Реконструкция тяговой подстанции Толмачёво

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВЕДЕНИЕ

Электрификация железных дорог является важным звеном технического прогресса на железнодорожном транспорте. Она позволяет достигать высоких показателей по объёму перевозок, производительности труда, снизить потребление топливно-энергетических ресурсов, улучшить воздействие на окружающую среду.

Рост перевозок по железной дороге требует от устройств электроснабжения надёжности, безаварийности работы и снижение потерь при получении, переработки и распределения электрической энергии среди потребителей. При проектировании новых электрифицированных линий железных дорог необходимо применять самое современное оборудование, способное быстро реагировать на изменение параметров тока и напряжения, условий окружающей среды и действия обслуживающего персонала.

На многих действующих железнодорожных электрифицированных магистралях проводится реконструкция действующих устройств. Это связано с необходимостью увеличение грузового сообщения, а также развитию скоростного пассажирского движения. Такие факты приводят к увеличению объёма потребления электрической энергии. Помимо этого тяговые подстанции снабжают железнодорожных нетяговых и районных потребителей. Среди них также отмечается стабильный рост потребления электрической энергии. Появляются новые станции и перегоны. Возрастает нагрузка на линии продольного электроснабжения и СЦБ. В отросли народного хозяйства строятся новые заводы и предприятия, расширяются населённые пункты, что также требует увеличение запаса мощностей.

В дипломном проекте предложен технический проект реконструкции тяговой подстанции Толмачёво Санкт-Петербург Балтийской дистанции электроснабжения. Оборудование данной тяговой подстанции технически устарело и не соответствует современным эксплуатационным требованиям. Необходима срочная замена некоторых устройств, таких например как выключателей, сглаживающего устройства, понижающего трансформатора и другие агрегатов, так как они являются небезопасными для обслуживающего персонала.

Реконструкция тяговой подстанции Толмачёво очень актуальна. Надёжное и качественное электроснабжение - составная и неотъемлемая часть в обеспечении регулярного и безопасного движения грузовых и пассажирских поездов на участке Санкт-Петербург - Луга - Нижний Новгород.

Исходные данные для проектирования получены в Санкт-Петербург Балтийской дистанции электроснабжения ЭЧ-4.



1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И СХЕМЫТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ

1.1 Типы тяговых подстанций

Согласно ПУЭ электрическая тяга относится к потребителям первой категории. Поэтому основным требованием к тяговым и трансформаторным подстанциям является обеспечение надёжной работы оборудования и бесперебойного электроснабжения электроподвижного состава. Из этого требования исходят при проектировании и реконструкции тяговых и трансформаторных подстанций, ими руководствуются во время монтажа и эксплуатации. Надёжность работы тяговых и трансформаторных 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 возможных нарушений нормального режима, системы управления. Тяговые подстанции постоянного тока различают: по первичному напряжению - 6 или 10 кВ, 35 кВ, 110 или 220 кВ; по роли и назначению в электрической схеме питающей энергосистемы - опорные, тупиковые и промежуточные, которые подразделяются на транзитные и отпаечные.

Тяговые подстанции обеспечивают электроэнергией не только электрическую тягу. но и железнодорожных нетяговых потребителей (локомотивные депо, мастерские, погрузочные площадки, обеспечение железнодорожных объектов, связь и др). Одновременно большинство тяговых подстанций на дорогах России питает прилегаюшие промышленные, коммунальные и сельскохозяйственные нагрузки, осуществляя тем самым функции районных подстанций. Нетяговые потребители получают питание или от шин первичного напряжения тяговых подстанций или от шин пониженного напряжения. Выбор напряжения или числа линий для питания нетяговых потребителей зависит от местных условий и категории потребителей.

1.2 Схема внешнего электроснабжения тяговой подстанции Толмачёво

Существующая схема электроснабжения тяговой подстанции Толмачёво представлена на рис 1.1.

Тяговая подстанция Толмачёво в схеме внешнего электроснабжения является транзитной и носит обозначение ПС-406. Она питается от соседних подстанций ПС-538 и ПС -144, также транзитных, по двум линия 110 кВ Толмачёвской - 4 и Толмачёвской - 1 соответственно. Длина линии Толмачёвской -4 - 18,5 км. Она выполнена проводом АС-120. Длина линии Толмачёвской - 1 4,7 км. Она выполнена также проводом марки АС-120.

Подстанция ПС-538является районной и транзитной. Питается от подстанции ПС-259 Белогорка по линии Толмачёвская -3 110 кВ. Подстанция ПС-259 Белогорка осуществляет транзит электрической энергии через высоковольтный масляный выключатель 110 кВ и питается от опорной подстанции ПС - 42 по линии 110 кВ Белогорка - 2. Подстанция ПС- 42 является опорной и имеет источник питания от Гатчинских сетей.

Подстанция ПС-144 транзитная, питается по линии Лужская-7 110 кВ от подстанции ПС-48 Луга. Подстанция ПС-48 Луга - опорная. Она имеет источник питания от Псковэнерго.

В схеме электроснабжения дистанции Тяговая подстанция Толмачёво имеет обозначение ЭЧЭ -14. На вводах подстанции в качестве защитных коммутационных аппаратов установлены отделители и короткозамыкатели. Транзит электрической энергии осуществляется через секционный выключатель марки МКП - 110.

В данном дипломном проекте схема будет предложена реконструкция тяговой подстанции Толмачёво. Схемы внешнего электроснабжения и транзита электрической энергии останутся прежними.

Изменения коснутся только оборудования подстанции, через которое она питается и проходит транзит.

Рис. 1.1 - Схема внешнего электроснабжения тяговой подстанции Толмачёво



1.3 Анализ существующей схемы тяговой подстанции Толмачёво

Тяговая подстанция Толмачёво питается по двум линиям 110кВ. Линия Толмачёвская - 4 питает 1 секцию шин 110 кВ. Линия Толмачёвская- 1 питает 2 секцию шин 110 кВ. На каждом из вводов подстанции установлены линейные разъединители ЛР - 1 л. Тлм - 4 и ЛР - 1 л. Тлм.-1 марки РГ-110/1000. Они совмещены с заземляющими разъединителями линий ЛР - 1 л. Тлм. - 4 и ЛР -1 л. Тлм. - 1 . После линейных разъединителей установлены трансформаторы тока ТТ - 110 л. Тлм. - 4 и ТТ - 110 л. Тлм. - 1 марки ТБМО - 110.

РУ - 110 кВ оснащено ремонтной перемычкой для предотвращения перерыва в транзите электрической энергии при проведении ремонтных работ на тяговой подстанции. В ней установлены два разъединителя РП - 1 110 и РП - 2 110 марки РЛНД - 110/600. Разъединитель РП - 2 110 совмещён с заземляющим разъединителем ЗР РП - 110, установленным со стороны РП - 1 110.

