузки при выходе из строя второго трансформатора.
По условиям (5) выбирают обычный трансформатор ТДТН — 40000/110.
3. Определение расчетных токов длительного режима
Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) токоведущие части (провода, шины и др.) и электронные аппараты (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и др.) выбираются по расчетным токам длительного режима. Длительный режим работы электроустановки подразумевает такое время работы, при котором температура токоведущих частей и электронных аппаратов добиваются установившегося значения.
3.1 Вводы в ОРУ — 110 кВ
, (6)
где Кп — коэффициент перспективы роста перегрузки (Кп =1,3);
n — число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции (n = 2);
Sт — номинальная мощность понижающего трансформатора;
Sтр — транзитная мощность питания примыкающих тяговых подстанций (Sтр =80 МВт);
Кр — коэффициент разновременности наибольших нагрузок данной и
примыкающих тяговых подстанций (Кр = 0,8);
Uн — номинальное напряжение ОРУ питающего напряжения (Uн =110 кВ).
Эти коэффициенты будут применены далее в расчетах.
= кА.
3.2 Выходы из ОРУ — 110 кВ
; (7)
где все коэффициенты см.(6).
кА.
3.3 Сборные шины ОРУ — 110 кВ
(8)
где Кн- коэффициент, учитывающий неравномерное протекание тока по шинам (Кн = 0,7);
кА.
3.4 Присоединение понизительных трансформаторов со стороны ОРУ — 110 кВ
, (9)
где Кпер — коэффициент перегрузки трансформатора (Кпер = 1,4);
кА.
3.5 Сборные шины районных потребителей (РУ — 10 кВ)
, (10)
где Uн — номинальное напряжение на шинах РУ 10 кВ;
кА.
3.6 Сборные шины ОРУ — 35 кВ
, (11)
где Uн — номинальное напряжение на шинах РУ 10 кВ;
кА.
3.7 Присоединение понизительных трансформаторов со стороны ОРУ — 10 кВ
, (12)
где К — коэффициент, учитывающий долю мощности Sн, передаваемую в ОРУ — 10 кВ (К=0,5);
Uн — номинальное напряжение на шинах 10 кВ;
кА.
3.8 Присоединение преобразовательных агрегатов со стороны шин 10 кВ
, (13)
где Uн — номинальное напряжение на шинах 10 кВ;
кА.
3.9 Присоединение трансформаторов собственных нужд со стороны шин 10 кВ
, (14)
где Uн — номинальное напряжение на шинах 10 кВ;
Sн — номинальная мощность ТСН;
кА.
3.10 Присоединения выпрямителей и стороны шин 3,3 кВ
, (15)
где — номинальный выпрямленный ток выпрямителя (для выпрямителя ПВЭ-3 =3000 А);
=3000 А.
3.11 шина +3,3 кВ
, (16)
А.
3.12 Шина -3,3 кВ
, (17)
А.
3.13 Запасная шина +3,3 кВ
, (18)
где Iфм -максимальный рабочий ток фидера контактной сети ( А);
3.14 Фидеры контактной сети
, (19)
где nф — число фидеров КС (nф=4);
А.
3.15 Фидеры районных потребителей
, (20)
где Sр — данная мощность районных потребителей;
Uн — номинальное напряжение на шинах районных потребителей (Uн =10 кВ);
А.
4. Расчет токов недлинного замыкания
Избранные по токам и напряжениям рабочего режима токоведущие части и электронные аппараты должны быть испытаны согласно требованию ПУЭ на действие токов недлинного замыкания (КЗ).
При расчете токов КЗ нужно принять последующие условия: тяговая подстанция питается, от системы неограниченной мощности; главные агрегаты тяговой подстанции работают параллельно; расчетным видом является 3-фазное КЗ; точки вероятных КЗ намечают, исходя из критерий протекания по токоведущим частям и электронным аппаратам; больших токов (для критерий тяговой подстанции — это сборные шины всех РУ); в качестве расчетных следует принимать индуктивные сопротивления цепи К.З.
делать расчет токов КЗ рекомендуется в последующем порядке:
— составить начальную расчетную схему тяговой подстанции, которая представляет собой облегченную однолинейную схему первичной коммутации, на которой указать элементы, действующие на токи КЗ (для критерий тяговой подстанции это трансформаторы и преобразовательные агрегаты). Примером может служить схема теговой подстанции неизменного тока, приведенная на рисунке I. На всех сборных шинах РУ схемы следует указать точки возможных КЗ и напряжения Ucp (115; 37; 10,5; 3,3; 0,4 кВ), принятые при расчетах КЗ;
— составить схему замещения представляющую собой начальную расчетную схему, в какой электромагнитные (трансформаторные) связи заменяются связями электронные. Для этого употреблять известные схемы замещения трансформаторов. Для удобства расчетов подученные сопротивления пронумеровать;
— вычислить все сопротивления схемы замещения;
— для каждой из намеченных на схеме точек КЗ выполнить преобразование схемы замещения таковым образом, чтоб любая из точек КЗ была связана с источником питания лишь одним сопротивлением, для чего же употреблять известные формулы параллельного и поочередного сложения сопротивлений;
— высчитать токи КЗ.
