Курсовая работа: Проектирование тяговой подстанции переменного тока

Курсовая работа: Проектирование тяговой подстанции переменного тока

Федеральное агентство железнодорожного транспорта

Иркутский государственный университет путей сообщения

Факультет: Электротехнический Кафедра: ЭЖТ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: Тяговые и трансформаторные подстанции

«Проектирование тяговой подстанции переменного тока»

Выполнил:

Каргапольцев А.А.

ЭНС-01-02-1-1-104

Проверил:

Пузина Е. Ю.

ИРКУТСК 2009

Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Составление однолинейной схемы главных электрических соединений тяговой подстанции

3. Выбор оборудования подстанции

3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

3.2 Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры распределительных устройств

3.2.1 Выбор оборудования ОРУ 110 кВ.

3.2.2 Выбор оборудования ОРУ 35 кВ.

3.2.3 Выбор оборудования РУ 10 кВ.

3.2.4 Выбор оборудования РУ 3,3 кВ.

4. Определение токов К.З. на подстанции

4.1 Составление схемы замещения

4.2 Определение расчетных сопротивлений схемы замещения

4.3 Определение тока К.З. в точке К1

4.4 Определение тока К.З. в точке К2

4.5 Определение тока К.З. в точке К3

4.6 Определение тока К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, (в точке К4)

5. Проверка оборудования тяговой подстанции по условиям короткого замыкания

5.1 Расчетный тепловой импульс на шинах 3,3 кВ подстанции

5.2 Проверка шин РУ-3,3 кВ.

5.3 Проверка быстродействующих выключателей постоянного тока.

6. Выбор сглаживающего устройства

7. Выбор аккумуляторной батареи

8   . Расчет защитного заземляющего устройства

9. Экономическая часть проекта

9.1 Стоимость опорной тяговой подстанции

9.2 Годовые эксплуатационные расходы

9.3 Определение себестоимости перерабатываемой за год электроэнергии

9.4 Основные технико-экономические показатели ТП.

Список литературы

Введение

Энергию на тягу поездов получают от энергосистем через их высоковольтные линии и районные подстанции, непременно, через специальные тяговые подстанции, являющиеся элементами системы электроснабжения электрифицированных железных дорог. 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. Насыщенность тяговых подстанций разнообразной по назначению аппаратурой существенно выше, чем равных по мощности и классу первичного питающего напряжения подстанций энергосистем. Это объясняется многофункциональностью тяговых подстанций — от них получают питание не только электрические поезда, но также районные и нетяговые потребители железных дорог.

К схемам и конструкциям тяговых подстанций предъявляют определенные технические требования. Так, установленная мощность их трансформаторов и преобразователей должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии (электрических поездов, районных и нетяговых железнодорожных потребителей), коммутационная и вспомогательная аппаратура обеспечивать бесперебойное питание потребителей электроэнергии на требуемом уровне надежности. Очень важно также, чтобы качество электрической энергии соответствовало установленным нормам.

Основной задачей системы электроснабжения является обеспечение эксплуатационной работы железной дороги для этого необходимо, что бы мощность всех элементов системы электроснабжения была достаточной для обеспечения потребной каждому локомотиву мощности при самых разнообразных условиях работы железной дороги.

Эти задачи могут быть решены только при правильно выбранных параметрах системы электроснабжения, т. е. обеспечивающих работу оборудования в допустимых для него пределах по нагрузке и необходимое качество электроэнергии, а также при обеспечении необходимого резерва.

Известно, что недопустимое для данного элемента электрической установки увеличение нагрузки может привести к выходу его из строя. С другой стороны, увеличение номинальной мощности любого элемента и, следовательно, допустимой для него нагрузки связано с увеличением затрат. Поэтому необходимо уметь выбирать параметры всех устройств системы электроснабжения так, чтобы они бесперебойно работали в течение времени, определяемого их нормальным сроком службы, при минимальных затратах.

1.  Исходные данные

Опорная тяговая подстанция постоянного тока № 1, согласно схеме присоединения к системе внешнего энергоснабжения.

22 18 19 21 20

Рис. 1.1. Схема присоединения подстанций.

SКЗ1= 700 МВА;

SКЗ2= 900 МВА;

Трансформатор ТДТН – 40000/110

UНОМ : 115/38,5/11 кВ;

SНОМ = 40 МВА;

uк в-с = 17 %

uк в-н = 10,5 %

uк с-н = 6 %

Преобразовательный трансформатор: ТМРУ – 16000/10Ж;

S НОМ1 = 11840 кВА;

UНОМ1 = 10 кВ;

UНОМ2 = 3,02 кВ;

UНОМ вып = 3,3 кВ;

IНОМ1 = 650 А;

IНОМ2 = 924 А;

IНОМ вып = 3200 А;

uк = 7,35 %.