На 1 и 2 секций шин 110 кВ после ремонтной перемычки установлены заземляющие ножи ЗР ЛР Тлм - 4 и ЗР ЛР Тлм - 1. За заземляющими ножами установлены линейные разъединители ЛР л. Тлм - 4 и ЛР л. Тлм - 1 марки РЛНД - 110/600. Транзит электрической энергии и соединение секций шин 110 кВ осуществляет масляный выключатель СВ - 110 марки МКП - 110 - 630 - 20. На выключателе с обеих сторон установлены трансформаторы тока марки ТВ - 110 -20. Также с двух сторон выключателя стоят разъединители СР - 1 110 и СР - 2 110, совмещённые с заземляющими разъединителями ЗР 1, ЗР - 2. Они осуществляют заземление СВ - 110.

На каждой секции шин 110 кВ контроль напряжения обеспечивают трансформаторы напряжения ТН - 110 №1 и ТН - 110 № 2 марки НАМИ - 110.

К первой секции шин подключён главный понижающий трансформатор Т1 марки ТДН - 10000/110/10. Его подключение осуществляется через разъединитель ШР -110 Т1 марки РЛНД - 2 110/600, совмещённый с двумя заземляющими разъединителями ЗР ТН - 110 №1 и 1ЗР - 110 Т1. Между ШР - 110 Т1 и Т1 установлены: ТТ ввода №1 марки ТБМО - 110, ОПН - 110, отделитель ОД - Т1 110 марки ОД - 110/600; заземляющий разъединитель 2ЗР - 110 Т1 и короткозамыкатель КЗ - Т1 марки КЗ - 110. На вводах трансформатора стоят трансформаторы тока марки ТВТ - 110. На нейтрали трансформатора установлен разрядник марки РВС - 35 и заземляющей разъединитель нейтрали ЗРН Т - 1 марки ЗОН - 110м.

Ко второй секции шин подключён главный понижающий трансформатор Т2 марки ТДН - 10000/110/10. Его подключение осуществляется через разъединитель ШР - 110 Т2 марки РЛНД - 2 110/600, совмещённый с двумя заземляющими разъединителями ЗР ТН - 110 №2 и 1ЗР - 110 Т2. Между ШР - 110 Т2 и Т2 установлены: ТТ ввода №2 марки ТБМО - 110, ОПН - 110, отделитель ОД - Т2 110 марки ОД - 110/600; заземляющий разъединитель 2ЗР - 110 Т2 и короткозамыкатель КЗ - Т2 марки КЗ - 110. На вводах трансформатора стоят трансформаторы тока марки ТВТ - 110. На нейтрали трансформатора установлен разрядник марки РВС - 35 и заземляющей разъединитель нейтрали ЗРН Т - 2 марки ЗОН - 110м.

РУ - 110 кВ выполнено проводом марки АС - 120.

От главных понижающих трансформаторов Т1 и Т2 проходит шинный мост к комплектному распределительному устройству 10 кВ (КРУН - 10 кВ). На шинном мосту установлены разрядники РВП - 10. КРУН - 10 кВ представляет собой закрытое помещение в котором располагаются ячейки с высоковольтными выключателями, панелями защит и др. Сквозь все ячейки проходят две секции шин 10 кВ к которым и подключены выключатели. Ячейки конструктивно могут обслуживаться с двух сторон. Каждая ячейка имеет высоковольтный отсек, в котором располагается выключатель и отсек вторичных цепей для устройств автоматики и защиты. Выключатели смонтированы на тележках, что позволяет ставить выключатель в ремонтное положение. Две ячейки выделены под панели защит Т - 1 и Т - 2. К данному РУ подключены трансформаторы ТСН, ТО, ТПВ. Они располагаются на открытой части вблизи здания КРУН. Трансформаторы ТРСН - 1 и ТРСН - 2 имеют собственные ячейки. Секции соединяются через перемычку с выключателем и разъединителем. Все ячейки пронумерованы. Нечётные номера присвоены ячейкам 1 с. ш. Чётные номера имеют ячейки 2 с. ш.

В ячейке № 1 располагается вводной выключатель 10 кВ марки ВМП - 10. На вводных шинах стоит заземляющий разъединитель ЗР10 Т - 1 и трансформаторы тока марки ТПОЛ - 10. В ячейки №3 смонтирована панель защит Т1. Ячейка №7 предназначена для выключателя трансформатора выпрямительного агрегата ПВ - 1 . На данном фидере стоит выключатель В - ПВА1 - 10 марки ВВ/TEL-10-1000-20000. За выключателем стоят трансформаторы тока марки ТПОЛ - 10 и заземляющий разъединитель ЗР ТПВ - 1. В ячейке №9 установлен выключатель с/х фидера №9 марки ВМП - 10. Ниже выключателя - трансформаторы тока марки ТПОЛ - 10. Этот фидер питает Лужский комбикормовый завод. Ячейка №11 включат в себя трансформатор напряжения ТН - 10 №1 марки НТМИ - 10. Он защищён предохранителем ПКТ - 10 и разрядником РВП - 10. Перед ним установлен заземляющий разъединитель ЗР 1СШ. В ячейке №13 стоит секционный выключатель СВ - 10 марки ВМП - 10. За ним располагается заземлитель секционной перемычки 2ЗР СП - 10. Ячейку №14 занимает с/х фидер №3. Он оснащён масляным выключателем марки ВМП - 10, трансформаторами тока марки ТПОЛ - 10 и заземляющем разъединителем ЗР ф3. Ячейку №17 занимает выключатель В - ТСН - 1 трансформатора ТСН - 1. Выключатель марки ВВ/ТЕL 10/1000 - 20000, трансформатор ТМ - 400 10/0,23. Также на этом фидере установлены трансформаторы тока марки ТПОЛ - 10. На самом трансформаторе с двух сторон смонтированы заземляющие разъединители ЗР - 10 ТСН - 1 и ЗР - 220 ТСН - 1. В ячейке № 19 располагается трансформатор ТРСН - 1 марки ТМ - 63 10/0,23 и предохранители ПКТ - 10.

Этот трансформатор подключён к шинам соседней ячейки №21 фидера ПЭ - 1. Ячейку №21 занимает фидер ПЭ - 1, содержащей в себе В - ПЭ1 - 10 марки ВВ/ТЕL 10/1000 - 20000, трансформаторы тока ТПОЛ - 10, заземляющий разъединитель ЗР ПЭ - 1 и ограничители перенапряжений марки PT/TEL 10/11,5. В ячейке №23 находится выключатель трансформатора ТО - 1 марки ВВ/ТЕL 10/1000 - 20000. За ним расположен разъединитель ЗР - 10 ТО -1. Сам трансформатор имеет марку ТМ - 250 10/0,4 и с двух сторон заземляется разъединителями ЗР - 10 ТО - 1 и ЗР - 380 ТО - 1.

В ячейке № 2 располагается вводной выключатель 10 кВ марки ВМП - 10. На вводных шинах стоит заземляющий разъединитель ЗР10 Т - 2 и трансформаторы тока марки ТПОЛ - 10.