Расчет токов КЗ довольно тщательно изложен в специальной литературе /2, 3, 4/, в данной связи ниже приводятся только некие советы.
Расчет сопротивлений схемы замещения можно делать в относительных либо именованных единицах. тут мы хотим предложить систему относительных единиц, которая в данных расчетах наиболее ординарна. При желании студента расчет сопротивлений быть может выполнен в именованных единицах при использовании обозначенных выше источников.
Если применить систему относительных единиц, нужно за ранее задаться базисной мощностью Sб, в качестве которой рекомендуется принять число, комфортное для вычислении (к примеру, Sб=100 либо Sб = 1000 МВ*А
4.1 Расчет токов недлинного замыкания в точке К1
Набросок 4.1 — Схема замещения для точки К1 Хк1 — сопротивление питающей системы.
Потому что задано сопротивление Х, то его относительное
, (21)
где Uб — базисное напряжение в точке К1 (Uб =115 кВ);
ХК1 ;
ток недлинного замыкания:
, (22)
где Iб — базисный ток, определяется по последующей формуле:
, (23)
кА,
кА,
ударный ток:
, (24)
где Ку — ударный коэффициент (Ку =1,8);
кА.
Мощность трехфазного КЗ в точке К1 рассчитывается по последующей формуле:
, (25)
= МВА.
4.2 Расчет токов недлинного замыкания в точке К2
Набросок 4.2 — Схема замещения для точки К2
Хк1 — сопротивление питающей системы;
Хк2, Хк3 — сопротивления понижающего трансформатора, обмотки высочайшего напряжения (2) и низкого напряжения (3);
Хк4- результирующее сопротивление до точки К2.
Результирующее сопротивление ХК4 определяется по последующей формуле:
(26)
где 2 — число, учитывающее параллельную работу 2-ух понижающих трансформаторов;
В свою очередь
, (27)
где Uквн — напряжение КЗ понижающего трансформатора (Uквн =17 %);
Sн — номинальная мощность понижающего трансформатора.
ХК2 +ХК3 .
сейчас по формулам (22), (24), (25) можно найти Iк, iу, Sк, при всем этом заместо ХК1 необходимо подставлять
Хк4 ;
ток недлинного замыкания:
, (28)
где базисный ток:
, (29)
кА,
кА,
ударный ток:
, (30)
i кА;
мощность трехфазного КЗ в точке К2:
, (31)
МВА.
4.3 Расчет токов недлинного замыкания в точке К3
Набросок 4.3 — Схема замещения для точки К3
Хк1 — сопротивление питающей системы;
Хк2, Хк5 — сопротивления понижающего трансформатора, обмотки высочайшего напряжения (2) и среднего напряжения (5);
Хк6 — результирующее сопротивление.
Результирующее сопротивление определяется по последующей формуле:
, (32)
в свою очередь
, (33)
где Uквс — напряжение КЗ понижающего трансформатора (Uквс =10,5 кВ);
,
Хк6 .
Определяем Iк, iу, Sк, при всем этом заместо ХК1 необходимо подставлять
ток недлинного замыкания:
, (34)
где базисный ток:
, (35)
кА,
кА,
ударный ток:
, (36)
кА,
мощность трехфазного КЗ в точке К3:
, (37)
МВА.
4.4 Расчет токов недлинного замыкания в точке К4
Набросок 4.4 — Схема замещения для точки К4
Хк1 — сопротивление питающей системы;
Хк2, Хк3 — сопротивления понижающего трансформатора, обмотки высочайшего напряжения (2) и низкого напряжения (3);
Хк7- сопротивления ТСН.
Сопротивления Хк1, Хк2, Хк3 значительно меньше сопротивлений Хк7. В данной связи можно принять, что сопротивления Хк1, Хк2, Хк3 равны нулю и расчет вести лишь с учетом сопротивлений Хк7. При всем этом вычисления производятся по формулам:
ток недлинного замыкания:
кА, (38)
где n — число ТСН (n =2);
Uк — напряжение КЗ ТСН (Uк =5,5%);
Iн — номинальный ток ТСН, определяется по последующей формуле:
, (39)
где Sн — номинальная мощность ТСН (630 кВ.А);
Uн- номинальное напряжение ТСН (Uн =0,4 кВ);
кА,
кА,
ударный ток:
, (40)
где Ку — ударный коэффициент (Ку =1,3);
кА,
мощность трехфазного КЗ в точке К4:
, (41)
где — напряжение КЗ ТСН (5,5 %:);
МВА.
5. Выбор и проверка токоведущих частей и электронных аппаратов
Токоведущие части и электронные аппараты выбирают по токам и напряжениям рабочего режима работы электроустановки и инспектируют на действие токов КЗ.
5.1 Токоведущие части распределительных устройств
Токоведущие части ОРУ (110, 35 кВ) делают, как правило, из гибких неизолированных проводов марки АС (алюминий — сталь), имеющих довольно высшую проводимость и механическую крепкость.