Количество фидеров контактной сети: 5;

Количество фидеров не тяговых потребителей: 6,

Их мощность Sф мах = 2500 кВА;

Годовой отпуск электроэнергии: 50 · 106 кВт · ч.

Время работы защиты: tз = 0,5 с.

Площадь подстанции: S = 12000 м2

Сопротивление грунта: r = 135 Ом · м.

Для выбора аккумуляторной батареи напряжением 220 В:

Ток длительной нагрузки 40 А.

Ток аварийной нагрузки 24 А.

2.  Составление однолинейной схемы главных электрических соединений тяговой подстанции.

Схема главных электрических соединений составлена на основе типовых проектных решений приведенных в [2, 4].

Тяговая подстанция получает питание по двум одно-цепным линиям 110 кВ, являющимися частью системы энергоснабжения района.

На подстанции установлено два тяговых трансформатора. Нормально в работе находится один из них, другой в резерве. В вынужденных режимах работе могут находиться оба трансформатора.

ОРУ 110 кВ выполнено с одной, секционированной выключателем и обходной системами шин. Трансформаторы подключены через высоковольтные выключатели с разъединителями. Для защиты от перенапряжений установлены ограничители перенапряжений типа ОПН-110.

ОРУ 35 кВ служит для питания не тяговых потребителей прилегающего к подстанции района. Выполнено с одинарной системой шин, секционированной выключателем.

РУ 10 кВ служит для питания преобразовательных агрегатов, ТСН, фидеров продольного электроснабжения. Выполнено с одинарной системой шин, секционированной выключателем. РУ 10 кВ размещено в камерах наружной установки типа К-У1-У.

РУ 3,3 кВ – постоянного тока, питается от РУ 10 кВ через преобразовательный трансформатор и полупроводниковый преобразователь. Состоит РУ 3,3 кВ из рабочей и запасной плюсовых шин, секционированных двумя разъединителями на три секции, минусовая шина не секционируется, поскольку по условиям безопасности на ней допускается работа без снятия напряжения. К крайним секциям присоединены выпрямительные агрегаты и фидера контактной сети, к средней – запасной выключатель, разрядник, сглаживающее устройство. Нормально все секции работают параллельно, при ревизиях может отключаться любая крайняя секция. Выпрямительные агрегаты присоединены к шинам быстродействующими выключателями БВ и разъединителями. В цепи каждого фидера контактной сети, а также запасного выключателя включено последовательно по два быстродействующих выключателя.

Однолинейная схема главных электрических соединений тяговой подстанции приведена на чертеже (Рис. 2.1).

3.  Выбор оборудования подстанции

3.1  Выбор трансформаторов собственных нужд

На тяговой подстанции установлены два трансформатора собственных нужд с вторичным напряжением 380В, каждый из которых рассчитан на полную мощность собственных нужд подстанции. Питание ТСН осуществляется от шин РУ-10 кВ.

Мощность собственных нужд подстанции согласно [1].

SСН = kСН nтп Sн тп + Sаб + Sмх + Sпод (3.1)

где, kСН = 0,01 – коэффициент собственных нужд;

nтп = 2 – число тяговых трансформаторов;

Sн тп – номинальная мощность тягового трансформатора;

Sаб = 60 кВА – мощность устройств автоблокировки;

Sмх = 20 кВА – мощность передвижной базы масляного хозяйства.

SСН = 0,01 · 2 · 40000 + 60 + 20 +250 = 1130 кВА.

Максимальный рабочий ток ТСН согласно [1]

 (3.2)

Выбираем трансформаторы типа: ТМ-1600/10

Sном = 1600 кВА

n = 2

Iрмах тсн = 92,37 А

3.2  Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры распределительных устройств

Токоведущие части и электрические аппараты выбраны по условиям длительного режима работы, должны выполняться условия:

Uном ³ Uном РУ; (3.3)

Iном ³ Iрмах; (3.4)

где Uном, Iном – номинальные напряжение и ток аппарата;

Uном РУ – номинальное напряжение распред. устройства;

Iрмах – максимальный рабочий ток присоединения.

3.2.1 Выбор оборудования ОРУ 110 кВ.

Максимальный рабочий ток транзитной перемычки, согласо [1]

 (3.5)

где kпр = 1.3 – коэффициент перспективы развития потребителей;

nтп = 2 – число понижающих трансформаторов на подстанции;

Sн тп –номинальная мощность понижающего трансформатора, кВА;

Sтранз – транзитная мощность, через шины подстанции, кВА, согласно [1]

Sтранз = nтп Sн тп тран №2+ nтп Sн тп отп №3 = 2(16000 + 2500) = 37 МВА ;

k'р = 0,8 – коэффициент разновременности максимальных нагрузок данной и соседней подстанций;

Uном – номинальное напряжение, кВ;

Максимальный рабочий ток сборных шин опорной тяговой подстанции согласно [1]

 (3.6)

где kрн1 = 0,7 коэффициент распределения нагрузки первичного напряжения;

Максимальный рабочий ток понижающих трансформаторов:

Выбор шин ОРУ 110 кВ.

