МИНИСТЕРСТВО ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ

Кафедра "ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ"
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ

по дисциплине «Тяговые подстанции» на тему:

«Тяговые подстанции
»


Выполнил студент группы ЭС – Руководитель Фёдоров В.М.

Нормоконтроль Фёдоров В.М.


Санкт – Петербург

2004 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Задание

Введение

Электрическая тяга является основным потребителем электроэнергии на железнодорожном транспорте. Кроме того, электроэнергия на железных дорогах расходуется на различные технические нужды: освещение вокзалов и станций, выполнение работ по ремонту подвижного состава, пути, изготовление запасных частей и т.д. Удовлетворение потребности железнодорожного транспорта в электроэнергии осуществляется с помощью тяговых подстанций, которые получают энергию от систем внешнего электроснабжения.

Тяговые подстанции – это комплекс электротехнических устройств, предназначенных для питания электрической тяги поездов, устройств автоблокировки, не тяговых потребителей продольного электроснабжения и районных потребителей (нагрузок).

Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением (электроустановкой), оснащенной мощной современной силовой (трансформаторы, автотрансформаторы, полупроводниковые преобразователи, батареи конденсаторов), коммутационной (выключатели переменного и постоянного тока, разъединители, короткозамыкатели) и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления.

В ходе выполнения данного курсового проекта, согласно выданному заданию, производится разработка эскизного проекта тяговой подстанции постоянного тока 3,3 кВ. Для проектирования тяговой подстанции выполняется:

1. Краткое обоснование главной схемы тяговой подстанции и выбор числа, типа и мощности рабочих и резервных тяговых агрегатов и трансформаторов.

2. Расчет токов к.з. на шинах РУ.

3. Выбор, расчет и проверка шин, основных коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов.

4. Подбор аппаратуры и схем питания собственных нужд подстанции.

5. Расчет контура заземления тяговой подстанции.

1. выбор числа, типа силовых и тяговых агрегатов

Электрическая энергия, которая необходима для питания подвижного состава, вырабатывается на различных электростанциях. От электрических станций по трёхфазным линиям электропередач (ЛЭП) высокого напряжения электрическая энергия передаётся к тяговым подстанциям, расположенным на электрифицированной железной дороге. В данном варианте задания тяговые подстанции питаются электроэнергией от внешней энергосистемы по схеме двухстороннего питания, т.е. при выходе из строя одной электростанции, питание тяговых подстанций будет осуществляться от другой электростанции. Согласно заданию тяговые подстанции 1, 5 – опорные (получают питание по более чем трем ЛЭП 110 кВ), 2, 4 – транзитные (получают питание по одной ЛЭП 110 кВ), 3 – отпаячная (получает питание по ответвлениям от двух ЛЭП 110 кВ). В данном курсовом проекте необходимо рассчитать отпаячную тяговую подстанцию постоянного тока. На тяговой подстанции постоянного тока устанавливают два понижающих трансформатора, а также два тяговых трансформатора и две выпрямительных установки. Трансформатор вместе с выпрямительной установкой называется преобразовательным агрегатом. Т.к. железная дорога является потребителем первой категории (т.е. перерыв в ее электроснабжении может повлечь за собой опасность для жизни людей, срыв графика движения поездов или причинить ущерб железнодорожному транспорту и народному хозяйству в целом), принимаем два выпрямительных агрегата и понижающих трансформатора, из которых один является резервным. В выпрямительных установках используют кремниевые полупроводниковые вентили, соединенные в двенадцатипульсовую схему выпрямления последовательного типа.

Необходимое число выпрямителей определяется по следующей формуле:

(1.1)

где средний ток подстанции, А;

номинальный ток выпрямителя.


Следовательно, принимаем число рабочих выпрямителей равное 1.

Согласно расчетам составляем таблицу параметров выпрямительного агрегата.
Таблица 1

Параметры выпрямительного агрегата.

Тип выпрямителя	Номинальный выпрямленный ток, А	Номинальное выпрямленное напряжение, В	Тип вентилей	Число вентилей, соединённых		Общее кол. вентилей
				последовательно	параллельно
В-ТПЕД-3,15К-3,3К-21-У1	3150	3300	ДП153-2000-20	2	2	48

Схема выпрямления двенадцати пульсовая последовательного типа.

Для выбранного преобразователя подобран тяговый трансформатор ТРДП–12500/10ЖУ1, параметры которого приведены в табл. 2.

Таблица 2

Тип трансформатора	Номинальная мощность, кВА	Потери, кВт		Ixx, %	Uk, %
		Px, кВт	Pк, кВт
ТРДП-12500/10Ж-У1	11400	16	71,5	1,1	8

Параметры тягового трансформатора
Максимальная расчётная мощность, на основании которой выбирается тип главного понижающего трансформатора, определяется по формуле:

(1.2)

где S_T –мощность тяговой нагрузки, кВА;

S_СН –мощность трансформатора собственных нужд, принимаем 400 кВА;

k_Р –коэффициент, учитывающий равномерность наступления максимумов тяговой и не тяговой нагрузки, принимаем 0,97.

Мощность тяговой нагрузки определяется следующим образом:
; (1.3)

S_T =3,0·2500=7500 кВА.

кВА.

По справочным данным производим выбор главного понижающего трансформатора, основываясь на условии выбора, которое приводится ниже.

Условие выбора:

Согласно этому условию выбираем трансформатор типа ТРДН-10000/110.

Электрические характеристики этого трансформатора приведены в табл.3.

Таблица 3

Электрические характеристики трансформатора

ТИП	Номинальная мощность, МВА	Напряжение обмоток		Ixx, %	Uk, %
		Px, кВт	Pк, кВт		ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДН - 10000/110	10	14	58	0,9	–	10,5	–

По номинальной мощности собственных нужд S_н.тсн=400 кВА выбирается трансформатор собственных нужд типа ТСЗп-400-10/0,4. Его характеристики приведены в табл. 4.