В ячейки №4 смонтирована панель защит Т2. В ячейке №6 установлен выключатель с/х фидера №2 марки ВМП - 10, трансформаторы тока марки ТПОЛ - 10 и заземляющий разъединитель линии фидера ЗР Ф2. Данный фидер питает Лужский завод железобетонных консктрукций. Ячейка №8 предназначена для выключателя трансформатора выпрямительного агрегата ПВ - 2 . На данном фидере стоит выключатель В - ПВА2 - 10 марки ВВ/TEL-10-1000-20000. За выключателем стоят трансформаторы тока марки ТПОЛ - 10 и заземляющий разъединитель ЗР ТПВ - 2. В ячейке №10 установлен выключатель с/х фидера №10 марки ВМП - 10. Ниже выключателя - трансформаторы тока марки ТПОЛ - 10. Этот фидер,также как и фидер №9, питает Лужский комбикормовый завод. Ячейка №11 включат в себя трансформатор напряжения ТН - 10 №2 марки НТМИ - 10. Он защищён предохранителем ПКТ - 10 и разрядником РВП - 10. Перед ним установлен заземляющий разъединитель ЗР 2СШ. В ячейке №13 стоит секционный разъединитель СР - 2 10кВ. За ним располагается заземлитель секционной перемычки 2ЗР СП - 10. Ячейку №16 занимает с/х фидер №6. Он оснащён масляным выключателем марки ВМП - 10, трансформаторами тока марки ТПЛ - 10 и заземляющем разъединителем ЗР ф6.

Данный фидер питает Туристическую базу. Ячейку №18занимает выключатель В - ТСН - 2 трансформатора ТСН - 2. Выключатель марки ВВ/ТЕL 10/1000 - 20000, трансформатор ТМ - 400 10/0,23. Также на этом фидере установлены трансформаторы тока марки ТПОЛ - 10. На самом трансформаторе с двух сторон смонтированы заземляющие разъединители ЗР - 10 ТСН - 2 и ЗР - 220 ТСН - 2. В ячейке № 19 располагается трансформатор ТРСН - 2 марки ТМ - 63 10/0,23 и предохранители ПКТ - 10. Этот трансформатор подключён к шинам соседней ячейки №22 фидера ПЭ - 2. Ячейку №22 занимает фидер ПЭ - 2, содержащей в себе В - ПЭ2 - 10 марки ВВ/ТЕL 10/1000 - 20000, трансформаторы тока ТПОЛ - 10, заземляющий разъединитель ЗР ПЭ - 2 и ограничители перенапряжений марки PT/TEL 10/11,5. В ячейке №24 находится выключатель трансформатора ТО - 2 марки ВВ/ТЕL 10/1000 - 20000. За ним расположен разъединитель ЗР - 10 ТО - 2. Сам трансформатор имеет марку ТМ - 250 10/0,4 и с двух сторон заземляется разъединителями ЗР - 10 ТО - 2 и ЗР - 380 ТО - 2.

От ячейки №7 через высоковольтный выключатель В-ПВ1-10 получает питание тяговый трансформатор Т-ПВ1-10 марки ТРДП-12500/10-ЖУ1. На стороне 3,3 кВ смонтирован шинный мост, к которому подключены шесть разрядников марки РВКУ-1,65ДО1. Шинный мост соединяет тяговый трансформатор Т-ПВ1-10 с выпрямительным агрегатом ПВ1 марки ТПЕД-3150-3,3кВ. Данный агрегат имеет двенадцатипульсовую схему выпрямления. За выпрямителем смонтирован шинный мост, который содержит в себе «+» и « - » шины. «+» шина входит в отдельную ячейку, где установлен выключатель БАОД1 марки ВАБ-28-3000-30к. После выключателя стоит шинный разъединитель ШР+-ПВ1 марки РВКЗ-10/3000 с совмещённым заземляющем разъединителем ЗР+-ПВ1. От ШР+-ПВ1 шины приходят на секцию 3,3 кВ.

От ячейки №8 через высоковольтный выключатель В-ПВ2-10 получает питание тяговый трансформатор Т-ПВ1-10 марки УТМРУ-6300/10. На стороне 3,3 кВ смонтирован шинный мост. Он соединяет тяговый трансформатор Т-ПВ2-10 с выпрямительным агрегатом ПВ2 марки ТПЕД-3,15К. Данный агрегат имеет шестипульсовую схему выпрямления. К нему также подключён шкаф RCcзаземляющем разъединителем 2ЗР RC-2. За выпрямителем смонтирован шинный мост, который содержит в себе «+» и « - » шины. «+» шина входит в отдельную ячейку, где установлен выключатель БАОД2 марки ВАБ-28-3000-30к. После выключателя стоит шинный разъединитель ШР+-ПВ2 марки РВКЗ-10/3000 с совмещённым заземляющем разъединителем ЗР+-ПВ1. От ШР+-ПВ1 шины приходят на секцию 3,3 кВ.

Секция шин 3,3 кВ проходит над ячейками сглаживающего устройства, фидеров питания контактной сети с 1 по 4 и ячейкой запасного выключателя. Она содержит в себе «+» главную шину, «+» запасную шину и «-» шину. На секции шин установлен заземляющий разъединитель ЗР-3,3 кВ. Между «+» и «-» шинами подключено сглаживающее устройство. «+» главная с «+» запасной шиной соединяются выключателем БВ-ЗП. Ячейка БВ-ЗП содержит выключатель БВ-ЗП марки ВАБ-28-2500/30л и разъединитель ШР БВ-ЗП марки РВКЗ-10/2000ПР3 с заземляющем разъединителем ЗР БВ-ЗП.

Ячейка фидера №1 контактной сети содержит в себе шинный разъединитель ШР-БВ1 марки РВКЗ-10/2000ПР3 с совмещённым с ним заземляющем разъединителем ЗР-БВ1, быстродействующий выключатель БВ-1 марки ВАБ-206, линейный разъединитель ЛР-БВ2, разъединитель запасной шины ЗП БВ-1 марки РВК-10/2000ПР2 и заземляющий разъединитель ЗР ф1. На крыше ячейки установлен разрядник РМВУ-3,3кВ. К «+» шины подключён шлейф, который ведёт на опору контактной сети с установленным на ней разъединителем марки Ф1, оснащённым моторным приводом марки УМП-II.

Ячейка фидера №2 контактной сети содержит в себе шинный разъединитель ШР-БВ2 марки РВКЗ-10/2000ПР3 с совмещённым с ним заземляющем разъединителем ЗР-БВ2, быстродействующий выключатель БВ-2 марки ВАБ-206, линейный разъединитель ЛР-БВ2, разъединитель запасной шины ЗП БВ-2 марки РВК-10/2000ПР2 и заземляющий разъединитель ЗР ф2. На крыше ячейки установлен разрядник РМВУ-3,3 кВ. К «+» шины подключён шлейф, который ведёт на опору контактной сети с установленным на ней разъединителем марки Ф2, оснащённым моторным приводом марки УМП-II.