Ошиновка ОРУ 110 кВ выполнена гибкими шинами изготовленными из сталеалюминевого провода марки АС – 240, сечением 240 мм2.

Iдл доп = 610 А;

По условию (3.4)

Iдл доп = 610 А ³ Iрмах = 559 А;

Провод подходит для работы в транзитной перемычке подстанции.

Отпайки на ввода силовых трансформаторов выполнены проводом марки АС – 95, сечением 95 мм2.

Iдл доп = 330 А;

По условию (3.4)

Iдл доп = 330 А > Iрмах = 315 А;

Выбор изоляторов ОРУ 110 кВ.

Гибкие шины ОРУ 110 кВ укреплены на подвесных изоляторах ПС 16 Б, разрывная нагрузка – 16 кН. Изоляторы собраны в гирлянды по 9 штук.

Выбор выключателей ОРУ 110 кВ.

В ОРУ 110 кВ, как в транзитной перемычке, так и на отпайках силовых трансформаторов установлены элегазовые выключатели типа ВЭБ -110 - 40/2000, технические характеристики выключателей приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Технические характеристики выключателя ВЭБ -110 - 40/2000

По условию (3.3)

Uном = 110 кВ = Uном РУ = 110 кВ;

По условию (3.4) для транзитной перемычки

Iдл доп = 1250 А > Iрмах = 592 А;

По условию (3.4) для отпаек вводов трансформаторов

Iдл доп = 1250 А > Iрмах = 315 А;

Выключатели ВЭБ -110 - 40/2000 подходят для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестве транзитных, так и в качестве вводных выключателей трансформаторов.

Выбор разъединителей ОРУ 110 кВ.

В ОРУ 110 кВ в транзитной рабочей перемычке, транзитной ремонтной перемычке и на отпайках силовых трансформаторов установлены разъединители типа РНДЗ.2 – 110Б/1000 У1, технические характеристики разъединителей приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Технические характеристики разъединителей РНДЗ.2 – 110Б/1000У1

По условию (3.3)

Uном = 110 кВ = Uном РУ = 110 кВ;

По условию (3.4) для транзитной перемычки

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 592 А;

По условию (3.4) для отпаек вводов трансформаторов

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 315 А;

Разъединители РНДЗ.2 – 110Б/1000 У1 подходят для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестве транзитных, шинных, а так же разъединителей вводных выключателей трансформаторов.

Выбор трансформаторов тока ОРУ 110 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в ОРУ 110 кВ применены трансформаторы тока типа ТВ – 110.

Данные о местах установки трансформаторов тока ОРУ 110 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Технические характеристики трансформаторов тока ОРУ 110 кВ.

Трансформаторы тока типа ТВ – 110 – 600/5 подходят для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестве транзитных, так и для вводов силовых трансформаторов.

Выбор трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ.

Для релейных защит, учета, контроля и измерений напряжения в ОРУ 110 кВ применены трансформаторы напряжения типа НКФ – 110 – 83 У1. К каждой секции шин присоединяется по одному ТН. Данные о местах установки трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Технические характеристики трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ

3.2.2 Выбор оборудования ОРУ 35 кВ

Максимальный рабочий ток сборных шин и секционного выключателя 35кВ, согласно [1]

где kрнII = 0,5 – коэффициент распределения нагрузки по шинам вторичного напряжения;

Максимальный рабочий ток нетяговых потребителей, согласно [1]

Выбор шин ОРУ 35 кВ.

Ошиновка ОРУ 35 кВ выполнена гибкими шинами изготовленными из сталеалюминевого провода марки АС – 300, сечением 300 мм2.

Iдл доп = 690 А;

По условию (3.4)

Iдл доп = 690 А ³ Iрмах35 = 660 А ;

Провод подходит для выполнения ошиновки ОРУ-35 подстанции.

Отпайки к потребителям выполнены проводом марки АС – 10 сечением 10 мм2.

Iдл доп = 80 А;

По условию (3.4)

Iдл доп = 80 А ³ Iрмах = 53,6 А;

Выбор изоляторов ОРУ 35 кВ.

Гибкие шины ОРУ 35 кВ укреплены на подвесных изоляторах ПС 16Б,

разрывная нагрузка – 16 кН. Изоляторы собраны в гирлянды по 3 штуки.

Выбор выключателей ОРУ 35 кВ.

В ОРУ 35 кВ, как в качестве вводных и секционного выключателей установлены вакуумные выключатели типа ВВС – 35 – 20/1600, на отпайках районных потребителей ВВС – 35 – 20/630, технические характеристики выключателя приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Технические характеристики выключателя ВВС – 35 – 20/1600

По условию (3.3)

Uном = 35 кВ = Uном РУ = 35 кВ;

По условию (3.4) для вводных и секционного выключателей

Iдл доп = 1600 А > Iр мах 35 = 660 А;

По условию (3.4) для отпаек потребителей

Iдл доп = 630 А > Iр мах = 53,6 А;

Выключатели ВВС – 35 – 20/630 – 1600 подходят для работы в ОРУ 35 кВ.