Таблица 4

Электрические характеристики трансформатора собственных нужд

Номинальная мощность, кВА	Напряжение обмоток, кВ		Потери, кВт			Напряжение КЗ, %	Ток ХХ, %
400	ВН	НН	ХХ		КЗ	6	2,3/3,68
	10	0,4	Уровень А	Уровень Б	3,70
			0,66	0,78/1,05

2. Расчёт токов короткого замыкания на шинах ру

2.1. Расчет токов короткого замыкания аналитическим методом с применением типовых кривых.

Для выбора электрооборудования тяговой подстанции необходимо определить максимальные токи трехфазного, двухфазного и однофазного к.з., а для выбора релейных защит – минимальное значение тока к.з.

Для заданной схемы внешнего электроснабжения составляется однолинейная расчётная схема, включая упрощённую схему заданной тяговой подстанции с указанием всех точек короткого замыкания и номинальных параметров.

Однолинейная расчётная схема

Рис. 1

2.2. Определение относительных сопротивлений

Расчёт произведён методом относительных единиц. Основой метода является приведение всех сопротивлений схемы к базисным условиям.

Составлена эквивалентная схема замещения до точки k₁ (рис. 2).

Схема замещения


Рис. 2
Относительное сопротивление энергосистемы:

Выбраны базисные условия , при к.з. в точке k₁ .

(4)



В следствии того, что необходимо также учитывать и активную составляющую сопротивления элементов.

Определяем приведённые полные сопротивления:



где Sc – полная мощность генератора.

2.3. Преобразования схемы замещения

Преобразуем схему замещения в более простую относительно точки к1.







рис. 3.



рис. 4.

Определим начальный ток (действующее значение периодической составляющей) трехфазного к.з.

2.3. Проверка на электрическую удалённость

Электрическая удалённость к.з. определена исходя из следующего соотношения:

(2.3)

где номинальный ток источника, А;

начальное значение периодической составляющей тока к.з.

Для первого источника:









Из этого неравенства следует, что точка k₁ удалена от первого источника.

Для второго источника:









Значит, что точка k₁ не удалена от второго источника, и асинхронная составляющая существенна. Для дальнейших расчётов необходимо её учесть.

2.4. Определение токов короткого замыкания на шина ОРУ –110 кВ

2.4.1. Определение трёхфазного короткого замыкания

Т.к. все источники удалены от точки короткого замыкания k₁, апериодическая составляющая i_а тока короткого замыкания не существенна и в дальнейшем в расчётах не учитывается.



(система 1)

(система 2)

Результирующий ток короткого для точки k₁ является суммой токов двух систем и определены по следующей формуле:

I_к1⁽¹⁾+I_к1⁽²⁾ =3,3+2,2=5,5 кА.

Ударный ток к.з.

2.4.2. Определение двухфазного короткого замыкания

Режим двухфазного короткого замыкания является несимметричным режимом и характеризуется тем, что одна из трёх фаз оказывается в условиях «отличных» от двух других.

2.4.3. Определение однофазного короткого замыкания

Однофазный ток короткого замыкания определен по формуле:

(6)

где х_*1 –сопротивление прямой последовательности;

х_*2 –сопротивление обратной последовательности;

х_*0 –сопротивление нулевой последовательности.

Принято равенство х_*1= х_*2= х_{*б рез}.

Для определения сопротивления нулевой последовательности используем схему замещения (рис. 12)
Рис. 12

Тогда,



(7)

где u_к –напряжение к.з., %;

S_нт –номинальная мощность трансформатора, МВА; S_нт =100 МВА;

S_б –базисная мощность.

2.5. Расчёт токов короткого замыкания на шинах РУ –10 кВ

Для расчётов токов к.з. на шинах РУ –10 кВ составлена схема замещения.

Рассмотрено два вида к.з.:

• 
  режим максимальных токов (оба трансформатора включены в работу и работают параллельно (рис. 13а));
  
• 
  режим минимальных токов (в работе находиться один трансформатор (рис. 13б)).
  

а)	б)

Рис. 13

Т. к. необходимо рассмотреть, прежде всего, режим максимальных токов сводим расчёты к схеме (а) и сводим схему замещения к схеме с результирующим относительным базовым сопротивлением.

(8)

где х_*Т –относительное сопротивление трансформаторов.



Базисный ток

2.5.1. Определение трёхфазного тока в режиме максимальных токов

2.5.2. Определение двухфазного тока короткого замыкания в режиме максимальных токов

2.5.3. Определение тока трёхфазного короткого замыкания в режиме минимальных токов

Минимальный ток к.з. будет в режиме раздельной работы трансформаторов. Схема замещения представлена на рис. 13(б).

2.5.4. Определение токов двухфазного короткого замыкания в режиме минимальных токов

2.6. Расчёт точки короткого замыкания после преобразовательного трансформатора

Для расчёта точки короткого замыкания после преобразовательного трансформатора (расчётная точка k3) к схеме замещения (рис. 13(а)) добавляем сопротивление тягового трансформатора:


Рис. 14



Для расчёта представлена схема замещения:
Рис. 14



Результирующее базисное сопротивление:

2.6.1. Определение токов трёхфазного короткого замыкания

2.6.2. Определение токов двухфазного короткого замыкания

2.7. Расчёт точки короткого замыкания на шинах РУ-3,3 кВ

Расчёт максимального тока короткого замыкания на шинах выпрямленного напряжения (расчётная точка k3) производится по формуле:

(9)

где мощность трансформаторов всех преобразовательных агрегатов в работе, МВА;

N –количество преобразовательных агрегатов в работе;

S_k –мощность к.з. на шинах тягового трансформатора.

Режим максимального тока, когда оба преобразовательных агрегата введены в работу:



Режим минимального тока, когда лишь один преобразовательный агрегата введен в работу:

2.8. Расчёт тока короткого замыкания на шинах собственных нужд

Расчёт токов короткого замыкания на шинах собственных нужд (расчётная точка k4) тяговой подстанции производим в именованных единицах, с учётом активных и индуктивных сопротивлений.