Токоведущие части ЗРУ (10, 3,3 кВ) делают из твердых неизолированных дюралевых проводников прямоугольного сечения. Такие проводники имеют высшую проводимость, механическую крепкость и огромную поверхность остывания.
Сечение токоведущих частей q выбирают по расчетным токам длительного режима Iр с соблюдением условия:
Iр Iд, (42)
где Iд — допустимый ток, значение которого для разных обычных сечений q и марок проводов и шин приведены в ПУЭ.
Таблица 5.1 — выбор токоведущих частей.
Токоведущие части РУ
Допустимый ток Iд, кА
Расчетный ток Iр, кА
Марка провода
Вводы ОРУ-110 кВ
0,945
0,874
АС 500/27
Выходы из ОРУ-110 кВ
0,445
0,437
АС 150/19
Сборные шины ОРУ 110 кВ
0,68
0,612
АС 300/66
Присоединение понизительных тр-ров со стороны ОРУ-110 кВ
0,330
0,294
АС 95/16
Сборные шины ОРУ 35 кВ
0,605
0,601
АС 240/32
Присоединение понизительных тр-ров со стороны ОРУ-10 кВ
1,690
1,617
АДО 1008
Сборные шины ОРУ 10 кВ
2,4
2,1
АДО 8010
Присоединение преобр. агрегатов со стороны шин 10 кВ
3,350
3,233
АДО 1208
Присоединение ТСН со стороны шин 10 кВ
0,08
0,0598
АС 10/1,8
Фидеры районных потребителей 35 кВ.
0,08
0,048
АС 10/1,8
Присоединение выпрямителей со стороны шин 3,3 кВ
3,050
3,0
АДО 1008
Фидеры продольного электроснабжения
0,08
0,049
АС 10/1,8
шина +3,3 кВ
4,25
4,2
АДО 1208
Шина -3,3 кВ
6,060
6,0
АДО 10010
Запасная шина 3,3 кВ
2,620
2,500
АДО 808
Фидеры КС
2,180
2,10
АДО 608
Выполним проверку на тепловую стойкость ОРУ-110кВ при КЗ по условию:
qmin q, (43)
где qmin — малое сечение проводника (шины), отвечающее требованиям тепловой стойкости;
q — обычное сечение проводника, выбранное по условию (27);
малое сечение.
qmin рассчитывают по последующей формуле:
(44)
где Вк — термический расчетный импульс,
С — некая функция , принимаемая зависимо от марки проводника (С = 91);
термический расчетный импульс Вк определяется по формуле:
(45)
где Iк — расчетное
tр — расчетное время протекания тока КЗ;
Т — неизменная времени цепи КЗ (Т = 0,05 с);
расчетное время протекания тока КЗ tр определяется по формуле
tР = tЗ + tв, (46)
где tЗ — время главный защиты, установленной у наиблежайшего к месту КЗ выключателя;
tв — полное время отключения этого выключателя;
tР =2,2+0,035= 2,235 с,
к,
qmin = .
Отсюда
36,45 500.
Условие на тепловую стойкость производится.
Выполним проверку на тепловую стойкость ОРУ-35 кВ при КЗ по условию:
qmin q,
где qmin — малое сечение проводника (шины), отвечающее требованиям тепловой стойкости;
q — обычное сечение проводника, выбранное по условию (43);
Малое сечение qmin рассчитывают по последующей формуле:
(47)
где Вк — термический расчетный импульс,
С — некая функция , принимаемая зависимо от марки проводника (С = 91).
Термический расчетный импульс Вк определяется по формуле:
(48)
где Iк — расчетное
tр — расчетное время протекания тока КЗ;
Т — неизменная времени цепи КЗ (Т = 0,05 с).
Расчетное время протекания тока КЗ tр определяется по формуле:
tР = tЗ + tв, (49)
где tЗ — время главный защиты, установленной у наиблежайшего к месту КЗ выключателя;
tв — полное время отключения этого выключателя;
tР = 1,85+0,054= 1,904 с,
к,
qmin = .
Отсюда:
67,83 240.
Условие на тепловую стойкость производится.
Сборные шины РУ-10кВ проверяем на электродинамическую стойкость при КЗ, для этого определяются:
— наибольшая сила, работающая на шину средней фазы:
, (50)
где iу — ударный ток при к.з. на шинах, А;
L — расстояние меж примыкающими изоляторами одной фазы (L=1,4 м);
а — нормированное расстояние меж шинами (а = 0,35 м);
Н,
— изгибающий момент Миз силы Fm, Н.м:
, (51)
Н.м,
— наибольшее расчетное напряжение в материале шин, МПа:
, (52)
где W — момент сопротивления площади поперечного сечения шины, см3.
При установке шин «на ребро» W определяется по формуле:
, (53)
где h и в — размеры площади поперечного сечения шины (h — высота, в — ширина);
см3,
МПа.
Сборные шины РУ-10кВ владеют электромеханической стойкостью при выполнении условия:
GР GД, (54)
где GД — допустимое напряжение в материале шин, которое можно принять равным 40 МПа.