Выбор разъединителей ОРУ 35 кВ.

В ОРУ 35 кВ для работы совместно с выключателями секционным и на отпайках к районным потребителям установлены разъединители типа РНДЗ.2 – 35Б/1000У1, технические характеристики разъединителей приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Технические характеристики разъединителей РНДЗ.2 – 35Б/1000У1

По условию (3.3)

Uном = 35 кВ = Uном РУ = 35 кВ;

По условию (3.4) для вводных и секционных разъединителей

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 660 А;

По условию (3.4) для отпаек к районным потребителям

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 53,6 А;

Разъединители РНДЗ.2 – 35Б/1000У1 подходят для работы в ОРУ 35 кВ.

Выбор трансформаторов тока ОРУ 35 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в ОРУ 110 кВ применены трансформаторы тока типа ТФН – 35М.

Данные о местах установки трансформаторов тока ОРУ 35 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.6.1

Таблица 3.6.1

Технические характеристики трансформаторов тока ОРУ – 35 кВ.

Выбор трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений напряжения в ОРУ 35 кВ применены трансформаторы напряжения типа ЗНОМ – 35 – 65. К каждой секции шин присоединяется по одному ТН. Данные о местах установки трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Технические характеристики трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ

3.2.3 Выбор оборудования РУ 10 кВ.

Максимальный рабочий ток сборных шин и секционного выключателя 10кВ, согласно [1]

где kрнII = 0,5 – коэффициент распределения нагрузки по шинам вторичного напряжения;

Максимальный рабочий ток первичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]

где kпер = 1,25 – коэффициент перегрузки;

Sн пр тр = 11840 кВА – номинальная мощность преобразовательного трансформатора;

Выбор ячеек КРУ 10 кВ.

РУ 10 кВ выполнено на открытом воздухе на базе камер КРУ наружной установки типа К – У1 – У. Камеры оборудованы выкатными ячейками с элегазовыми выключателями, трансформаторами напряжения и другим оборудованием.

Технические характеристики ячеек К – У1 – У:

Номинальное напряжение Uном = 10 кВ; Номинальный ток: шкафов Iном = 1000 А; сборных шин Iном = 1000 А; 2500 А; электродинамическая стойкость Iдин = 52 кА; привод выключателей – электромагнитный.

Выбор выключателей РУ 10 кВ.

Таблица 3.8

Места установки и технические характеристики выключателей РУ-10 кВ.

По условию (3.3)

Uном = 10 кВ = Uном РУ = 10 кВ;

По условию (3.4) для вводных, секционного выключателей и выключателей преобразовательных агрегатов

Iном = 4000 А > Iрмах10 = 3464 А; Iном = 2500 А > Iрмах10 = 2309,4 А;

Iном = 1000 А > Iр мах пр = 854,5 А;

Выключатели 3АН-3, LF-3, LF-1 подходят для работы в РУ 10 кВ.

Выбор трансформаторов тока РУ-10 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в РУ 10 кВ применены трансформаторы тока типа ТПШЛ – 10, ТПОЛА – 10, ТПЛ – 10.

Данные о местах установки трансформаторов тока РУ 10 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9.

Места установки и технические характеристики трансформаторов тока РУ-10 кВ

Выбор трансформаторов напряжения РУ-10 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в РУ 10 кВ применены трансформаторы напряжения типа НТМИ-10. ТН устанавливаются в ячейках КРУ по одному на каждую секцию шин.

Таблица 3.10

Технические характеристики трансформаторов напряжения ОРУ 10 кВ.

По условию (3.3)

Uном = 10 кВ = Uном РУ = 10 кВ;

Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 подходят для работы в РУ 10кВ.

3.2.4 Выбор оборудования РУ 3,3 кВ

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]:

для схемы выпрямления «две обратные звезды»

где Idн – номинальный выпрямленный ток выпрямителя

Максимальный рабочий ток главной («плюсовой») шины РУ-3,3 кВ:

где N – число преобразователей на подстанции (N = 2);

крн – коэффициент распределения нагрузки на шинах (крн = 0,8)

Максимальный рабочий ток запасной шины:

где Iфмах – максимальный рабочий ток фидера контактной сети (Iфмах = 2000 А)

Максимальный рабочий ток минусовой шины:

Выбор шин РУ-3,3кВ.