Расчётная схема и схема замещения представлена на рис. 15.
Рис. 15

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора собственных нужд определено по формуле:

(10)



Активное сопротивление обмоток ТСН:

(11)

где Р_к –мощность к.з. ТСН, кВт;

S_ТСН –номинальная мощность ТСН, ВА;

U_осн –напряжение основной ступени, В.



Полное сопротивление обмоток ТСН:





Реактивное сопротивление обмотки ТСН определено по формуле:





Трансформатор собственных нужд присоединяется к шинам 0,4/0,23 кВ четырёх жильным кабелем ААГВ -3×185+1×50-1, максимально допустимый ток которого определён по следующей формуле:

(12)

где k_к –количество кабелей;

I_доп –допустимый ток для принятого сечения (определён из справочника [7]),

I_доп =260 А;

n_k –коэффициент, учитывающий охлаждение кабелей, n_k =0,85.



Для кабеля ААГВ -3×185+1×50-1:





Эти данные также как и тип кабеля берутся из справочника.

Сопротивление автоматического выключателя:





Сопротивления трансформаторов тока:





Сопротивление рубильника:



Результирующее сопротивление цепи трансформатора собственных нужд:













Трехфазное короткое замыкание:











Двухфазное короткое замыкание:











Однофазное короткое замыкание:

(13)

где U_2ф –фазное напряжение обмотки трансформатора, В;

z_Тр –полное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании.











Максимальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора собственных нужд определено по формуле:

(2.8.1)



Активное сопротивление обмоток ТСН:

(2.8.2)

где Р_к –мощность к.з. ТСН, кВт;

S_ТСН –номинальная мощность ТСН, ВА;

U_осн –напряжение основной ступени, В.



Полное сопротивление обмоток ТСН:





Реактивное сопротивление обмотки ТСН определено по формуле:





Трансформатор собственных нужд присоединяется к шинам 0,4/0,23 кВ четырёх жильным кабелем ААГВ -3×185+1×50-1, максимально допустимый ток которого определён по следующей формуле:
(12)

где k_к –количество жил кабеля;

I_доп –допустимый ток для принятого сечения (определён из справочника [7]),

I_доп =260 А;

n_k –коэффициент, учитывающий охлаждение кабелей, n_k =0,85.



Для кабеля ААГВ -3×185+1×50-1:





Эти данные также как и тип кабеля берутся из справочника.

Сопротивление автоматического выключателя:





Сопротивления трансформаторов тока:





Сопротивление рубильника:



Результирующее сопротивление цепи трансформатора собственных нужд:













Трехфазное короткое замыкание:











Двухфазное короткое замыкание:











Однофазное короткое замыкание:

(13)

где U_2ф –фазное напряжение обмотки трансформатора, В;

z_Тр –полное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании.










Таблица 5

Данные по коротким замыканиям тяговой подстанции

Вид К.З.	Наименование тока к.з.	РУ-110 кВ (к1)	РУ-10 кВ (к2)	к3, после преобразовательного трансформатора	РУ-3,3 кВ	к5 ТСН
Трёхфазное К.З.	Iпо, кА	5,5	8,33	12,5	28,5	7,9
	iy, кА	14,0	21,2	31,9	-	20,15
	Iy, кА	8,36	12,66	19	-	12,01
	Sк, МВА	1111,1	151,5	71,4	-	5,47
Двухфазное К.З.	Iпо, кА	4,8	12,5	10,9	-	6,9
	iy, кА	12,2	31,9	27,8	-	17,65
	Iy, кА	7,3	19,0	16,5	-	10,52
	Sк, МВА	967	131,8	62,1	-	4,75
Однофазное К.З.	Iпо, кА	6,44	-	-	-	3,53
	iy, кА	16,4	-	-	-	9,0
	Iy, кА	9,8	-	-	-	5,36
	Sк, МВА	1288	-	-	-	0,812

2.9. Расчёт тепловых импульсов

Таблица 6

Значение тепловых импульсов

Точка короткого замыкания	Формула расчёта Вк	Значение Вк, кА·с
К1	Вк=Iк12·(tсв+tрз+tср+Та)=5,52·(0,04+2+0,1+0,05)	66,25
К2	Вк2`=Iк22·(tсв+tрз+tср+Та)=8,332·(0,035+1,5+0,1+0,05)	117
	Вк2``=Iк22·(tсв+tрз+tср+Та)=8,332·(0,035+1+0,1+0,05)	82,2
	Вк2```=Iк22·(tcв+tрз+tср+Та)=8,332·(0,035+0,5+0,1+0,05)	47,5
К3	Вк=Iк12·(tсв+Та)=28,52·(0,3+0,05)	284,3

3. Выбор оборудования подстанции

3.1. Выбор и проверка токоведущих частей

Выбор токоведущих частей

Токоведущие части ОРУ-110кВ сталеалюминевый провод, по условию образования короны должно быть не менее 120 мм², токоведущие части ЗРУ-10кВ — алюминиевая полоса. На фидерах районных потребителей для удобства монтажа и эксплуатации выбираются одинакового сечения, выбор проводится для потребителя с наибольшим рабочим током.

Условие выбора:



Таблица 5

Выбор токоведущих частей

Наименование присоединений и сборных шин	Наибольший рабочий ток	Материал и сечение токоведущих частей	Допустимый ток, А
Ввод в подстанцию 110 кВ	118	А-120	980
Ввод в ЗРУ-10 кВ	1293	А-80×8	1320
Сборные шины 10 кВ	1841	А-100×8	2080
Районные потребители	348	А-30×4	365
ТСН	14,4	ААГВ-3×185+1×50-1	260
Сборные шины 3,3 кВ	2400	3А-100×8	5070

3.1.1. Расчёт рабочих токов

Расчёт рабочих токов произведён для выбора токоведущих частей.

Ток ввода в РУ-110 кВ производим по формуле:

(15)

где S_н.тр —номинальная мощность трансформатора, Sн.тр=16000 кВА;

U_н —номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, U_н =110 кВ;

К_пер—коэффицент перегрузки, К_пер =1,4.