Ячейка фидера №3 контактной сети содержит в себе шинный разъединитель ШР-БВ3 марки РВКЗ-10/2000ПР3 с совмещённым с ним заземляющем разъединителем ЗР-БВ3, быстродействующий выключатель БВ-3 марки ВАБ-206, линейный разъединитель ЛР-БВ3, разъединитель запасной шины ЗП БВ-3 марки РВК-10/2000ПР2 и заземляющий разъединитель ЗР ф3. На крыше ячейки установлен разрядник РМВУ-3,3 кВ. К «+» шины подключён шлейф, который ведёт на опору контактной сети с установленным на ней разъединителем марки Ф3, оснащённым моторным приводом марки УМП-II.

Ячейка фидера №4 контактной сети содержит в себе шинный разъединитель ШР-БВ4 марки РВКЗ-10/2000ПР3 с совмещённым с ним заземляющем разъединителем ЗР-БВ4, быстродействующий выключатель БВ-1 марки ВАБ-206, линейный разъединитель ЛР-БВ4, разъединитель запасной шины ЗП БВ-4 марки РВК-10/2000ПР2 и заземляющий разъединитель ЗР ф4. На крыше ячейки установлен разрядник РМВУ-3,3 кВ. К «+» шины подключён шлейф, который ведёт на опору контактной сети с установленным на ней разъединителем марки Ф4, оснащённым моторным приводом марки УМП-II.

«-» шина берёт своё начало от путевых дросселей марки ДТ-1000 и приходит в реактор марки РБФАУ-660/3250. На этом участке «-» шина имеет длину 290м и выполнена проводом марки 5АС-185.

РУ СЦБ представляет собой отдельно стоящее здание, в которое от шин собственных нужд ШСН - 220 В через предохранители ПР - 2 приходит питание на трансформатор СЦБ-1 марки ТМ-63 10/0,23. Сами шины собственных нужд получают питание от трансформаторов ТСН1, ТСН2 или в аварийных ситуациях - от дизельного генератора марки ДГМА-48, также установленного на подстанции. От шин 10кВ СЦБ получают питание два фидера СЦБ1 и СЦБ2. Каждый из фидеров занимает две ячейки. В одной установлен выключатель 10 кВ, в другой - трансформатор напряжения. Выключатели смонтированы на выкатных тележках и имеют обозначения В-СЦБ1-10 и В-СЦБ-10 соответственно. Их марка BB/TEL 10/1000/12500. Ниже выключателей установлены трансформаторы тока марки ТПЛ-10/5 и заземляющие разъединители ЗР СЦБ1, ЗР СЦБ2. Трансформаторы напряжения имеют обозначения ТН-СЦБ1, ТН СЦБ2 и имеют марку НТМИ-10. Они смонтированы также на выкатных тележках и подключены через высоковольтные разъёмы, предохранители ПКТ-10 с подключёнными разрядниками марки РВП-10. От каждого фидера отходит кабель, ведущий на опору с разъединителем Р1 СЦБ и Р2 СЦБ.

1.4 Нагрузка тяговой подстанции Толмачёво

В связи с увеличение грузовых и пассажирских перевозок на магистрали Санкт-Петербург - Луга - Нижний Новгород на тяговых подстанциях наблюдается повышение рост потребляемой мощности тяговой нагрузки в максимальных кратковременных режимах, повышение расхода электрической энергии на тягу поездов, что представлено в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Нагрузка тяговой подстанции Толмачёво

Мощность тяги Sт, кВА	Нетранспортные потребители Sнп, кВА	Железнодорожные потребители Sжд, кВА	Собственные нужды Sтсн, кВА
Максимальная	Максимальная	Минимальная	Максимальная	Минимальная	Максимальная	Минимальная
9500	1420	630	800	200	400	100



1.5 Выбор понижающих трансформаторов и преобразовательных агрегатов

Мощность понижающего трансформатора определена из условий аварийного режима, кВА

где - суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки

трансформатора, кВА; - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности в аварийном режиме, =1,4; n - количество трансформаторов;

Необходимая мощность первичных обмоток понижающих трансформаторов тяговой подстанции Толмачёво , кВА:

=( + + +)kp,(1.2)

где kp - коэффициент разновременности максимальных нагрузок тяговых и нетяговых потребителей, kp=0,97.

= (9500+1420+800+400)=12120(кВА).

Необходимая мощность каждого из двух понижающих трансформаторов согласно условию (1.1):

По результатам расчёта в качестве главного понижающего трансформатора принимается трансформатор марки ТДН-10000/10. В качестве главного понижающего трансформатора подстанции Толмачёво принимается трансформатор такой же марки ТДН-10000/10. Мощности этих трансформаторов способны выдержать нагрузки потребителей.

Тяговые трансформаторы и выпрямители также нуждаются в обновлении. В качестве выпрямительного агрегата №1 принимается к установке трансформатор марки ТРДП-12500/10ЖУ1 и выпрямитель модульного типа МТВ-В-6-3.15к-3.3кУ1 производства НИИЭФА-Энерго. Данный агрегат имеет двенадцатипульсовую схему выпрямления. Для выпрямительного агрегата №2 также допущен к установке трансформатор марки ТРДП-12500/10ЖУ1 и выпрямитель МТВ-В-6-3.15к-3.3кУ1 взамен устаревшего шестипульсового, установленного в настоящий момент.

1.6 Расчёт мощности тяговой подстанции Толмачёво

Полная мощность тяговой подстанции зависит от количества и мощности понижающих трансформаторов и схемы электроснабжения тяговой подстанции, определяющей её тип. При реконструкции подстанции Толмачёво предусматривает схему внешнего электроснабжения оставить без изменений. При этом транзит мощности также будет проходить через шины 110 кВ подстанции Толмачёво и составит ?Sтранз.=20 000 кВА.

Полная мощность тяговой подстанции Толмачёво, кВА:

(1.3)

где ?- суммарная мощность понижающих трансформаторов, ?=20 000 кВА; k'р -коэффициент разновременности максимальных нагрузок реконструируемой и соседних подстанций, k'р=0,75;

=(20000+20000)0,75=30000 кВА.

Главная схема подстанции «Толмачёво» в процессе реконструкции изменений не требует. На данный момент требуется замена технически устаревшего оборудования на более современное.

В соответствии с рекомендациями, масляные выключатели, установленные в РУ-35 кВ и РУ-10кВ, заменяются на вакуумные. Устаревшие трансформаторы напряжения и тока требуется заменить на современные. В 2011 году была произведена замена быстродействующих выключателей постоянного тока ВАБ-43 на современные ВАБ-206, поэтому при проведении реконструкции требуется их проверка по всем условиям на существующую мощность с учетом её возможного увеличения. Если установленные выключатели пройдут проверку, то их замена не требуется. Аналоговые элементы релейной защиты и автоматики так же требуется заменить на современные цифровые устройства.