Ошиновка РУ 3,3 кВ выполнена алюминиевыми шинами коробчатого сечения:

для главной шины сечением 1785 мм2

Iдоп = 5650 А;

По условию (3.4)

Iдоп = 5650 А ³ Iр мах 3,3 = 5120 А ;

для минусовой шины сечением 2440 мм2

Iдоп = 6430 А;

По условию (3.4)

Iдоп = 6430 А ³ Iр мах 3,3 = 6400 А ;

для запасной шины прямоугольного сечения 100*8 мм

Iдоп = 2180 А;

По условию (3.4)

Iдоп = 2180 А ³ Iрмах3,3 = 2000 А ;

Выбранные шины подходят для выполнения ошиновки РУ-3,3 подстанции.

Выбор изоляторов РУ-3,3 кВ.

Шины РУ 3,3 кВ укреплены на опорных изоляторах ШН-6, разрывная нагрузка – 3,5 кН.

Выбор выключателей РУ 3,3 кВ.

В РУ 3,3 кВ в качестве вводных и фидерных контактной сети установлены быстродействующие выключатели, информация о местах установки выключателей и их технические характеристики приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.11

Места установки и технические характеристики выключателей РУ-3,3 кВ.

По условию (3.3)

Uном = 3,3 кВ = Uном РУ = 3,3 кВ;

По условию (3.4) для вводных выключателей:

Iном = 2000 А ≥ Iр мах = 923,8 А;

для двух последовательно включенных секционных выключателей:

Iном = 2*3000 А ≥ Iр мах = 5120 А;

для выключателей фидеров КС:

Iном = 2000 А ≥ Iр мах = 2000 А;

Выключатели ВАБ-49/1-3200/30-Л, ВАБ-49-5000/30-Л подходят для РУ-3,3 кВ.

Выбор разъединителей РУ 3,3 кВ.

В РУ 3,3 кВ для работы совместно с выключателями секционным и на отпайках к фидерам контактной сети установлены разъединители типа РС – 3000/3,3, технические характеристики разъединителей приведены в таблице 3.12.

Таблица 3.12

Технические характеристики разъединителей РС – 3000/3,3.

По условию (3.3)

Uном = 3,3 кВ = Uном РУ = 3,3 кВ;

По условию (3.4) для вводных разъединителей и фидеров КС:

Iдл доп = 3000 А > Iрмах = 923,8 А;

для секционных разъединителей:

Iдл доп = 2*3000 А > Iрмах = 5120 А;

Разъединители РС – 3000/3,3 подходят для работы в РУ 3,3 кВ.

4.  Определение токов К.З. на подстанции

4.1  Составление схемы замещения

Упрощенная схема подстанции с привязкой ее к системе внешнего электроснабжения, для расчета токов трехфазного короткого замыкания в максимальном режиме, приведена на рисунке 2.1.

Схема замещения подстанции с привязкой ее к системе внешнего электроснабжения приведена на рисунке 4.1.

4.2  Определение расчетных сопротивлений схемы замещения

Расчет ведется в именованных единицах.

Данные линий электропередачи, системы и трансформаторов приведены в разделе 1.

Сопротивление системы согласно [1]

 (4.1)

где SКЗ – мощность короткого замыкания системы, МВА;

Ucp – среднее напряжение ступени для которой определено сопротивление, кВ.

Сопротивление линий электропередачи

ХЛ = Х0 ·L ; (4.2)

где Х0 = 0,4 Ом/км – удельное сопротивление линии электропередачи согласно [1];

L – длина линии электропередачи, км.

Приведенные напряжения короткого замыкания трансформатора

Сопротивления трансформатора

Результаты расчета сопротивлений схемы замещения сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Сопротивления элементов схемы замещения

4.3  Определение тока К.З. в точке К1

Схема замещения для расчета на рисунке 4.2.

Преобразуем схему рис. 4.2.1., затем рис. 4.2.2., затем рис. 4.2.3.

Определяем токи К.З. по формулам согласно [6]

Действующее значение тока К.З.

 (4.9)

где Uср = 115 кВ – среднее напряжение ступени для которой определяется ток К.З.;

ХS - суммарное сопротивление элементов схемы до точки К.З.

Апериодическая составляющая тока К.З.

 (4.10)

где τ = tсв + tз min = 0,07 с.

Та = 0,02 с.

Ударный ток К.З. в точке К1, согласно [1]

iу = kу IК (4.11)

где kу = 1,8 – ударный коэффициент;

iу = × 1,8 × 6,66 = 16,25 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

iк = IК + iа (4.12)

iк = · 6,66 + 0,289 = 9,71 кА

4.4  Определение тока К.З. в точке К2

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.3.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.3.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора:

ХТС = ХВ + ХС

Приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне СН по формуле согласно [1]

 (4.13)

По формуле (4.12) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне СН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора

ХТС = 3,64 Ом + 1,91 Ом = 5,56 Ом.

Вводим в схему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.12) приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне СН

Находим сопротивление системы в точке К2 (Рис. 4.3.2):

Х= Х+ ХТС2 = 1,12 + 2,78 = 3,9 Ом

Действующее значение тока К.З. относительно генератора по (4.9)

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К2, по формуле (4.11)

iу = × 1,8 × 5,7 = 14,52 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

iк = · 5,7 + 0,242 = 8,31 кА

4.5  Определение тока К.З. в точке К3

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.4.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.4.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора.