Ток ввода в РУ-10 кВ определён по следующей формуле:



Ток на сборных шинах 10 кВ определен по формуле:

(16)

где К_нр —коэффициент неравномерного распределения тока по шинам, К_нр= 0,65-0,67



Токи на районных потребителях определены следующим образом:

(17)

где cosφ—коэффициент мощности.



Токи на трансформаторе собственных нужд рассчитаны по следующей формуле:



Ток на шинах РУ –3,3 кВ определен по формуле:

(18)

где N –число преобразовательных агрегатов;

I_dн –номинальный выпрямленный ток преобразователя;

К_рн –коэффициент распределения нагрузки на шинах.

3.1.2. Проверка токоведущих частей на образование короны

На образование короны проверяют только гибкие токоведущие части, т.е. провода (ввод 110кВ).

Условие проверки:

U_кр ≥ U_раб ,

(18)

где U_кр—напряжение при котором образуется корона, кВ.

m—коэффицент шероховатости провода (m=0,85).

r—радиус провода, см.

а—расстояние между фазами, м.



U_кр=121 кВ > U_раб=110 кВ

Проверка токоведущих частей на термическую стойкость.

На термическую стойкость проверяются гибкие и жесткие токоведущие части.

Условие проверки:

q_min ≤ q_расч

q_расч определено по выбранной токоведущей части.


(19)

где В_к—значение теплового импульса, кА²·с;

С—коэффициент учитывающий материал шин, С=90.

Токоведущие части на вводе в РУ –110 кВ.



q_min=90,4 мм² < q_расч=120 мм²

Токоведущие части на вводе в РУ –10кВ:



q_min=120 мм² < q_расч=360 мм²

Токоведущие части на шинах РУ –10кВ:



q_min=101 мм² < q_расч=800 мм²

Токоведущие части на районном потребителе с максимальным током:



q_min=77 мм² < q_расч=120 мм²

Токоведущие части на вводе в РУ –3,3 кВ.



q_min=1872 мм² < q_расч=2400 мм²

Проверка токоведущих частей на электродинамическую стойкость.

На электродинамическую стойкость проверены только жёсткие токоведущие части (шины).

Условие проверки:

G_расч ≤ G_доп

G_доп=65 МПа


(20)

где i_y—значение ударного тока, кА²·c;

l —длина пролета (расстояние между двумя опорными изоляторами), м

а —расстояние между осями токоведущих частей, а=0,25-0,28 м

М —момент изгибающий, Н·м


(21)

где W —момент сопротивления шины, см³

b —толщина шины, см

h —ширина шины, см

Секция шин 10 кВ: А-100×8 (b = 0,8 см; h = 10 см).







G_расч=18 МПа < G_доп=65 МПа

Районный потребитель с максимальным рабочим током: А-30×4 (b = 0,3 см; h = 4 м).







G_расч=53,3 МПа < G_доп=65 МПа

Ввод в ЗРУ-10 кВ: А-80×8 (b = 0,8 см; h = 8 см)







G_расч=19,4 МПа < G_доп=65 МПа

Секция шин 3,3 кВ: 3А-100×8 (b = 0,8 см; h = 10 см).







G_расч=8,2 МПа < G_доп=65 МПа

Токоведущие части выбраны по условиям нагрева, проверены на коронирование, термически и динамически устойчивы.

3.2.Выбор и проверка изоляторов

ЗРУ-10 кВ—проходные изоляторы.

Условие выбора:

Выбор изоляторов производен в соответствии с условиями, представленными ниже и в соответствии со справочником [4].

U_н ≥ U_p;

I_н ≥ I_p.max;

F ≤ 0,6·F_разр;

U_н=10 кВ = U_раб= 10 кВ;

I_н = 1600 А > I_p.max = 1293 А;



0,6·F_разр=0,6·9,81·750 =4415 Н

F=311,4 Н < 0,6·Fразр=4415 Н

Тип проходных изоляторов – ИП10/2000-750У2.

- опорные изоляторы, тип –ОФ-10-375-УХЛ,Т1.

U_н = 10 кВ = U_р = 10 кВ

I_н=2000 А>I_р.max=1840 А



0,6·F_разр = 0,6·9,81·375=1766 Н

F=705 Н > 0,6F_разр=1766 Н

ОРУ-110кВ-подвесные изоляторы

Для ОРУ-110 кВ выбирают подвесные изоляторы типа ПС-6А. Собирают в гирлянду, в гирлянде 10 изоляторов.

Таблица 6

ТИП	Основные размеры, мм		Длина пути утечки тока, мм, не более	Испытательное напряжение, кВ, не менее			Минимальное разрушающее усилие на изгиб, кг·м	Масса, кг, не более
	высота	внешний диаметр		В сухом состоянии	Под дождём	Пробивное
ПС-6А	130	255	255	58	37	90	6000	4,1
ОФ -10-375	120	80	--	--	--	80	375	1,5
ИП-10/2000-750	--	--	510	47	--	--	750	25,9

Характеристики изолятора

3.3. Выбор и проверка выключателей переменного и постоянного тока

Выбор и проверка выключателей переменного тока осуществляется исходя из условий выбора, то есть из соотношения паспортных и расчётных величин.

Условие выбора:

U_ном ≥ U_раб

I_ном ≥ I_рабmax

i_дин ≥ i_y

I_{ном.откл} ≥ I_к

I_т² ·t_т ≥ В_к

Таблица 7

Наименование присоединения	Тип выключателя	Соотношение паспортных и расчётных параметров
		Uном/Uраб, кВ	Iном/Iраб max	iдин,кА/iy, кА	Iном.откл, кА/Iк, кА	Iт2 ·tт/Вк
Ввод 110-кВ	ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1	110/110	1000/118	52/8,41	20/3,3	1200/23,8
Ввод 10-кВ	ВВПЭ-10-20/УЗ	10/10	1600/1293	52/20,6	20/8,09	1200/10,5
Сборные шины 10-кВ	ВВЭ-10-31,5/2000УЗ	10/10	2000/1840	80/30	31,5/12	2977/77,7
РП с наибольшим током	ВВПЭ-10-630-20/УЗ	10/10	630/348	52/30,1	20/11,8	1200/45
ТСН	ВВПЭ-10-630-20/УЗ	10/10	630/14,4	52/20,2	20/8	1200/45

Выбор выключателей переменного тока

При времени короткого замыкания 3 секунды.

