Тяговые подстанции

Содержание

 

Исходные  данные  2

Расчётно-текстовая  и графическая часть  3

1. Структурная схема тяговой подстанции  3
2. Однолинейная схема подстанции  4
3. Выбор оборудования заданного РУ  6

 

1. Выбор трансформаторов  собственных нужд  6
2. Выбор трансформаторов нетяговых районных потребителей  6
3. Расчёт токов к.з. для шин РУ - 11 кВ  6
4. Расчёт несимметричных токов к.з  8
5. Проверка высоковольтного выключателя типа ВВСТ - ЗАН - 5  8
6. Проверка на термическую стойкость  9
7. Проверка на электродинамическую стойкость  9
8. Проверка выключателя на отключающую способность  9

4. Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры  10

Определение рабочих  токов  10

Выбор разъединителей  11

Выбор измерительных  трансформаторов  12

Выбор вентильных разрядников  12

Выбор выключателей  12

5. Выбор аккумуляторной батареи  14
6. Расчет заземляющего устройства  16

7. Экономическая часть проекта  17

Список  используемой литературы   18

Исходные  данные

Рисунок 1 Схема присоединения тяговых подстанций к системе внешнего электроснабжения

Род тока тяговой подстанции Переменный системы

2x25 кВ

Представление сопротивлений при расчёте токов  коротких замыканий   В относительных

единицах

Тип тяговой подстанции и ее номер  на рисунке Мощность К.З. на вводах опорных  подстанций №1 и №5, связывающих  их с энергосистемой

Тип, мощность и напряжение понижающих трансформаторов РУ, аппаратуру которого следует выбрать и проверить Число фидеров, питающих контактную сеть Число фидеров районных потребителей Напряжение районных потребителей

Максимальная  мощность, передаваемая по одному фидеру Количество энергии, отпускаемое за год на тягу поездов и районным потребителям

Время действия релейных защит 1з На вводах 110 кВ На вводах 35 кВ На вводах 2х27,5 кВ На вводах 10 кВ На фидерах 35, 10 ,2х27,5 кВ

Данные  для выбора аккумуляторной батареи напряжением 220 В. Ток длительной нагрузки Ток аварийной нагрузки

Данные  для расчета заземляющего устройства Площадь территории тяговой подстанции Удельное сопротивление земли Индуктивное  сопротивление ЛЭП110 

Опорная №5 Б_кз1 = 1100 МВА Бкз2 = 1300 МВА ОРНДЖ 16000/110

НН

5

4

10 кВ

Зфшах = 400 кВА 110x10⁶ кВт-ч

1,6 с 1 с

0,9 с 0,8 с

0,5 с

 

32 А 22 А

 

S=12000 м² р=135 Ом-м 0,4 Ом-м

Нейтрали  понижающих трансформаторов заземлены  за исключением    подстанции № 3

 

РАСЧЕТНО-ТЕКСТОВАЯ  И ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

Цель и задачи куркового проекта

Цель  КП - разработка проекта тяговой  подстанции ЭЖД. Задачи КП:

• составление структурной схемы заданной п/ст;
• составление однолинейной схемы ПСТ;
• выбор оборудования заданного РУ тяговой подстанции;
• расчёт токов к.з.;
• проверка выбранного оборудования по токам к.з. на термическую динамическую стойкость;
• составить схему заземляющего устройства заданной ПСТ и рассчитать сопротивление ЗУ;
• произвести расчёт аккумуляторной батареи;
• экономический расчёт.

1. Структурная  схема тяговой подстанции.

Опорная тяговая подстанция (рис. 2) переменного  тока системы 2x25 кВ как, правило, состоит  из распределительных устройств (РУ) 110 кВ, 2x27.5 кВ, сторонних потребителей и СЦБ (сигнализация, централизация, блокировка и автоматика).

Вл 110 кВ(6)        '

 

	GO		//,
	CL		/// »
	РУ СЦБ
		Г

Вл  СЦБ 10 кВ(2)

РУ 110 кВ

отсос Фидера к/с(5) Питающий

провод (4)

Рисунок 2 Структурная схема тяговой подстанции.