ХТН = ХВ + ХН

По формуле (4.13) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне НН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора

ХТН = 0,298 Ом - 0,006 Ом = 0,292 Ом.

Вводим в схему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.13) приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне НН

Находим сопротивление системы в точке К3 (Рис. 4.4.2):

Х= Х+ ХТН2 = 0,091 + 0,146 = 0,237 Ом

Действующее значение тока К.З. относительно источника питания по (4.9)

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К3, по формуле (4.11)

iу = × 1,8 × 26,82 = 68,27 кА.

Полный ток К.З. в точке К3

iк = · 26,82 + 1,138 = 39,067 кА

4.6  Определение тока К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, (в точке К4)

Установившийся ток К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ определяется по формуле согласно [1]:

 (4.14)

где IdH – номинальный выпрямленный ток выпрямительного агрегата, кА

N – количество выпрямительных агрегатов;

Sн.пр.тр – мощность преобразовательных трансформаторов, питающих выпрямительный агрегат, МВА

SКЗ – мощность К.З. на шинах переменного тока 10кВ, МВА

uК – напряжение К.З. преобразовательного трансформатора, %

 (4.15)

Данные о преобразовательных агрегатах взяты из раздела 1.

Sн.пр.тр = S НОМ1 = 11,84 МВА;

Idн = IНОМ вып= 3,2 кА;

uк = 7,35 %.

Определяем установившийся ток К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, по формуле (4.14)

5.  Проверка оборудования тяговой подстанции по условиям короткого замыкания

5.1 Расчетный тепловой импульс на шинах 3,3 кВ подстанции определяется согласно [1] по формуле:

Bк = I2ПО·tоткл (5.1)

где I2ПО – начальное значение периодической составляющей тока К.З.

I2ПО = Iк.уст = 29,37 кА;

tоткл – время, в течении которого проходит ток К.З. согласно [1]:

tоткл = tз + tв (5.2)

где tз – время действия защиты, согласно разделу 1,

tз = tрз = 0,1 с;

tв – время отключения выключателя, согласно пункту 3.2.4.3, для РУ 3,3 кВ

tв = 0,05 с.

По формуле (5.2) определяем:

tоткл = 0,1 + 0,05 = 0,15 с.

По формуле (5.1) определяем расчетный тепловой импульс на шинах РУ-3,3 кВ:

BК = 29,372 × 0,15 = 129,4 кА2с;

5.2  Проверка шин РУ-3,3 кВ

Минимальное сечение шин РУ-3,3 кВ, при котором протекание тока К.З. не вызывает нагрева шин выше кратковременно допустимой температуры, определяем согласно [1] по формуле:

 (5.4)

где BK – тепловой импульс К.З.;

C = 90 А×с1/2/мм2, - константа по [1];

Согласно [1] должны выполняться условия:

Iдоп ³ Iр.мах

q ³ qmin (5.5)

По условию (3.4):

для главной и минусовой шин коробчатого сечения:

Iдоп = 5650 А ³ Iр мах 3,3 = 5120 А ;

Iдоп = 6430 А ³ Iр мах 3,3 = 6400 А ;

для запасной шины прямоугольного сечения:

Iдоп = 2180 А ³ Iр.мах 3,3 = 2000 А ;

По условию (5.5):

для главной и минусовой шин:

q = 1785 мм2 ³ qmin = 156,6 мм2

q = 2440 мм2 ³ qmin = 156,6 мм2

для запасной шины:

q = 800 мм2 ³ qmin = 156,6 мм2

Выбранные шины подходят для РУ-3,3 кВ, так как удовлетворяют условиям проверки.

5.3  Проверка быстродействующих выключателей постоянного тока

Быстродействующие выключатели проверяются по условию:

где Iк уст – установившийся ток К.З. на шинах 3,3 кВ, определяется по выражению (4.13);

Iмах отк – максимальный ток отключения; k = 0,6 – коэффициент учитывающий наличие быстродействующих выключателей [3]

Для вводных и выключателей фидеров контактной сети:

Iмах отк = 22 кА ³ k·Iк уст = 0,6·36,3 = 21,84 кА

Для секционных выключателей, при двух последовательно включенных:

Iмах отк = 50 кА ³ k·Iк уст = 21,84 кА

Выбранные быстродействующие выключатели типа ВАБ-49/1-3200/30-Л, в качестве вводных и выключателей фидеров КС, а также ВАБ-49-5000/30-Л, в качестве секционных подходят для РУ-3,3 кВ.

6.  Выбор сглаживающего устройства

Рис. 6.1 Схема сглаживающего устройства

Для обеспечения электромагнитной совместимости преобразователей и тяговой сети 3,3 кВ с линиями связи и устройствами СЦБ, т. е. Для снижения влияния тяговых токов на работу линий связи и устройств СЦБ, на тяговой подстанции, в соответствии с правилами защиты устройств связи, установлено сглаживающее устройство.