Выбор и проверка выключателей постоянного тока производится исходя из принципа сопоставления рабочих параметров схемы и номинальных параметров быстродействующего выключателя, предлагаемого для установки.

Условие выбора:

I_раб.max+100 ≤ I_уст ≤ I_кmin-200

2400+100= 2500 < 2600 < 9040 = 9240-200

Таблица 8

Характеристики быстродействующих выключателей

Наименование присоединений	Тип выключателя	Uном, кВ	Iном, А	Iном откл, кА	Iуст, кА
Ввод в РУ-3,3 кВ	ВАБ-49-3200/30-Л-УХЛ4	3,3	3200	35	2-5
Фидер контактной сети	ВАБ-49-3200/30-Л-УХЛ4	3,3	3200	35	2-5

3.4. Выбор и проверка разъединителей

Условие выбора и проверки:

U_ном ≥ U_раб

I_ном ≥ I_рабmax

I_дин ≥ i_y

I_т²·t_т ≥ В_к

Таблица 9

Выбор разъединителей

Тип присоединения	Тип разъединителя	Тип привода	Соотношение паспортных и расчётных параметров
Ввод 110 кВ Перемычка 110 кВ	РНДЗ-1-110/630 Т1	ПДН-220Т	Uном/Uраб, кВ	Iном/Iрабmax, А	iдин/iу, кА	Iт2·tт /Вк, кА2c
			110/110	630/118	80/8,4	1200/23,8

3.5. Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Условие выбора и проверки:

U_ном ≥ U_раб

I_ном ≥ I_рабmax

(I_ном1·К_т)²·t_т ≥ В_к

√2·I_ном1 ·K_д ≥ i_у

Таблица 10

Выбор измерительных трансформаторов тока

Вид присоединения	Тип трансформатора	Соотношение паспортных и расчётных параметров		Мощность ТА, ВА при классе точности		Коэффициенты стойкости		Проверка на стойкость
		Uном/ Uраб	Iном/ Iраб.m	0,5	1	Кт	Кд	Термическую	Динамическую
								(Iном1·Кт)2·tт≥Вк, кА2·с	√2·Iном1·Кд>iу, кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Ввод 110 кВ	ТФНД-110М	110/110	400/118 (200-400)	30	100	60	75	(0,4·60)2=576>23,8	√2·0,4·75=42,5>8,4
Ввод 10 кВ	ТПОЛ-10	10/10	1500/1293	20	30	70	128	(3·70)2=44100>110,5	√2·3·128=543>20,6
Сборные шины 10 кВ	ТШЛ-10	10/10	2000/1840	20	30	70		(4·70)2=78400>77,7

продолжение таблицы 10

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
РП с максимальным током	ТПОЛ-10	10/10	600/348	10	15	65	160	(0,6·65)2=152>45	√2·0,6·16=135,7>30,1
ТСН	ТПЛ-10	10/10	200/14,4	10	20	90	250	(0,2·120)2=324>45	√2·0,2·25=70,7>20,15

Проверка трансформаторов тока на соответствие классу точности (проверяют только трансформаторы на районных потребителях).

Проверка на соответствие классу точности 0,5.

Условие проверки:

S_2ном
≥
S_2расч

S_2ном—по справочнику для выбранного трансформатора тока.

S_2расч=S_a+S_wh+S_varh+S_пров+S_контр (22)

где S_a—мощность потребляемая амперметром, для прибора Э-379 S_a=0,5 ВА

S_wh—мощность потребляемая токовой обмоткой счётчика активной энергии, S_wh=2,5 ВА

S_varh—мощность, потребляемая токовой обмоткой счётчика реактивной энергии, S_varh=2,5 ВА

S_пров—мощность теряемая в соединительных проводах

S_пров = I_2н²
lрасч/Y

q, (23)

где I_2н –номинальный ток вторичной обмотки измерительного трансформатора тока, I_2н=5 А

l_расч—длина соединительных проводов,

l_расч =

3

l_дейст; l_действ=3 м (для схемы соединения Y)

Y—проводимость соединительных проводов, Y = 32 См

q—сечение соединительных проводов, q = 4 мм²

S_конт—мощность, теряемая в контактах

S_пров = 5²·

3·3/32·4=1,01 ВА;

S_конт=I_2н²·Z_конт

S_конт=25·0,1=2,5 ВА

S_2расч=0,5+2,+2,5+1,01+2,5=9,01 ВА

S_2ном=10 ВА > S_2расч=9,01 ВА

Проверка на соответствие в классе точности 1

Условия проверки:

S_2ном ≥ S_2расч

S_2ном—по справочнику для выбранного измерительного трансформатора тока

S_2расч=S_ртм+S_тро+S_пров+S_конт, (24)

где S_ртм—мощность потребляемая реле тока МТЗ, S_рт=0,5 ВА;

S_рто—мощность потребляемая реле тока ТО, S_рто=0,8 ВА

S_2расч=2·0,5+2·0,8+1,01+2,5=6,11 ВА

Выбранный измерительный трансформатор тока ТПОЛ-10 районных потребителях соответствует требуемому классу точности.

3.6. Выбор сглаживающего устройства

В соответствии с правилами защиты устройств проводной связи от влияния тяговой сети электрических железных дорог постоянного тока на тяговых подстанциях применяют одну из двух систем двухзвенного сглаживающего устройства. Типовой реактор РБФАУ-6500/3250 состоит из отдельных блоков, которые можно устанавливать друг на друга, соединяя их обмотки последовательно.