5.2 Высоковольтные выключатели
Высоковольтные выключатели выбирают по последующим условиям рабочего режима работы электроустановки:
Uуст Uн; Iр Iн, (55)
где Uуст — рабочее напряжение электроустановки;
Iр — расчетный ток длительного режима;
Iн — номинальный ток выключателя;
Uн — номинальное напряжение выключателя.
Пользуясь справочниками и соблюдая условия (55) за ранее избираем последующие выключатели:
Таблица 5.2 — Выбор высоковольтных выключателей
пространство установки
Тип
Uуст,кВ
Iн,А
Iр,А
ОРУ-110 кВ
вэб-110
110
1250
612,08
ОРУ-3,3 кв
ВАБ-43-400/30-Л-У4
3,3
4000
3000
ОРУ-35 кВ
ВМК-35Э
35
630
601,2
ОРУ-10 кВ
ВМНЭ-10
10
3150
2104
Избранные выключатели инспектируют на действие токов КЗ. Проверка на отключающую способность заключается в выполнении условия:
I
к Iот, (56)
где Iк — расчетное
Iот — номинальный ток отключения выключателя.
5.3 Выбор разъединителей
Разъединители выбирают по току и напряжению рабочего режима по формуле (55). Разъединители инспектируют на тепловую и электродинамическую стойкость при КЗ.
Результаты выбора и проверки разъединителей представлены в таблице 5.3.
Таблица 5.3 — Выбор разъединителей
пространство установки
марка
Uуст
Iн,А
ОРУ-110 кВ
РГ-110
110
2000
ОРУ-10 кВ
РВР-10
10
2500
ОРУ-35 кВ
РГ-35
35
1000
ОРУ-3,3 кВ
РС-3000/3,3
3,3
3000
5.4 Выбор измерительных трансформаторов тока
Измерительные трансформаторы тока выбирают по токам и напряжениям рабочего режима по формуле (55) и инспектируют на тепловую и электродинамическую стойкость при КЗ. Результаты выбора и проверки трансформаторов тока представлены в таблице 5.4.
Таблица 5.4 — Выбор измерительных трансформаторов тока
Пространство установки
марка
Uуст
Iн,А
ОРУ-110 кВ
ТФНД-110М
110
2000
ОРУ-35 кВ
ТФНД-35М
35
2000
ОРУ-10
ТПОЛ-10
10
2500
5.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы напряжения следует выбирать по конструкции, схеме соединения обмоток и напряжению электроустановки. Избранный трансформатор напряжения нужно проверить на работу в данном классе точности:
(57)
где Uр — напряжение электроустановки;
Uн — номинальное напряжение ТН.
Таблица 5.5 — Выбор измерительных трансформаторов напряжения
пространство установки
марка
Uуст
ОРУ-110 кВ
НКФ-110-57
110
ОРУ-35 кВ
ЗНОМ-35-65
35
ОРУ-10 кВ
НТМК-10
10
6. Увеличение свойства электроэнергии
6.1 Регулирование напряжения на подстанциях неизменного тока
На подстанциях неизменного тока для регулирования выпрямленного напряжения, также поддержания его на данном уровне используют разные устройства — вольтодобавочные (ВДУ), бесконтактного регулирования фазных напряжений трансформаторов, компенсирующие. Необходимость внедрения какого-нибудь из их определяют на основании технико-экономического анализа. К характеристикам, которые нужно учесть при всем этом сначала, относятся коэффициент полезного деяния установки, коэффициент мощности, гармонический состав выпрямленного напряжения, эквивалентное мешающее напряжение на выходе подстанции и уровень радиопомех, создаваемых преобразователем.
Вольтодобавочные установки. ВДУ используют в главном для усиления имеющихся устройств электроснабжения. На тяговых подстанциях употребляют преобразовательные агрегаты с разными ВДУ; с шестифазным ВДУ (преобразователи ПВЭР); с тиристорным регулятором ЛИИЖТа; с двенадцатифазным ВДУ Уральского отделения ВНИИЖТа; со ступенчатым регулированием напряжения ПКБ ЦЭ МПС и ВНИИХТа.
Преобразователь ПВЭР. Он состоит из поочередно соединенных нерегулируемого выпрямителя В (набросок 6.1) и регулируемой вольтодобавочной части ВИ. Нерегулируемая часть — преобразователь типа ПВЭ-5АУ1 на неуправляемых вентилях — выполнена по схеме две оборотные звезды с уравнительным реактором либо трехфазной мостовой и подключена к соответственному преобразовательному трансформатору. Регулируемая часть на тиристорах выполнена по трехфазной мостовой схеме. Для ее питания служит трансформатор типа ТМП-3200/10, включенный наряду с трансформатором нерегулируемой части на шины 10 кВ.
Последовательное соединение преобразователей дозволяет регулировать и увеличивать выпрямленное напряжение. Результирующее напряжение нерегулируемой и регулируемой частей равно сумме их напряжений.