Заданная  опорная тяговая подстанция переменного  тока системы 2x25 кВ получает питание от системы электроснабжения и передаёт нагрузку на другие подстанции, в результате чего на РУ 110 кВ приходит шесть линий Вл 110 кВ. Присоединение тяговых подстанций к электрической сети должно быть осуществлено таким образом, чтобы обеспечить бесперебойное питание этих подстанций при нормальном и аварийном режимах работы. Для этого тяговые подстанции имеют двустороннее питание. Данная подстанция переменного тока питается от энергосистемы 110 кВ и является опорной. С помощью двух тяговых однофазных трансформаторов и одного резервного тягового однофазного трансформатора питание поступает в РУ 2x27.5 кВ, откуда происходит питание контактной сети, линии ДПР, питание трансформаторов сторонних потребителей и трансформаторов собственных нужд. РУ СЦБ имеет резервное питание от РУ 11 кВ. На основании структурной схемы опорной подстанции, чертим однолинейную схему заданной подстанции (рис. 3).

 

2. Однолинейная  схема подстанции

+       * отВлИОкВ    * * *

 

_{VI   \   VJ  V Л   V   V   \}

V--,     \—.     v—.    v—.     v—.    \~-~.    \--~    \-

Обходная ...система

РУ 110кВ 
1 Г

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

РУ -110 кВ

Опорная тяговая  подстанция имеет два ввода от системы электроснабжения и четыре ввода на смежные подстанции (см. рис. 3). Распределительное устройство имеет тройные две секции шин  для нормального режима и обходную систему шин для аварийного или ремонтного режима, состоит из 10 трёхфазных элегазовых выключателей 23 трёхфазных разъединителя с заземляющими ножами, девять трёхфазных разъединителя, 120 трансформаторов тока, девять разрядников и девять трансформаторов напряжения. Подключение однофазных трансформаторов Т1 и Т2 осуществляется двухфазными разъединителями с заземляющими ножами, четыре однофазных элегазовых выключателя подключены к 16 трансформаторов тока, имеются четыре разрядника.

Через перемычку возможно подключение резервного трансформатора Т3 для замены одного из трансформатора Т1 или Т2. РУ -2*27,5 кВ.

Распределительное устройство 2х27,5 кВ имеет одинарную  секционированную двумя парами последовательно  соединённых разъединителей систему  сборных шин. Вводы в РУ осуществляются от рабочих трансформаторов на первую и вторую секции. Первый ввод от рабочего трансформатора подключён, на шины К1, П1, от которых осуществляется питание контактного и питающего проводов слева от подстанции, второй - на шины К2, П2 для питания контактного и питающего проводов справа от подстанции. Ввод от резервного трансформатора подключается к промежуточным шинам 2x27,5 кВ, от которых через разъединители и выключатели питание может быть подано на первую или вторую секцию. Питание тяги осуществляется по фидерам, через выключатели и разъединители или от запасной шины через обводные разъединители. Для вывода в ремонт фидерных выключателей без перерыва питания тяги предусмотрен запасной выключатель с разъединителями постоянно включен и отключается только при ремонте запасного выключателя.

Линии ДПР1 (два провода - рельс) присоединяются к шинам К1, П2 через выключатели  шинные разъединители с заземляющими ножами и линейные разъединители  заземляющими ножами. Другая линия  ДПР2 подключена ко второй секции сборных шин к К2 и П1, также имеется двойной вакуумный выключатель, шинные и линейные разъединители с заземляющими ножами. Для контроля напряжения на секциях сборных шин, питания приборов учета энергии и защиты, между шинной секции и КЗП включаются трансформаторы напряжения TV3 - TV10. Через общие с ними разъединители к шинам подключаются разрядники FV7 - FV10, FV15 - FV18, которые защищают изоляцию РУ от атмосферных и коммутационных перенапряжений.

Питание ТСН1 и ТСП1 осуществляется от первой секции шины К1, П2, питание ТСН2 и ТСП2 осуществляется от второй секции шины К2, П1. РУ - 11 кВ.

Питание РУ - 11 кВ осуществляется через понижающие трансформаторы ТСП1 или ТСП2 от шин  РУ 2x27,5 кВ и от контура заземления подстанции.