2. РАСЧЁТ АВАРИЙНЫХ ТОКОВ

2.1 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 110кВ и 10 кВ тяговой подстанции Толмачёво

Расчёт токов 3-х фазного короткого замыкания (т.к.з.) в узловых точках схемы выполнен по относительным сопротивлениям элементов цепи от источника питания до точки короткого замыкания, приведённым к базисной мощности (Sб) и базисному напряжению (Uб) на каждой ступени трансформатора.

За базисную мощность принята Sб=100 МВА, а за базисное напряжение принято среднее напряжение Uср на каждой ступени трансформации: 10,5 и 115 кВ.

Расчётная схема т.к.з. на шинах тяговой подстанции Толмачёво представлена на рис 2.1.

Мощности короткого замыкания на шинах 110кВ подстанции ПС - 538 (Система№1) для максимального и минимального режима к.з. составляют соответственно:

SK1MAX=98,6 МВА;

SK1MIN =41,95 МВА.

Мощности короткого замыкания на шинах 110 кВ подстанции ПС - 144 (Система №2) для максимального и минимального режима к.з. составляют соответственно:

SK2MAX=183,2 МВА;

SK2MIN=86,5 МВА.



Рис. 2.1 - Схема для расчетов токов на шинах т/п Толмачёво

При принятых значениях базисной мощности и базисных напряжений значение базисного тока на каждой ступени трансформации будет равно



где Iбi- базисный ток, кА; Sб-базисная мощность, МВА; Uбi-базисное напряжение, кВ.

2.2 Вычисление относительных сопротивлений элементов цепи короткого замыкания, приведённых к базисной мощности

На рис. 2.2 представлены эквивалентные схемы замещения расчётной схемы для максимального и минимального режимов соответственно. На схемах каждый элемент показан эквивалентным сопротивлением. Все сопротивления пронумерованы дробью, числитель которой - порядковый номер, а знаменатель - сопротивление элемента, выраженное в относительных базисных единицах. Активные сопротивления в данном расчёте не учтены, так как они существенно меньше индуктивных в высоковольтных цепях. Расчётные точки к.з. считаются электрически удалёнными.

Относительные сопротивления питающих энергосистем в режиме максимума до шин опорных подстанций

Относительные сопротивления питающих энергосистем в режиме минимума до шин опорных подстанций

Относительные сопротивления линий

где X0 - индуктивное сопротивление 1 км линии, X0 = 0,4 Ом/км; li-длина i-ого участка линии, км.

Относительные сопротивления обмоток двухобмоточных понижающих трансформаторов

где Sн.тр. - номинальная мощность трансформаторов ТДН - 10000/110, МВА; UK-напряжение короткого замыкания трансформаторов, UK= 10,5 %;

2.3 Преобразование схем замещения

Схемы замещения упрощены (рис 2.2, рис 2.3) с использованием известных из курса ТОЭ преобразований. Они приведены к видам, изображённым на рис 2.2 для максимального режима. Для минимального режима схемы приведены на рис 2.3.

2.4 Расчёт для максимального режима

Произведены последовательные преобразования исходной схемы замещения (рис 2.2а) в упрощённую схему (рис 2.2д). найдены сопротивления элементов схемы.

X * б7= X* б1 + X * б3 (2.6)

X * б7 = 1,014 +0,056 =1,07;



Рис. 2.2 - Эквивалентные схемы замещения для максимального режима

а. Исходная схема замещения

б.

в. Схемы преобразования

г.

д. Схема результирующего сопротивления



X* б8 = X * б2 + X * б4 ; (2.7)

X * б8 = 0,546 + 0,014 = 0,56.

Результирующее относительное сопротивление цепи к.з. до точки К1 (шины ОРУ 110) в максимальном режиме

Результирующее относительное сопротивление цепи к.з. до точки К2 (шины РУ 10) в максимальном режиме:

X* б11 = X * б9 + X * б10; (2.10)

X * б11= 0,37 + 0,525 = 0,895.

2.5 Расчёт для минимального режима к. з.

Произведены последовательные преобразования исходной схемы замещения (рис 2.3а) в упрощённую схему (рис 2.3в) и преобразования (рис 2.3г) в упрощённую схему (рис 2.3е). Определены вычисления для минимального режима.

X* б4= X * б1+ X * б2; (2.11)

X * б4= 1,014 + 0,056 = 1,07.

Рис. 2.3 - Эквивалентные схемы замещения для минимального режима.

а. Исходная схема замещения

б.

в. Схемы преобразования

г.

д.

е. Схема результирующего сопротивления



X* б5= X * б4+ X * б3; (2.12)

X * б4 = 1,07+ 1,05= 2,12.

В минимальном режиме при питании от подстанции ПС - 538 сопротивление до точки К1 составляет 1,07, до точки К2 - 2,12.

X* б9= X * б6+ X * б7; (2.13)

X * б9= 0,546 + 0,014 = 0,56.

X* б11= X * б9+ X * б10; (2.14)

X * б4 = 0,56 + 0,525,=1,085.

В минимальном режиме при питании от подстанции ПС - 144 сопротивление до точки К1 составляет 0,56, до точки К2 - 1,085

Результаты расчётов занесены в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Эквивалентные сопротивления для точек к.з.

Точки к.з.	Относительное сопротивление для токов к.з.
	Режим MAX	Режим MIN
Точка К1	0,37	1,07
Точка К2	0,895	2,12

2.6 Вычисление мощности 3-x фазного короткого замыкания и токов короткого замыкания на шинах 110 и 10 кВ тяговой подстанции Толмачёво

Мощность 3-х фазного короткого замыкания и токи короткого замыкания в узловых точках тяговой подстанции вычисляют по формулам

)

Где Ski- мощность 3-х фазного короткого замыкания в i-ой узловой точке схемы, МВА; -действующее значение тока трёхфазного короткого замыкания, кА; - действующее значение тока двухфазного короткого замыкания, кА; - ударный ток трёхфазного короткого замыкания, кА;

2.7 Расчёт мощности 3 - х фазного короткого замыкания и токов короткого замыкания для максимального режима

Для точки K1 (шины ОРУ 110 кВ):

Для точки K2 (шины ОРУ 10 кВ):



2.8 Расчёт токов короткого замыкания для минимального режима

Для точки К1 (шины ОРУ 110 кВ):

Для точки К2 (шины РУ 10 кВ):

2.9 Вычисление теплового импульса тока 3-х фазного короткого замыкания на шинах 110 и 10 кВ тяговой подстанции Толмачёво

Расчёт теплового импульса тока 3-х фазного короткого замыкания произведён исходя из наиболее тяжёлого режима работы оборудования на рассматриваемом присоединении.