Сглаживающее устройство состоит из резонансных и апериодического контуров. Каждый резонансный контур настраивается в резонанс токов на определённую частоту. Апериодический контур настраивается в резонанс напряжений на частоте 174 Гц.

В сглаживающем устройстве подстанции применен трехблочный реактор РБФАУ-6500/3250 с параллельным соединением ветвей, индуктивностью 5 мГн.

Для резонансных и апериодических контуров применены бумажно-маслянные конденсаторы ФМТ4–12, номинальная емкость 12 мкФ, номинальное напряжение 4 кВ и катушки индуктивности, содержащие в каждом резонансном контуре основную и дополнительную катушки, изготовленных из медного провода ПР-500.

Необходимые индуктивности катушек определяем согласно [3] по формуле:

 (6.1)

где Cn – емкость контура;

f – частота резонанса контура.

Параметры сглаживающего устройства приведены в таблице 6.1

Таблица 6.1

Параметры сглаживающего устройства

7.  Выбор аккумуляторной батареи

Выбор аккумуляторной батареи заключается в определении типового номера батареи, расчете числа последовательно включенных элементов, выборе зарядно-подзарядного устройства.

Ток длительного разряда в аварийном режиме:

Iдл.разр = Iпост + Iав, (7.1)

где Iпост – ток постоянной нагрузки; Iав – ток аварийной нагрузки.

Iпост = 40 А; Iав = 24 А; Iдл.разр = 40 + 24 = 64 А.

Ток кратковременного разряда в аварийном режиме:

Iкр разр = Iдл.разр + Iвкл (7.2)

где Iвкл – наибольший ток, потребляемый приводом выключателя, для выключателя ВВС – 35 – 20 (Iвкл = 100А).

Iкр разр = 64 + 100 = 164 А.

Необходимая расчетная емкость батарей:

Qрасч = Iдл.разр tав, (7.3)

Qрасч = 64 ∙ 2 = 128 А∙ч.

Определяем номер батареи по условиям длительного режима:

Nдл ≥ 1,1 ∙ Qрасч / Q1 (7.4)

где Q1 – емкость двухчасового разряда аккумулятора СК-1, равная 22 А·ч

Nдл ≥ 1,1 ∙ 128 / 22 = 5,82

Определяем номер батареи по условиям кратковременного режима:

Nкр ≥ Iкр разр / 46. (7.5)

где 46 А – ток кратковременного разряда для СК-1

Nкр ≥ 164 / 46 = 3,56.

Из двух полученных значений N выбираем большее, округляя в сторону возрастания:

N = 6

Принимаем батарею СК-6.

Число последовательно включенных элементов батареи :

n = Uшв / Uпз (7.6)

где Uпз – напряжение подзаряда (Uпз = 2,15 В);

Uшв – напряжение на шинах выключения (Uшв = 258 В).

n = 258 / 2,15 = 120; принимаем n = 120 шт.

Выбор зарядно-подзарядного агрегата.

Подзарядное устройство находится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядом батареи питает постоянно включенную нагрузку. Мощность подзарядного преобразователя определяется по формуле:

Ррасч. зпу = Uзар×(Iзар + Iпост), (7.7)

где Uзар – напряжение заряда;

Iзар – ток заряда;

Uзар = n∙2,15+2 (7.8)

Iзар = 3,75∙N (7.9)

Uзар = 120∙2,15+2 = 260 В;

Iзар = 3,75×6 = 22,5 А;

Рзар = 260×(22,5+40) = 16,25 кВт.

В качестве подзарядно-зарядного преобразователя принимаем выпрямитель типа ВАЗП-260-80, обеспечивающий стабилизированное выпрямленное напряжение до 260 В, при токе до 80А, максимальная мощность 20,8 кВт.

8. Расчет защитного заземляющего устройства

Защитное заземляющее устройство тяговой подстанции сооружается в соответствии с требованиями, предъявляемыми к электроустановкам выше 1000 В в сетях с эффективно заземленной нейтралью.

В целях выравнивания электрического потенциала на территории тяговой подстанции на глубине tг = 0,5 ÷ 0,7 м. прокладывают продольные и поперечные горизонтальные заземлители соединенные между собой в заземляющую сетку.

Длина горизонтальных заземлителей определяется согласно [1] по формуле:

Lг = 22 (8.1)

где S = 12000 м2 – площадь территории подстанции;

Lг = 22 ×= 2410 м.

Сопротивление заземляющего устройства, выполненного в виде горизонтальной сетки, определяем согласно [1] по формуле:

R = 0,444 r / + r / Lг (8.2)

где r = 135 Ом×м – удельное сопротивление земли;

R = 0,444 × 135 / + 135 / 2410 = 0,6 Ом.