Регулирование напряжения на ВИ — амплитудно-фазовое, осуществляется подачей импульсов на управляющие электроды тиристоров со сдвигом на угол а. Применяя разные законы конфигурации угла регулирования а, на теоретическом уровне можно получить внешнюю характеристику хоть какого вида (набросок 6.2) в границах зоны регулирования, которая ограничена естественной наружной чертой 1 неуправляемой части и суммарной чертой обеих частей преобразователя при а = 0.
Вольтодобавочное устройство дозволяет регулировать (свойства 4, 5) и стабилизировать (черта 3) напряжение на шинах подстанции. Если требуется уменьшить выпрямленное напряжение при малых отягощениях, то ВИ может работать в инверторном режиме (черта 2) при углах регулирования 2п/3 и наиболее. ВИ подключается к основному преобразователю разъединителем 2Р (см. рис. 6.1) при разомкнутом разъединителе ЗР. В случае отключения либо повреждения регулируемой части главный преобразователь может работать один; разъединитель ЗР замкнут. Ввиду того, что ВИ может работать в инверторном режиме, в ее выводы включены радиопомехозащитные реакторы РП1 и РП2, а для уменьшения воздействия на полосы связи установлен реактор РФ (Российская Федерация — свойства агрегата ПВЭР: 1 — естественная неуправляемой части, 2 — в инверторном режиме регулируемой части; 3 — стабилизированная, 4, 5 — регулируемые; 6 — суммарная неуправляемой и управляемой частей
Для увеличения энергетических характеристик агрегата параллельно регулируемой части могут быть подключены шунтирующие диоды Вш, изменяющие режим работы ВИ; при всем этом режим работы неуправляемой части не меняется. Благодаря применению шунтирующих диодов увеличивается надежность работы подстанции, обеспечивается непрерывность цепи тягового тока при случайных исчезновениях управляющих импульсов, увеличивается коэффициент мощности регулируемой части на 2,5— 4 %, понижается мешающее напряжение и уровень радиопомех.
6.2 тока
Для понижения уровня реактивной энергии, передаваемой по сети электроснабжения, на подстанциях неизменного тока используют компенсирующие устройства. Оборудование 30—40 % тяговых подстанций неизменного тока устройствами поперечной компенсации может привести к каждогодней экономии около 200 млн. кВт. ч электроэнергии.
Набросок 6.3 — Схема УППК для подстанции неизменного тока
На рисунке 6.3 приведена принципная схема устройства поперечной емкостной компенсации для подстанции неизменного тока, предложенная УО ВНИИЖТ. УППК подключают параллельно трансформаторам преобразовательных агрегатов к шинам РУ 10,5 кВ. Конденсаторная батарея является симметричной трехфазной и собирается в звезду. Любая фаза 10 батареи состоит из 21 конденсатора (по три параллельно и семь поочередно). Общая установленная мощность конденсаторов батареи составляет 3780 квар. Номинальное напряжение конденсатора 1,05 кВ, номинальное напряжение фазы батареи 7 х 1,05-7,35кВ, что в 7,35/10,5/3 = 1,214 раза превосходит номинальное фазное напряжение РУ 10,5 кВ. Применяемая мощность батареи 2800 квар.
Поочередно с каждой фазой батареи включают однофазные сдвоенные реакторы 2 РБСГ-10-2 X 630-0,56 так, что обе ветки реактора соединены поочередно.
При таковой резонансной настройке для гармоник первичного тока тяговой подстанции выше 250 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) устройство владеет индуктивным сопротивлением, конденсаторы защищены от перегрузок токами высочайшей частоты, а в первичной сети исключаются условия резонанса на высших частотах.
Для демпфирования бросков тока и понижения перенапряжений на конденсаторах при включениях УППК реакторы 2 шунтированы разрядниками 3 и резисторами 4. При включении УППК на первом шаге переходного процесса, пока конденсаторы не заряжены, все напряжение оказывается приложенным к реактору. Разрядник 3 срабатывает, и реактор шунтируется резистором. Как начнется установившийся режим, цепь тока через разрядник прерывается.
Для защиты от повреждений и для коммутации в УППК употребляются трехфазные вакуумный 5 и масляный 6 выключатели. Масляный выключатель имеет номинальное напряжение 35 кВ, что исключает повторные пробои межконтактных промежутков при выключении УППК и связанные с сиим перенапряжения. Поочередно с масляным в цепь УППК включен вакуумный выключатель. Функции меж ними распределены последующим образом. защиту обеспечивает масляный выключатель; отключение УППК сиим выключателем не соединено с повторными пробоями. При работе УППК в режиме одноступенчатого регулирования с огромным количеством переключений употребляется вакуумный выключатель.
Разъединители 7 и 8 служат для отделения за ранее обесточенной УППК, а разъединители 9 и 11 — для заземления ее токоведущих частей при ремонтах и ревизиях. Трансформаторы напряжения 12 разрешают определять линейные напряжения меж фазами УППК, а к трансформаторам напряжения 12 подключено устройство защиты от маленьких замыканий в отдельных конденсаторах. защита базирована на измерении напряжения небаланса меж нейтралями конденсаторной батареи и трансформаторов напряжения 12, соединенных на первичной стороне в звезду. Их вторичные обмотки соединены в разомкнутый треугольник, к выходу которого через фильтр 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) присоединено реле напряжения 13, реагирующее на небаланс напряжений меж нейтралями.