Величина теплового импульса BKi, зависящая как от значения тока 3-х фазного к.з., так и от продолжительности протекания по проводниковым материалам этого тока, определена, кА2сек:

2.19)

где tоткл - время действия тока короткого замыкания (tоткл=tср+tрз+tcв), с; Tа - постоянная времени апериодической составляющей тока к.з.: Tа = 0,03с для шин 110 кВ; Tа = 0,07 с для шин 10 кВ; tср - собственное время срабатывания защиты, tср = 0,1 с; tрз - время выдержки срабатывания защиты: tрз =1,5 с - для шин 110 кВ; tрз =0,5 с для сборных шин 10 кВ; tсв - собственное время отключения выключателя с приводом, с: tсв = 0,04 с - для шин 110 кВ; tсв = 0,02 с для сборных шин 10 кв.

Для оборудования и проводниковых материалов на присоединениях в ОРУ 110 кВ (точка К1):

BK1=1,442•(0,1+0,5+0,04+0,03)= 1,389 кА2•с.

Для оборудования и проводниковых материалов на присоединениях в РУ 10 кВ (точка К2):

BK1=6,1432•(0,1+1,5+0,02+0,07)= 63,77 кА2•с.

2.10 Вычисление максимального значения апериодической составляющей тока 3-х фазного короткого замыкания на шинах 110 и 10 кВ тяговой подстанцией Толмачёво

Величина максимального значения апериодической составляющей тока 3-х фазного к.з., зависящая как от периодической составляющей тока 3-х фазного к.з., так и от минимального времени до момента размыкания контактов выключателя, определена, кА

где? = tзmin + tcd - минимальное время до момента размыкания контактов выключателя, с; tз min-минимальное время действия защиты,tз min=0,01 с.

Для точки K1 (ОРУ 110 кВ):

Для точки K1 (РУ 10 кВ):

Все конечные результаты расчёта аварийных режимов сведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2. Результаты расчётов токов короткого замыкания на шинах 110 и 10 кВ тяговой подстанции Толмачёво

Точка к.з.	Sк, МВА	I(3)Kmax, кА	I(3)Kmin, кА	I(2)Kmax, Ка	I(2)Kmin, кА	у, А	к, А2с	a?, А
К1 (ОРУ-110 кВ)	270,3	1,44	0,5	1,25	0,43	3,672	1,389	0,826
К2 (ЗРУ- 10 кВ)	111,73	6,143	2,593	5,319	5,186	5,66	3,77	3,525

2.11 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 3,3 кВ постоянного тока тяговой подстанции Толмачёво

Расчёт выполнен в именованных единицах. Установившийся максимальный ток к.з. на шинах 3,3 кВ

(2.21)

где Idн - номинальный выпрямленный ток одного выпрямительного преобразователя подстанции, Idн = 3150 А; N-количество выпрямительных преобразователей на

подстанции, N = 2; ?Sп.а. - номинальная мощность всех трансформаторов выпрямительных преобразователей ?Sп.а. = 21,2 МВА; SK-мощность к.з. на шинах 10 кв, SK -мощность к.з. на шинах 10 кВ, SK =111,73 МВА; uk-напряжение к.з. преобразовательных трансформаторов. uK-напряжение к.з. преобразовательных трансформаторов, uK= 8,2 %.



3. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

3.1 Предложение изменению оборудования тяговой подстанции Толмачёво

Схема внешнего электроснабжения остаётся без изменений, но при этом необходима замена коммутационных аппаратов, установленных на вводе. В замене нуждается РУ - 10 кВ, РУ - 3,3 кВ и РУ СЦБ. Оборудование этих устройств устарело материально и морально. Также это необходимо для применения в реконструкции подстанции современных комплексов защиты и автоматики, что невозможно выполнить в устройствах, эксплуатируемых в данное время. Одновременно замене подвергнется всё силовое оборудование.

3.2 Открытое распределительное устройство110 кВ

Распределительное устройство 110 кВ открытого типа будет располагаться на порталах и поддерживающих конструкциях из бетона и металла. Будет произведена замена отделителей, дополненных короткозамыкателями, а также масляного многообъёмного секционного выключателя на современные элегазовые. Это обеспечит надёжное и оперативное отключение повреждённых участков цепи без создания искусственного короткого замыкания.

Существующие разъединители необходимо заменить в связи с их техническим износом. Трансформаторы тока, трансформаторы напряжения также нуждаются в замене.

Главные понижающие трансформаторы будут заменены на новые.

3.3 Распределительное устройство 10кВ

Распределительное устройство 10 кВ будет состоять из функциональных блоков КРУ - 10 кВ. Блоки КРУ -10кВ формируются из шкафов комплектного распределительного устройства на базе шкафов «ОМЕГА» производства компании НИИЭФА - ЭНЕРГО.

Также подвергнутся замене трансформаторы ТСН 1,2; ТО 1,2 и ТР СН 1,2 на современные сухие марки ТС. Они будут располагаться на открытой части, вблизи здания РУ 10 кВ.

3.4 Распределительное устройство 3,3 кВ

В рамках реконструкции подстанции будет произведена замена тяговых трансформаторов на ТРДП-12500/10ЖУ1 с двенадцатипульсовой схемой выпрямления. РУ 3,3 кВ будет выполнено ячейками блочно-модульного типа производства компании НИИЭФА - ЭНЕРГО.

3.5 Проверка эксплуатируемых и выбираемых токоведущих частей и электрических аппаратов подстанции Толмачёво

Электрические аппараты выбирают по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током. При выборе учитывается необходимое исполнение аппарата (для наружной и внутренней установки). Выбранные аппараты проверяют по условию короткого замыкания.

3.6 Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

За наибольшей рабочий ток присоединения принят ток с учётом допустимой перегрузки длительностью не менее 30 минут. При расчёте максимальных рабочих токов присоединений учтена возможность 1,5-кратной перегрузки трансформаторов в наиболее неблагоприятном режиме, увеличение токов параллельно включённых трансформаторов.

Максимальный рабочий ток вводов 110 кВ и перемычек между ними, А

где Sтп - максимальная полная мощность подстанции, кВА; kпр - коэффициент развития потребителей, равный 1,3; Uн - номинальное напряжение на вводе подстанции, кВ.

Максимальный рабочий ток первичных обмоток понижающих трансформаторов, А

где Sн.тр - максимальная мощность понижающего трансформатора, кВА; kпер - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора ,kпер = 1,3; Uн - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ.

Максимальный рабочий ток вводов в РУ - 10 кВ, А:

где Smax110 - максимальная мощность понижающего трансформатора, кВА; Uн2 - номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора, кВ.

Максимальный рабочий ток сборных шин РУ - 10 кВ и цепи секционного выключателя 10 кВ, А

где ?Sн. тр. - сумма номинальных мощностей понижающих трансформаторов, кВА; kрн - коэффициент распределения нагрузки на шинах 10 кВ, kрн - 0,5; Uн2 - номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора, кВ.

Максимальный рабочий ток первичный обмотки преобразовательного трансформатора, А

где Smaxт - максимальная мощность тяги, кВА; Uн1 - номинальное напряжение первичной обмотки преобразовательного трансформатора, кВ.

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки «звезда» преобразовательного трансформатора, А

гдеIdн - номинальный выпрямленный ток преобразователя, А.