Согласно [1] сопротивление естественных заземлителей принимаем равным 2 Ом, Re = 2 Ом.

Общее сопротивление заземляющего устройства определяем согласно [1] по формуле:

Rз = R Re / (R + Re) (8.3)

Rз = (0,6 × 2) / (0,6 + 2) = 0,46 Ом

Согласно ПУЭ должно выполняться условие:

Rз £ 0,5 Ом (8.4)

Rз = 0,46 Ом < 0,5 Ом;

Условие (8.4) выполняется, следовательно, заземляющее устройство не требуется дополнять вертикальными заземлителями.

Определяем потенциал заземлителя в аварийном режиме по условию:

Rз× Iк(1) £ 10кВ (8.5)

где Iк(1) – ток однофазного К.З. в РУ-110 кВ, Iк(1) = 0,55Iк(3), кА.

0,46 × 0,55 × 6,66 = 1,68 кВ < 10кВ.

Для защиты металлических подземных коммуникаций от разрушения токами К.З. применено специальное устройство – короткозамыкатель.

9. Экономическая часть проекта

9.1Стоимость опорной тяговой подстанции

Таблица 8.1

Таблица стоимости ТП

Стоимость опорной тяговой подстанции ТП определяется по формуле:

СТП = Сстр + Смонт + Собор (9.1)

СТП = 9869,9 + 7387,9 + 42535,9 = 59793,7 тыс. руб.

9.2 Годовые эксплуатационные расходы

Годовые эксплуатационные расходы определяем согласно [1] по формуле:

Сэ = Сw + Сa + Срем + Сзп (9.2)

где Сw – потери электроэнергии;

Сa – отчисления на амортизацию оборудования подстанции;

Срем – стоимость ежегодного обслуживания и ремонта;

Сзп – годовой фонд заработной платы.

Cогласно [1] потери электроэнергии принимаются равными 1,5% от перерабатываемой за год электроэнергии, при стоимости электроэнергии 1,35 руб./кВт·ч:

Сw = 0,015×50 · 106×1,35 = 1012,5 тяс. руб.

Амортизационные отчисления согласно [4] составляют 5,5% от стоимости ТП.

Сa = 5,5% / 100 ×СТП (9.3)

Сa = 0,055×59793,7 = 3288,65 тыс. руб.

Стоимость ежегодного обслуживания и ремонта согласно [1] составляет 3% от стоимости ТП.

Срем = 3% / 100×СТП (9.4)

Срем = 0,03×59793,7 = 1793,81 тыс. руб.

Годовой фонд заработной платы

Метод оперативного обслуживания подстанции: дежурство оперативного персонала на дому. По [4] определяем численность обслуживающего персонала подстанции и их месячная зарплата, по существующим тарифам.

Таблица 8.2

Расчет фонда заработной платы.

Суммарная годовая зарплата персонала подстанции Сзп, с учетом средств материального поощрения в размере 40% от фонда заработной платы.

Сзп = 12Сзп месяц + 40% / 100×12Сзп месяц (9.5)

Сзп = 12×93 + 0,4×12×93 = 1562,4 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы определяем по формуле (9.1)

Сэ = 1012,5 + 3288,65 + 1783,91 + 1562,4 = 7647,46 тыс. руб./год.

9.3Определение себестоимости перерабатываемой за год электроэнергии

Согласно [1] себестоимость переработки электроэнергии определяем по формуле:

bпер = Сэ / Wгод (9.6)

где Wгод – количество переработанной за год электроэнергии, Wгод = 50 · 106 кВт ч.

bпер = 7647,46 / 50·106 = 0,15 руб./кВт ч

Стоимость 1 кВА установленной мощности:

СSу = СТП / Sу

где Sу – установленная мощность всех силовых трансформаторов ТП, питающихся от входного РУ.

СSу = 59793,7 / 2 · 40000 = 0,747 руб./кВА

9.4Основные технико-экономические показатели ТП

Таблица 8.3

Технико-экономические показатели ТП

Список литературы

1.  Гатальских Г.И., Самсонов Ю.А. Тяговые подстанции. Задание на курсовой проект с методическими указаниями для студентов 5 курса специальности «Электрификация железнодорожного транспорта», специализации «Системы электроснабжения и их автоматизация». Москва 1987.

2.  Бей Ю.М., Мамошин Р.Р., Пупынин В.Н., Шалимов М.Г. Тяговые подстанции. Учебник для вузов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

3.  Гринберг-Басин М.М. Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. Учебное пособие для техникумов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

4.  Справочник по электроснабжению железных дорог. Под ред. К.Г. Маргкрафта., М.: Транспорт, 1980.

5.  Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. Давыдова И.К., Попов Б.И., Эрлих М.В. М.: Транспорт, 1974.

6.  Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции: Учебник для техникумов ж.-д. трансп. – 4-е изд., перераб. И доп. – М.: Транспорт, 1983. – 496 с.