Для создания части сглаживающего устройства, включаемой параллельно контактной сети, используют конденсаторы ФМТ4-12 ёмкостью 12мкФ и катушки индуктивности, содержащей в каждом резонансном контуре основную и дополнительную катушки.

В таблице 11 приведены рекомендуемые параметры семиконтурного вида сглаживания.

Таблица 11

Параметры сглаживающего устройства

Резонансная частота контура, Гц	Ёмкость контура, мкФ	Индуктивность реактора, мГц
Семиконтурное СУ 1-е звено
1	2	3
100	144	Lр1=5
200	96
400	60
500	48

продолжение таблицы 11

1	2	3
600	36
1200	24
Семиконтурное СУ 2-е звено
Емкостной фильтр	204	Lр2=5
Фильтр пробка	12

3.7. Выбор ограничителей перенапряжения

Здания и РУ подстанций защищаются от прямых ударов молнии и от волн перенапряжении, набегающих с линии, а также от коммутационных перенапряжении. Защита от прямых ударов молнии открытых подстанций и ОРУ напряжением 20-500 кВ выполняется молниеотводами, устанавливаемых ан конструкциях открытых распределительных устройств или отдельно.

Для защиты РУ переменного тока напряжением 110 кВ используют ограничители перенапряжения типа ОПН-110, а для защиты РУ-10 кВ ограничители типа ОПНп-10/29. Для защиты РУ-3,3 кВ ограничители перенапряжения типа ОПН 3,3-ЧФХ1 (устанавливают на выводах всех фидеров контактной сети) (РВМУ-3,3) или разрядники РВПК-3,3 (присоединяют к шинам).

Выбор предохранителей

Для защиты РУ-10 кВ от токов короткого замыкания и от длительных перегрузок принимают предохранители типа ПК-10, для цепей напряжением ниже 1000 В применяют типа ПН.

3.8. Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

Таблица 12

Электрические характеристики измерительного трансформатора напряжения

ТИП	Напряжение			Номинальная мощность, ВА в классе точности			Предельная мощность, ВА	Схема и группа соединения обмоток
	первичное	вторичное	дополнительной обмотки	0,5	1	3
НТМИ-10-66	10000	100	103:3	120	200	500	960	Y/Y*-0

Условие выбора:

U_2ном ≥ U_2раб

Выбор производят по принципу сопоставления типов и видов измерительных трансформаторов напряжения вместе с их паспортными данными, указанными в справочнике [4] в таблице 49 на стр. 90, с условиями выбора. В ЗРУ-10 кВ к установке принимаем измерительный трансформатор НТМИ-10.

Проверка на соответствие проводится для класса точности 0,5

Условие проверки: S_2н ≥ S_2расч

S_2ном—по справочнику

S_2расч—определяется по таблице

Проверка измерительного класса точности измерительного трансформатора напряжения осуществляется по таблице и формуле, приведённой ниже.

Таблица 13

Расчёт мощности приборов

Прибор	Тип прибора	Число обмоток по напряжению		Число приборов	Потребляемая мощность		CosY прибора	SinY прибора	Мощность приборов
		На одну фазу			одного	всех			Активная, Вт	Реактивная, вар
Счётчик активной энергии	СА3У	1	14		4	4·12=48	0,38	0,93	48·cosy=18,24	48·siny=44,64
Счётчик реактивной энергии	СР3У	1	12		4	4·10=40	0,38	0,93	40·соsy=1,52	40·siny=37,2
Вольтметр	Э-30	1	1		5	5·1=5	1	0	5	0
Реле напряжения	РН-54/160	1	2		1	2·1=2	1	0	2	0

Выбранный измерительный трансформатор напряжения соответствует требуемому классу точности и принят к установке.

3.9. Выбор релейной защиты основных присоединений

Релейную защиту присоединений тяговых подстанции выполняют по схемам, предусматривающим применение постоянного оперативного тока. Для защит используют вторичные косвенного действия реле тока РТ-40 или РТ-80, реле напряжения РН-50, реле мощности РБМ-170 или РБМ-270, дифференциальные реле РНТ-565 и ДЗТ-11, реле защиты от однофазных замыканий ЗЗП-1, электронные реле защиты фидеров контактной сети (датчики Холла). В данном случае для защиты основных присоединений используется схема неполная звезда с двумя реле.

Таблица 14

Наименование присоединения	Тип защиты	Действие защиты
Главный понижающий трансформатор	Дифференциальная защита	Отключение
	Газовая защита	1-я ступень сигнал 2-я ступень отключение
	Максимальная токовая защита	Отключение с выдержкой времени, tвв110=2 с. tвв10=1,5 с.
	Защита от перегрузки	На сигнал
Тяговый трансформатор	Газовая защита	Отключение
	Максимальная токовая защита	Отключение с выдержкой времени, tвв=0,5 с.
	Защита от перегрузки	На сигнал
	Токовая отсечка	Отключение
Трансформатор собственных нужд	Максимальная токовая защита	Отключение с выдержкой времени tвв=0,5 с
	Токовая отсечка	Отключение
	Защита от перегрузки	Отключение
Фидер районных потребителей	Максимальная токовая защита	Отключение с выдержкой времени tвв=0,5 с.
	Токовая отсечка	Отключение
Выпрямитель	Земляная защита выпрямителя	Отключение вакуумного выключателя сетевой обмотки тягового трансформатора и катодного быстродействующего выключателя
РУ-3,3 кВ	Земляная защита	Отключение: -все вакуумные выключатели сетевых обмоток тяговых трансформаторов -все катодные автоматы -все фидерные автоматы -все мачтовые разъединители

Релейная защита основных присоединений


Главный понижающий трансформатор:

• 
  максимальная токовая защита;
  

Ток срабатывания защиты


(25)

где I_рабmax –наибольший рабочий ток;

k_в –коэффициент возврата реле, k_в =0,8;

k_н –коэффициент надёжности, k_н =1,2;

k_сэп –коэффициент само запуска, k_сэп =2,5.