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки «треугольник» преобразовательного трансформатора, А

Где Idн - номинальный выпрямленный ток преобразователя, А.

Так как включение одного выпрямителя полностью обеспечивает мощность тяги, то максимальный рабочий ток по плюсовой шине РУ 3,3 кВ, А

Где Idн - номинальный выпрямленный ток преобразователя, А; kрн- коэффициент распределения

Максимальный рабочий ток по минусовой шине РУ 3,3 кВ, Ipmax = Idн = 3150 (А).

3.7 Выбор токоведущих частей

В настоящее время эксплуатируются в ОРУ 110 кВ гибкие шины АС - 120, в РУ 10 кВ - алюминиевые сборные шины А-50x6, в РУ - 3,3 - сдвоенные сборные шины АДО 10x100.

Все шины проверены по условию:

Iдоп ? Ipmax- по длительному допустимому току;

где Iдоп - длительно допускаемый ток для проверяемого сечения, А;

Кроме того все сборные шины 10 кВ проверены по условиям:

электродинамической стойкости токам к.з.



по термической стойкости:

где q - выбранное сечение шин, мм2; qmin-минимально допустимое сечение токоведущей части по условию её термической стойкости, мм2; BK - тепловой импульс тока к.з. для соответствующей характерной точки подстанции, кА2с; С - термический коэффициент материала шин при нормальных условиях их эксплуатации (для алюминиевых шин С =88); - допустимое механическое напряжение в материале шин, равное 40 Мпа; - механическое напряжение в материале шин, возникающее при коротких замыканиях, Мпа.

Так как шины расположены плашмя, то значение допустимого длительного тока уменьшено на 8%.

Расчётное механическое напряжение в материале шин при возникновении на них короткого замыкания определено, МПа

где l - расстояние между соседними опорными изоляторами,l = 1 м; а - расстояние между осями шин соседних фаз, а = 0,25 м; W-момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия,м3.

где b - толщина шины, b = 0,006 м; h-ширина шины, h = 0,05 м.

Гибкие шины 110 кВ проверены по условию термической стойкости, аналогично проверке сборных шин 10 кВ, а также по условиям отсутствия коронирования

E0 ? 1,07•E

Максимальное значение начальной критической напряжённости электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/cм

где m-коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода,

m = 0,82; rпр - радиус провода, см.

E0 = 30,3 •0,82(1 +0,299/v7,6) = 33,25 (кВ/cм).

Напряжённость электрического поля около поверхности провода, кВ/см

где U - линейное напряжение, кВ; Dcр - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; D = 300 cм.

Проверку жёстких шин 3,3 кВ на термическую и динамическую стойкость не производят, учитывая быстродействие защиты и отсутствия динамического действия со стороны других проводников с током.

Соответствие токоведущих шин условиям работы показано в табл. 3.1.

Таблица 3.1 Выбор токоведущих частей

Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы
Гибкие шины АС - 120 ОРУ 110 кВ
По допустимому току По термической стойкости По условию отсутствия коронирования	380 (А) 120 (мм2) 33,25 кВ/см	205 А 1,07•19=20,33 (кВ/cм)
Сборные шины А-50х6РУ 10 кВ
По длительному допустимому току По термической стойкости По электродинамической стойкости	740 - 0,08•740 =680(А) 300 (мм2) 40 (МПа)	578 (А) 7,58 (МПа)
Сдвоенные сборные шины АДО-10х100 РУ-3,3 кВ
По длительному допустимому току	3350	2520 (А)

3.8 Выбор выключателей высокого напряжения переменного тока

Условиями соответствия параметров выключателей режимам их работы на подстанции являются:

Uн ? Uр - по номинальному напряжению:

Iн ? Iр max - по номинальному длительному току;

Iн. откл ? Iк - по отключающей способности;

Iпр.с. ? Iу - по электродинамической стойкости току 3-х фазного к.з.;

I2т•tт ? BK - по термической стойкости току 3 - х фазного к.з.,

где Uн - номинальное напряжение, кВ; Uр - рабочее напряжение РУ;

Iн - номинальный ток, А;

I р max - максимальный рабочий ток присоединения, А;

Iн откл - номинальный ток отключения, кА;

Iк - максимальный ток 3-х фазного к.з., кА;

iпр с - амплитудное значение предельного сквозного тока 3-х фазного к.з.,

кА; iу - ударный ток 3-х фазного к.з., кА;

Iт - предельный ток термической стойкости, кА;

tТ - время прохождения тока термической стойкости, с;

Bк - тепловой импульс тока 3-х фазного к.з. на присоединении, кА•с;

Соответствие принятых выключателей условиям их работы показано в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Выбор выключателей высокого напряжения переменного тока

Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы установки
Ввода РУ-110 кВ, секционный выключатель
Выключатель ВГТ-110II-40/2500У1
По месту установки	У1	Наружная
По номинальному напряжению	110 кВ	110 кВ
По номинальному току	2500 А	205 А
По отключающей способности: - по номинальному периодическому току отключения	40 кА	1,44 кА
По электродинамической стойкости: по ударному току	40 кА	3,672 кА
По термической стойкости	402 • 3 = 4800кА2•с	1,389кА2•с
РУ 10 кВ вводов и секционный выключатель
Выключатель BB/Tel - 10/1000-20-У2
По месту установки	У2	Внутренняя
По номинальному напряжению	10 кВ	10 кВ
По номинальному току	1000 А	701 А
По отключающей способности: - по номинальному периодическому току отключения	80 кА	6,143 кА
По электродинамической стойкости: по ударному току	51 кА	15,66 кА
По термической стойкости	202•3=1200 кА2•с	63,77 кА2•с
РУ 10 Выключатели преобразовательных агрегатов
Выключатель BB/Tel - 10/1000-20-У2
По месту установки	У2	Внутренняя
По номинальному напряжению	10 кВ	10 кВ
По номинальному току	1000 А	549 А
По отключающей способности: - по номинальному периодическому току отключения	20 кА	6,143 кА
По электродинамической стойкости: по ударному току	51 кА	15,66 кА
По термической стойкости	202•3=1200 кА2•с	63,77 кА2•с
РУ 10 кВ Выключатели ПЭ, СЦБ, ТСН, ТО, с/х фидера
Выключатель BB/Tel - 10/630-12,5-У2
По месту установки		Внутренняя
По номинальному напряжению	10 кВ	10 кВ
По номинальному току	630 А	До 100 А
По отключающей способности:	12,5 кА	6,143 кА
По электродинамической стойкости: по ударному току	35 кА	15,66 кА
По термической стойкости	12,52 • 3 = 468,8 кА2•с	63,77 кА2•с

3.9 Проверка быстродействующих выключателей постоянного тока

Условиями соответствия параметров выключателей режимам их работы на подстанции являются:

по номинальному напряжению:

Uн ? Uр,

где Uн - номинальное напряжение, кВ; Uр - рабочее напряжение на шинах. кВ. по номинальному длительному току:

Iн ? Iр max,

где Iн - номинальный ток, А; Iр max - максимальный рабочий ток фидера контактной сети, А; по наибольшему току отключения:

Iн.откл ? k • Ik,

где Iн.откл - наибольший отключаемый ток выключателем, кА; Ik - установившийся ток короткого замыкания на шинах выпрямленного напряжения, кА; k-коэффициент, учитывающий токоограничивающий эффект выключателя, так как ток короткого замыкания отключается раньше, чем он достигнет установившегося значения, k = 0,6.