вместе с данной защитой предусмотрены последующие: токовая отсечка от перегрузки конденсаторов, отключающая УППК при работающем значении тока, большем 1,3 Iном; от увеличения напряжения на конденсаторах выше 1,1 Uном, работающая на отключение с выдержкой времени; от однофазных замыканий на землю; от понижения напряжения.
7. Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного устройства
Для питания оперативных цепей неизменным током на тяговых подстанциях устанавливают стационарную свинцово — кислотную аккумуляторную батарею типа СК, работающую в режиме неизменного подзаряда. Такое решение вызвано высочайшей надежностью аккумуляторной батареи (АБ), являющейся независящим источником питания.
7.1 Выбор аккумуляторной батареи (АБ)
ток долгого разряда в аварийном режиме
, (58)
где Iп — ток неизменной перегрузки;
Iа — ток аварийной перегрузки;
Iдр А.
Расчетная разрядная емкость батареи:
, (59)
где tа — длительность аварийного режима (tа = 2ч);
А.ч.
Номер аккумуляторной батареи по емкости:
, (60)
где Q1 — емкость АБ первого номера (при tа=2 ч имеем Q1 = 22 Ач);
1,1 — коэффициент припаса;
=.
ток краткосрочного разряда:
, (61)
где Iв-ток привода более массивного выключателя при включении (Iв =80 А);
Iкр А.
Номер АБ по току:
, (62)
где I1- допустимый ток краткосрочного разряда для АБ первого номера (I1= 46 А).
Nт .
Округляя приобретенные значения и в огромную сторону до целого числа принимаем большее из их. Избираем СН-3.
Число частей АБ:
, (63)
где — напряжение на шинах АБ (=230 В);
— напряжение неизменного подзаряда на единичный элемент ( = 2,15 В);
n.
7.2 Выбор зарядно-подзарядного устройства
ток в режиме неизменного подзаряда:
, (64)
где Iпод — ток подзаряда, определяемый номером АБ;
, (65)
Iпод А,
Iпп А.
Мощность в режиме неизменного подзаряда:
, (66)
Вт.
ток ЗПУ в режиме заряда:
, (67)
где Iз1 — ток заряда первой ступени, определяемой номером АБ;
, (68)
где к — коэффициент равный 5 для СН — 3.
А;
А.
Напряжение ЗПУ в режиме заряда:
, (69)
где 2,75 — напряжение на единичный аккумуляторный элемент в конце заряда.
Uз В.
Мощность ЗПУ при заряде 1:
, (70)
Вт.
В качестве ЗПУ принимают полупроводниковое выпрямительное устройство ВАЗП — 380/260 — 40/80 с автоматической стабилизацией напряжения. Оно обеспечивает неизменный подзаряд АБ до СН — 20, подзаряд напряжением 2,3 В на элемент и первичный формовочный заряд АБ опосля монтажа либо капремонта, также долгое питание нагрузок.
Набросок 7.1- Принципная схема питания СН неизменного тока. Цепи питания: 1-привод выключателей высоковольтных (переменный ток) и быстродействующих; 2-устройство управления и сигнализации; 3-аварийного освещения; 4-земляной защиты; 5-унифицированного преобразователя напряжения устройств автоматики и телемеханики
Отмеченные недочеты обусловили применение аккумуляторных батарей, работающих в режиме неизменного подзаряда без элементного коммутатора, но имеющих ответвления для питания потребителей с разными требованиями к уровню напряжения (рисунке 7.1). При номинальном напряжении СН 110 В напряжение 115 В подается пользователям, для которых неприемлимо превышение напряжения над номинальным (оперативные цепи, аварийное освещение и др.); напряжение 148 В употребляется для питания включающих катушек быстродействующих выключателей и приводов, выключателей переменного тока всех ступеней напряжения. При номинальном напряжении 220 В напряжение 230 В употребляется для питания оперативных цепей, аварийного освещения, включающих катушек быстродействующих выключателей и приводов выключателей переменного тока напряжением 10—35 кВ, а напряжение 258 В для питания включающих катушек приводов высоковольтных выключателей переменного тока 110—220 кВ.
При обычном режиме работы тяговой подстанции переключатели подзарядно-зарядных преобразователей 1П и 2П находятся в положении, в каком контакты 1-2, 5-4 и 9-6 замкнуты. При всем этом от подзарядно-зарядного преобразователя ПЗП1 получают питание пользователи, которые повсевременно подключены к шинам 230 (115) В, и подзаряжаются элементы меж зажимами а и б аккумуляторной батареи. Подзаряд частей меж ее выводами б и в осуществляется вторым зарядно-подзарядным преобразователем ПЗП2. ток подзаряда контролируется токовыми реле РТК.
Толчковые перегрузки, как в схеме с двойным элементным коммутатором, принимает аккумуляторная батарея.