Номинальные токи сторон





Токи срабатывания защит





Токи уставок срабатывания реле







Коэффициенты чувствительности


(26)

где I_р.min –наибольший из вторичных токов, протекающих хотя бы в одном из реле защиты при двухфазном коротком замыкании за трансформатором в минимальном режиме работы системы.





Тяговый трансформатор:

• 
  максимальная токовая защита
  

Ток срабатывания защиты



Номинальные токи сторон





Номинальные токи срабатывания защиты





Токи уставки срабатывания реле





Коэффициенты чувствительности

• 
  токовая отсечка
  

Ток срабатывания защиты


(27)

где I_кmax –наибольший расчётный ток трехфазного короткого замыкания;

k_н –коэффициент надёжности, k_н =1,2.




Ток уставки срабатывания реле



Коэффициенты чувствительности



Трансформатор собственных нужд:

• 
  максимальная токовая защита
  

Ток срабатывания защиты



Ток уставки срабатывания защиты



Коэффициент чувствительности

• 
  токовая отсечка
  

Ток срабатывания реле



Ток уставки срабатывания реле



Коэффициент чувствительности

4. Подбор аппаратуры и схем питания собственных нужд подстанции

Под собственными нуждами электроустановок понимают все вспомогательные устройства, необходимые для эксплуатации их основных агрегатов в нормальном и аварийном режимах. К схемам питания собственных нужд подстанции предъявлены следующие требования:

• 
  Простота выполнения и небольшая стоимость;
  
• 
  Обеспечение высокой надёжности питания потребителей собственных нужд;
  
• 
  Простота эксплуатации и ремонтных работ;
  
• 
  Безопасность обслуживания;
  

Этим требования соответствует предлагаемая схема питания шкафов собственных нужд, изображённая на рис. 19, где цифрами обозначены:

1. 
   и 2 –шкафы переменного тока;
   

3. 
   – шкаф собственных нужд подстанции;
   
4. 
   – шкаф отопления и вентиляции аккумуляторных батарей;
   
5. 
   – шкаф собственных нужд переменного тока в РУ 3,3 кВ;
   
6. 
   – дизель генераторный агрегат;
   
7. 
   – шкаф рабочего освещения подстанции;
   
8. 
   – шкаф аварийного освещения подстанции;
   
9. 
   – шкаф собственных нужд постоянного тока;
   
10. 
    – зарядно подзарядное устройство;
    
11. 
    – аккумуляторная батарея.
    

Схема питания шкафов приведена на рис. 19.

4.1. Выбор аккумуляторной батареи

Таблица 14

Потребители постоянного тока

Потребители		Число одновременно работающих	Ток одного потребителя, А	Нагрузка батареи, А
				Длительная	Кратковременная
1	2	3	4	5	6
Постоянно присоединенные приёмники	Лампы положения выключателей	36	0,068	2,45	--
	Держащие катушки ВАБ -49	20	0,5	10	--
	Устройства управления защиты	--	--	10	--

продолжение таблицы 14

1	2	3	4	5	6
Приемники присоединённые при аварийном режиме	Устройства телеуправления и связи	--	--	1,4	--
	Аварийное освещение	--	10	--	--
	Привод ВМТ –110Б	--	--	--	30
ИТОГО:				23,85	30

Ток длительного разряда в аварийном режиме определён следующим образом:

I_{дл.разр} = I_пост + I_ав;

I_{дл.разр} = 22,45+1,4=23,85 А.

Ток кратковременного разряда в аварийном режиме рассчитали по формуле:

I_{кр.разр} = I_{дл.разр} + I_вкл;

I_{кр.разр} = 23,85+30=53,85 А.

Расчётную ёмкость батареи нашли по формуле:


(28)

где t_ав – длительность разряда при аварии, t_ав=3ч.



Номер батареи по требуемой емкости:


(29)

где 1,1 – коэффициент, учитывающий емкость батареи после нескольких лет эксплуатации;

Q_N=1 –емкость аккумулятора первого номера (при t_ав =3ч; Q_N=1 =200 А ч



Принимаем N = 1.

Номер батареи по току кратковременного разряда:


(30)

где 45 –кратковременный допустимый ток разряда аккумулятора первого номера.




Принимаем N =2.

Приняли аккумуляторную батарею типа OРzS –200 LA. Число последовательно включённых элементов батареи, питающих шины включения (ШВ) напряжением U_шв =258 В в режиме подзарядки.


(31)

где U_подз – среднее напряжение элемента в режиме постоянного подзарядки.



Число элементов, питающих шины управления (ШУ) напряжением 230 В в режиме постоянной подзарядки.

4.2. Выбор зарядно – подзарядного устройства

Мощность ЗПУ – полупроводникового выпрямителя выбрали исходя из первого формовочного заряда батареи и одновременного питания постоянных потребителей.

Напряжение заряда ЗПУ:

U_зар = n_шв·2,15+(2-1);

U_зар =120·2,15+(2-1)=259 В.

Зарядный ток батареи:

I_зар = 5,25·N;

I_зар = 5.25·5 = 26,25 А.

Расчётная мощность ЗПУ:





Приняли зарядно-подзарядный агрегат типа ВАЗП –380/260 –40/80, полностью удовлетворяющий техническим условиям.

I_н.ЗПУ = 80 А > I_зар+I_пост = 26,25+22,45=48,7А;

80 А > 48,7 А.

U_н.ЗПУ > U_зар;

260 В > 259 В.

Р_н.ЗПУ =20,8 кВт > Р_{расч.ЗПУ} =12,6 кВт.

5. Расчёт контура заземления

Выбор и расчёт системы заземления тяговой подстанции производят, исходя из условии безопасности напряжения прикосновения. В момент прикосновения человека к заземлённому оборудованию, находящемуся под потенциалом, часть заземлителя шунтируется телом человека R_ч и сопротивлением растекания тока от ступней на землю R_с. На тело человека будет действовать напряжение:

U_ч = U_пр – U_с,
(32)

где U_c = I_ч·R_c –падение напряжение в сопротивлении растеканию с двух ступней человека на землю.