3. Выбор оборудования  заданного РУ. 3.1. Выбор трансформаторов собственных нужд

На  тяговых подстанция устанавливаются  два трансформатора собственных  нужд (СН) со вторичным напряжением 380/220 В. Для заданной подстанции трансформатор  СН подключен к шинам К1, П2, резервный  К2, П1 в РУ 2x27,5 кВ. При определении мощности ТСН необходимо узнать мощность собственных нужд подстанции по выражению ([1], 2.1)

^sch ^:= ^ксн' ^птп' ^Sumn + ^Sa6 + ^smx ^{- S}nod

0,005 - коэффициент  собственных нужд; п_нтп = 2 - число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции; Smn = 16000 кВА - номинальная мощность понижающего трансформатора Saб = 60 кВА - мощность устройств автоблокировки; S мх = 20 кВА- мощность передвижной базы масляного хозяйства;

= 250 кВА - мощность трансформатора  подогрева ( при использовании  элегазовых выключателей подогрев не нужен, следовательно его учитывать не будем). Son = 0,005*2*16000 + 60 + 20 =240 кВА По ([3], т. 19.22 стр.63) выбираем ближайший по мощности и напряжению ТСН типа ТМ -250/10. Его электрическая характеристика приведена ниже:

Номинальная мощность 250 кВ-А

Напряжение  обмоток ВН 10 кВ

НН 0,4 кВ

Потери  Р_хх. 0,945 кВт

Рк.з. 3,7кВт

Напряжение  U_K3. 4,5 %

Ток 1к.з. 2,3 %

3.2. Выбор трансформаторов нетяговых районных потребителей.

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

Spao.max = Nф■Sф.maxл■К_р; Где    Кф = 4 - количество фидеров районных потребителей 10 кВ.

Sф.max = 400 кВА - максимальная мощность  фидеров районных потребителей;

Кр = 0,95- коэфициент, учитывающий разновремённость появления наибольших нагрузок на стороне 11 кВ.

Sрас.max =4-400 0,95 = 1520 кВА Примем для питания  районных потребителей ТНМ-1600/35 от  питания 27.5 кВ и такой же  запасной ([3], табл. 19.20), Uk = 6,5%, Yr/A - 11.

3.3. Расчёт токов к.з. для шин РУ - 11 кВ.

По заданию  необходимо выбрать и проверить  РУ низкого напряжения, то есть РУ 11 кВ. Расчёт произведём в относительных  единицах. Для того чтобы проверить  выбранное оборудование необходимо рассчитать токи к.з. Расчет токов к.з. выполняем в следующей последовательности:

По  расчетной схеме к.з. составляем электрическую схему замещения  одной фазы (рис. 4) Вычисляем относительные  сопротивления элементов цепи к.з., указанные на схеме замещения. Постепенно преобразуя схему замещения, приводим ее к наиболее простому виду, так чтобы источник питания был связан с точкой к.з. одним результирующим сопротивлением

 

S = oo

Х*1

РУ-110 кВ 
—» 

Х*бТ РУ-2х27,5 кВ^ 

 

 

 

 

 

_I 

Х*бТ

 

 

Х*бТС РУ-11 кВ

Рисунок 4 Схема замещения для расчета токов короткого замыкания

S₆ = 100 МВА - Примем базисную мощность; U₆ = 10.5 кВ - базисное напряжение в месте к.з.; U_cp = 115 кВ - среднее напряжение ЛЭП;

Сопротивление линий  электроснабжений до опорных подстанций:

S _г

у       б

^Л *S1 ~

у               б

где 

^КЗ1 КЗ 2

Sk3₁ = 1100 МВА - мощность короткого замыкания на вводах опорной подстанции №1; Sk3₂ = 1300 МВА - мощность короткого замыкания на вводах опорной подстанции №5.

_{Х„, = Ж = 0.091 X„ =       = 0.077}

" *S1

1100 *^S2   1300

Определим сопротивление ЛЭП между опорными подстанциями:

U

^л*б1~ 2 ^L 

S₆_

2

СР

где

у    =

• 0.4 -

L_1s L₄ и L₂, L₃ - расстояние между подстанциями 80 и 70 км соответственно; x_L = 0.4 Ом/км - индуктивное сопротивление ЛЭП 110 кВ. 80 + 80 + 70 + 70 „ ,  100

0.454

2 115²

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

У    =

у        = ^U КС

*бТС  ~

100 S_HT ^OJL    100 S_HC

где

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

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

_у=

_у=

*бГС

0.656

4.063

100 16

S_Hci = 1.6 МВА - номинальная мощность трансформатора сторонних потребителей. 
10.5 100     „       6.5 100

100 1.6

 

 

 

 

Х*в1

 

 

Х*б1

 

 

 

Х*бТ 

Х*в2

РУ-110 кВ

Х*бТ РУ-2х27,5 кВ

Х*бТС

^      [  РУ-11 кВ