Для заряда аккумуляторной батареи переключатели 1П и 2П зарядно-подзарядных преобразователей устанавливают в положение, в каком замкнуты контакты 3-2, 7-4 и 11-6. По окончании заряда аккумуляторную батарею переводят в режим неизменного подзаряда.
8. Расчет заземляющего устройства
8.1 Конструктивное выполнение заземляющего устройства
Согласно требованиям ПУЭ при выполнении (ЗУ) нужно выполнить последующие условия:
обеспечить определенное сопротивление ЗУ;
или обеспечить нормированное напряжения прикосновения на местности электроустановки;
в любом случае обеспечить требования к конструктивному выполнению ЗУ;
в любом случае соблюдать требования к ограничению напряжения на ЗУ.
На тяговых подстанциях сооружают ЗУ сложной конфигурации, состоящие, как правило, из горизонтальной железной сетки и вертикальных электродов. Моделью заземлителя служит квадратная сетка из пересекающихся полос с вертикальными электродами, площадью S, стороной квадрата и эквивалентным сопротивлением земли .
Число вертикальных частей:
, (71)
где а — расстояние меж электродами
, м,
где — длина вертикального электрода
, lв=5,4 м,
где h1 — глубина верхнего слоя земли;
n шт.
Общая длина горизонтальных электродов:
, (72)
.
Общая длина вертикальных электродов:
; (73)
.
8.2 Сопротивление заземляющего устройства
Сопротивление ЗУ в двухслойной земле:
, (74)
где А — коэффициент определяемый выражением:
А = 0,444 — 0,84 при (75)
А = 0,444 — 0,84 ·0,0596 = 0,394,
где tВ — глубина заложения верхнего конца вертикального электрода в земле tВ = 0,6 м.
Расчетное эквивалентное удельное сопротивление двухслойной земли:
, (76)
при
, (77)
К,
Ом.м,
Ом.
При естественном заземлителе сопротивление ЗУ:
, (78)
где Rе — сопротивление естественных заземлителей (Rе = 2,5 Ом);
Ом.
8.3 Проверка заземляющего устройства по допустимому сопротивлению
, (79)
где Rз,доп — допустимое сопротивление заземляющего устройства (Rз,доп= 0,5 Ом);
0,45 Ом 0,5 Ом.
Потому что условие соблюдается, то ЗУ соответствует требованию ПУЭ по параметру Rз.
8.4 Проверка условия ограничения напряжения на заземляющем устройстве
Таковая проверка осуществляется по выражению:
I1k.RЗ UЗ,д, (80)
где I1k — ток однофазного КЗ на сборных шинах питающего напряжения;
UЗ,д = 10 кВ — допустимое напряжение на ЗУ.
ток однофазного КЗ быть может определен по формуле:
I1k = 0,55.Iк, (81)
где Iк — ток трехфазного КЗ на сборных шинах питающего напряжения;
для К1; I1k = 0,55.2,37=1,304 кА,
0,45.1,304=0,59 кВ 10 кВ,
для К2: I2k = 0,55.*5,5 =3,02кА,
0,45.3,02=1,36 кВ 10 кВ,
для К3: I3k = 0,55.4,8=2,64 кА,
0,45.2,64=1,18 кВ 10 кВ,
для К4: I4k = 0,55.33=18,15 кА,
0,45.18,15=8,16 кВ 10 кВ,
для К5: I5k = 0,55.5,629=3,096 кА,
0,45.3,096=1,39 кВ 10 кВ.
Данная проверка по условию ограничения напряжения на заземляющем устройстве производится.
В объяснительной записке приведем схему заземляющего устройства тяговой подстанции неизменного тока и ее описание.
Набросок 8.1 -Принципная схема заземляющего устройства тяговой подстанции неизменного тока.
На тяговых подстанциях неизменного тока в качестве заземлителей употребляют (набросок 8.1) искусственный заземлитель — контур заземления подстанции КЗП, обхватывающий фактически всю местность подстанции; естественные заземлители ЕЗ — водопроводные и остальные подземные железные коммуникации 18, железные оболочки силовых кабелей 19 напряжением до 1000 В и выше, проложенных по местности подстанции.
Заземляющее устройство подстанций неизменного тока в обычных критериях эксплуатации не употребляется в качестве рабочего для цепи тягового (в данном случае неизменного) тока, т. е. в качестве 1-го из путей возврата тягового тока на подстанцию, как на подстанциях переменного тока. Иными словами, шина «минус» подстанции нормально не присоединена к заземляющему контуру КЗП, потому что при таком присоединении время от времени создавалась бы возможность протекания тока по цепи: рельс, рельсовый фидер, фидер, КЗП, земля. ток, стекающий с КЗП в землю, вызывал бы интенсивное корродирование КЗП, и этот контур скоро вышел бы из строя. Но все таки предусматривается возможность аварийного соединения шины «минус» с КЗП; оно осуществляется в момент КЗ в цепях 3,3 кВ выпрямленного тока на землю. Таковым образом, заземляющее устройство на подстанциях неизменного тока производится как защитное и рабочее для цепей и переменного, и неизменного тока, при этом в режим рабочего в цепи неизменного тока оно переводится автоматом только на куцее время опосля КЗ в цепях «плюс» неизменного тока.