Если принять ступню за диск радиусом 8 см, то


(33)

где
удельное сопротивление верхнего слоя земли, Ом м;

r –радиус ступни, м.



Опасность поражения зависит от тока I_ч и длительности его протекания через тело человека. Зная допустимый ток I_чдоп, найдено допустимое напряжение прикосновения:



где R_ч – сопротивление тела человека, принято R_ч 1000 Ом;



Заземляющее устройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения должно обеспечить в любое время года ограничение U_пр до нормированного значения в пределах всей территории подстанции, а напряжение на заземляющем устройстве U_з должно быть не выше 10 кВ.

Сложный заземлитель заменяется расчётной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины L горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей. В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. В расчётах многослойный грунт представлен двухслойным: верхний толщиной h₁ с удельным сопротивлением , нижний с удельным сопротивлением . Величины
,
,h₁ приняты на основе замеров с учётом сезонного коэффициента k_с.

а) заземляющее устройство подстанции

б) расчётная модель

Рис. 20
План заземляющего устройства
Рис. 21

1. 
   – площадь занятая оборудованием;
   
2. 
   – заземляющий контур (80×80);
   
3. 
   – ограждение подстанции;
   

Напряжение на заземлителе определяется по следующей формуле:


(34)

где k_n – коэффициент напряжения прикосновения; для сложных заземлителей определяется по формуле:


(35)

где l_в – длина вертикального заземлителя принята l_в =5 м;

L_Г – длина горизонтального заземлителя, м;

L_Г =2·16·80=2560 м;

а – расстояние между вертикальными заземлителями, принято а = 10м;

S – площадь заземляющего устройства, принята S = 6400 м² при площади 80×80 м.

М – параметр, зависящий от
/
; принято при
/

= 7, М = 0,79;

– коэффициент, определяемый по сопротивлению человека R_ч и сопротивления растекания тока от ступеней R_с:





Естественных заземлителей нет.





Условие U_з < 10 кВ выполнено.

Так как U_з=I_з·R_з, то сопротивление заземляющего устройства:



Общее сопротивление заземлителя:



где


Для
/

= 7,
а/l_в =1.





Определено
/

= 1,45.



L_в = l_в·n_в,

где n_в – число вертикальных заземлителей.

L_в = 5·32=160.



Что меньше R_з.доп =0,23 Ом.

Найдём напряжение прикосновения:



Что гораздо меньше допустимого значения 115 В.

спецификация

Даная спецификация прилагается к однолинейной схеме проектированной тяговой подстанции постоянного тока.

№ п/п	Обозначение	Тип аппарата	Наименование	Количество
РУ -110 кВ
1.	Т1-Т2	ТРДН-16000/110	Главный понижающий трансформатор	2
2.	Q1-Q2	ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1	Высоковольтные выключатели переменного тока	2
3.	QS1-QS8	РНДЗ-1-110/630Т1	Разъединитель	8
4.	ТА1-ТА3	ТФНД-110М	Измерительный трансформатор тока	3
5.	QSG11-QSG14	РНД-110/630	Разъединитель	4
6.	FV1-FV8	ОПН-110	Ограничитель перенапряжения	8
7.	TV1,TV2	НТМИ-110	Измерительный трансформатор напряжения	2
РУ-10 кВ
8.	Q3-Q10,Q12-Q17	ВВПЭ-10-630-20/УЗ	Высоковольтный выключатель	13
9.	Q11	ВВЭ-10-31,5/2000УЗ	Высоковольтный выключатель	1
10.	QSG19-QSG35,QSG43,44	РНД-10	Разъединитель	18
11.	TV3-TV6	НТМИ-10-66	Измерительный трансформатор напряжения	4
12.	ТА4-ТА19	ТШЛ-10	Измерительный трансформатор тока	14
13.	FV9-FV25,FV28-FV31	ОПНп-10/29	Ограничитель перенапряжения	18
14.	FU1-FU4,FU16,17 FU19,20	ПК-10	Предохранитель	8
15.	ТА27-ТА34	ТПОЛ-10	Измерительный трансформатор тока	7
16.	ТСН1-ТСН3	ТСЗп-250-10/0,4	Трансформатор собственных нужд	3
17.	Т3-Т4	ТРДН-12500/10Ж-У1	Тяговый трансформатор	2
РУ -3,3 кВ
18.	ПВ1-ПВ2	В-ТПЕД-3,15К-3,3К-21-У1	Выпрямительный агрегат	2
19.	QF1,2-QF5-QF16	ВАБ49-3200/30-Л-УХЛ4	Быстродействующий выключатель	14
20.	QS11,12-QS17-QS31	РВС3200/3,3	Разъединитель	16
21.	FV33-FV36,FV39-FV45	ОПН-3,3-ЧФХ1	Ограничитель перенапряжения	11
22.	FU16-FU25,FU30-FU35,FU38-FU41	ПК-3,3	Предохранитель	20
23.	KU1-KU13		Датчик напряжения	14
24.	ТК1-ТК12		Датчик тока	13
25.	LR1-LR3	РБ	Реактор	3
26.	С1-С4		Конденсатор	4
27.	R		Резистор	1
28.	ТА		Трансформатор тока	1

заключение

Данный курсовой проект представляет собой расчёт типовой тяговой подстанции постоянного тока. В котом представлены расчёты пяти точек короткого замыкания, выбраны преобразовательный агрегат, тяговый и главный понижающий трансформатор, также трансформатор собственных нужд. Также представлен расчёт рабочих токов, токов короткого замыкания, произведён выбор коммутационного оборудования, приборов и релейной защиты. Токоведущие части проверены на динамическую и термическую стойкость, явление короны (гибкие), коммутационное оборудование выбрано на основе расчётов токов короткого замыкания (отключающая способность) и условий выбора. Спроектирована релейная защита основных преобразовательных агрегатов и присоединений. Отдельно произведён расчёт системы питания собственных нужд и контура заземления. К пояснительной записке прилагается однолинейная схема проектированной тяговой подстанции постоянного тока.

библиографический список