Для данной цели шину «минус» и рельсовый фидер на подстанции кропотливо изолируют от земли, а участки рельсов подъездного пути РПП, расположенные на местности подстанции (набросок 8.1), изолируются от участков пути, находящихся за ней, а крайние — от рельсов станции либо перегона. С данной целью устраивают три изолирующих стыка: один 13 — поблизости места примыкания, иной 12 — в 25 м от него по направлению к подстанции и 3-ий — у ворот на местности подстанции. С КЗП рельсы подъездного пути не соединяют.
Все подлежащие заземлению части оборудования неизменного тока, расположенные в здании подстанции либо на открытой части, заземляют на специально выполненные внутренние контуры заземления оборудования неизменного тока КЗОПТ, которые соединяют проводниками 8 с КЗП через обмотки 5 токовых реле земельный защиты. Меж рельсовым фидером 16 до реакторов 15 устанавливают короткозамыкатель 17, приводимый в действие реле земельный защиты 5.
Земельная защита работает лишь в момент КЗ в цепях + 3,3 кВ и обеспечивает резвое отключение покоробленного оборудования неизменного тока. Срабатывание короткозамыкателя приводит к повышению тока КЗ от примыкающих подстанций в момент КЗ в цепях + 3,3 кВ, чем обеспечивается надежная работа их собственных выключателей, а означает, исключение подпитки места КЗ со стороны примыкающих подстанций.
КЗП делают по этим же принципам, что и на подстанциях переменного тока, т. е. используют сетку 2 и вертикальные заземлители 7; соединяют их меж собой и с арматурой опор с молниеотводами, употребляют потенциальные козырьки 14.
К КЗП на открытой части подстанции присоединяются: выводы 8 внутреннего КЗОПТ через реле заземления 5; фланцы опорных изоляторов, реакторов 15 сглаживающего устройства; камеры реакторов; выводы от нулевых точек трансформаторов собственных нужд; ригели порталов; корпуса К.РУН всех напряжений; корпуса трансформаторов; корпуса шифанеров выводов и т. п. (на рисунке 8.1 условно показано только присоединение к КЗП корпуса понижающего трансформатора 9 заземляющим проводником 10). Рельсы РПП на местности подстанции не заземляются.
Присоединения заземляющих проводников к конструкциям и аппаратам должны быть видимыми — сварными либо болтовыми. Любой заземляемый элемент следует присоединять отдельным круглым либо плоским проводником сечением не наименее 100 мм2. Заземляющие ножики разъединителей, созданные для заземления выключателей с 2-ух сторон, присоединяются к одной точке КЗП. Оборудование, расположенное в закрытой части подстанции, заземляется на два отдельных контура; оборудование переменного тока — на внутренний контур переменного тока, расположенный по периметру строения на высоте 1,2 м и соединенный с КЗП; оборудование неизменного тока — на КЗОПТ, расположенный на высоте 3 м и соединенный КЗП выводами 8. У КЗОПТ присоединяют все элементы оборудования неизменного тока, которые при нарушении изоляции могут оказаться под потенциалом + 3,3 кВ. К ним относятся арматура оснований быстродействующих выключателей неизменного тока, конструкции сглаживающих устройств (включая корпуса конденсаторов фильтров), конструкции щитов и панелей управления с высоковольтными устройствами и проводами цепей 3,3 кВ, оболочка силовых кабелей 3,3 кВ (не считая анодных и рельсового фидера), шкафы и фланцы изоляторов выпрямителей конструкции РУ 3,3 кВ, включая арматуру разъединителей и фланцы изоляторов сборных шин, проходные плиты изоляторов фидеров контактной сети, изоляторов реакторов и т. п. На рисунке 8.1 условно показано только присоединение к КЗОПТ шкафа выпрямителя 6 проводником 7.
Аналогичным образом через отдельный КЗОПТ и реле заземления присоединяют к КЗП шкафы и фланцы изоляторов выпрямителей, установленные на открытой части подстанции.
Заключение
В курсовом проекте изготовлен расчет транзитной тяговой подстанции неизменного тока 110/35/10 кВ.
В итоге расчета был избран трансформатор ТДТН — 40000/110, принят вид выключателей ВМТ-110Б, ВМК-35Э, ВМПЭ-10, ВАБ-43-400/30-Л что обеспечивает применение данной схемы без больших издержек и ее пожаробезопастность. Также был выбраны разъединители, обеспечивающие надежность эксплуатации. Для СН и СЦБ приняты трансформаторы ТСЗГЛ-630/10 и трансформатор ТСЗГЛ-100/10. Выбраны разъединители типа РДЗ-110/630 и РДЗ-35/1000 УХЛ1, РВК-10/3000, РС-3150/3,3.
Результаты данного расчета могут быть применены для сотворения транзитной тяговой подстанции неизменного тока.
]]>