Соответствие принятых выключателей условиям их работы показано в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Выбор быстродействующих выключателей постоянного тока

Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы оборудования
По термической стойкости	12,52 • 3 = 468,8 кА2•с	63,77 кА2•с
Ячейка фидера контактной сети и запасного выключателя
ВАБ-206-4000/30-Л-УХЛ4
По назначению По номинальному напряжению По номинальному току По наибольшему току отключения	поляризованный 3,3 кВ 4000 А 35 кА	- 3,3 кВ 2520 22,647 • 0,6 =13,588 кА
Ячейка катодного выключателя
ВАБ-206-4000/30-К-УХЛ4
По назначению По номинальному напряжению По номинальному току По наибольшему току отключения	неполяризованный 3,3 кВ 4000А 35 кА	- 3,3 кВ 3150 А 22,647 • 0,6 =13,588 кА

3.10 Выбор разъединителей

Условиями соответствия параметров разъединителей режимам их работы на подстанции являются:

Uн ? Uр - по номинальному напряжению;

Iн ? Iр max - по номинальному длительному току;

iпр.с ? iу - по электродинамической стойкости току 3-х фазного к.з.;

I2Т • tТ ? BK - по термической стойкости току 3-х фазного к.з.

При этом разъединители постоянного тока не нуждаются в проверке на электродинамическую и термическую стойкости по тем же соображениям, что и сборные шины 3,3 кВ.

Соответствие разъединителей условиям их работы показано в табл. 3.4

Таблица 3.4

Выбор разъединителей высокого напряжения переменного тока

Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы оборудования
Ввод 110 кВ
Разъединитель РЛНД-2-110/630 У1
По месту установки По номинальному напряжению По номинальному току По электродинамической стойкости По термической стойкости	У1 110 кв 630 А 80 кА 222 • 3 = 1452 кА2•с	Наружная 110 кВ 205 А 3,672 кА 1,389кА2•с
Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы оборудования
Рабочая перемычка 110 кВ
Разъединитель РЛНД-1-110/630 У1
По месту установки По номинальному напряжению По номинальному току По электродинамической стойкости По термической стойкости	У1 110 кв 630 А 80 кА 222 • 3 = 1452 кА2•с	Наружная 110 кВ 205 А 3,672 кА 1,389 кА2•с
Ремонтная перемычка 110 кВ
Разъединитель РЛНД-1-110/630 У1
По месту установки По номинальному напряжению По номинальному току По электродинамической стойкости По термической стойкости	У1 110 кв 630 А 80 кА 222 • 3 = 1452 кА2•с	Наружная 110 кВ 205 А 3,672 кА 1,389 кА2•с
Разъединители вводов понижающих трансформаторов
Разъединитель РЛНД-1-110/630 У1
По месту установки	У1	Наружная
Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы оборудования
По номинальному напряжению По номинальному току По электродинамической стойкости По термической стойкости	110 кв 630 А 80 кА 222 • 3 = 1452 кА2•с	110 кВ 79 А 3,672 кА 1,389 кА2•с
Разъединители ячеек и фидеров контактной сети и запасного выключателя 3,3 кВ
Разъединитель РВР.1-10/4000 У3
По месту установки По номинальному напряжению По номинальному току	У3 10 кВ 4000 А	Внутренняя 3,3 кВ 3150 А

В РУ 10 кВ функции разъединителей выполняют пальцевые (втычные) контакты ячеек ОМЕГА тип К99-59В-1000У3 - для вводов, питания тяговых агрегатов и секционирования сборных шин 10 кВ и К99-56В-630У3 - для остальных ячеек.

3.11 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Условиями соответствия параметров трансформаторов тока режимам их работы на подстанции являются:

Uн ? Uр - по номинальному напряжению;

Iн ? Iр max - по номинальному длительному току;

v2 • I1н • kД ? iу - по электродинамической стойкости току 3-х фазного к.з.;

(I1н • kТ)2 ? ВК - по термической стойкости току 3-х фазного к.з.;

Z2H ? Z2 - по нагрузке вторичных цепей в классе точности работы вторичной обмотки,

где I1н - номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, кА;

kД - кратность тока электродинамической стойкости трансформатора тока;

kТ - кратность тока термической стойкости трансформатора тока;

tТ - время термической стойкости по каталогу, с;

Z2н - номинальная допустимая нагрузка вторичной обмотки в выбранном классе точности, Ом;

Z2 - вторичная нагрузка, присоединяемая к проверяемой обмотке трансформатора тока, Ом.

Соответствие принятых трансформаторов тока условиям работы показано в табл. 3.5.

Таблица 3.5 Выбор измерительных трансформаторов тока

Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы оборудования
Рабочая и ремонтная перемычки ОРУ 110 кВ
ТФЗМ-110Б-0,5-600/5 У1
По месту установки	У1	Наружная
По номинальному напряжению	110 кВ	110 кВ
По номинальному току	600 А	205 А
По электродинамической стойкости	v2 •0,6 • 150 = 127,3 кА	3,672 кА
По термической стойкости	(0,6 • 60)2 • 3 = 3888 кА2с	1,389 кА2•с
Нагрузка вторичных цепей в классе точности: 0,5	30 ВА	-
Ввод РУ 10 кВ
ТЛО - 10 - 0,5 -1000/5 У3
По месту установки	У3	Внутренняя
По номинальному напряжению	10 кв	10 кВ
По номинальному току	1000 А	701 А
По электродинамической стойкости	100 кА	15,66 кА
По термической стойкости	402 • 1 = 1600 кА2с	63,77 кА2с
Нагрузка вторичных цепей в классе точности: 0,5	10 ВА	-
Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы оборудования
Преобразовательные агрегаты
ТЛО-10-0,5-1000/5 У3
По месту установки	У3	Внутренняя
По номинальному напряжению	10 кв	10 кВ
По номинальному току	1000 А	549А
По электродинамической стойкости	100 кА	15,66 кА
По термической стойкости	402 • 1 = 1600 кА2с	63,77 кА2с
Нагрузка вторичных цепей в классе точности: 0,5	10 ВА	-
Фидера ПЭ, СЦБ, ТСН, ТО, с/х фидера
ТЛО - 10 - 0,5 -1000/5 У3
По месту установки	У3	Наружная
По номинальному напряжению	10 кв	10 кВ
По номинальному току	1000 А	701 А
По электродинамической стойкости	81 кА	15,66 кА
По термической стойкости	31,52 • 1 =992,25 кА2с	63,77 кА2с
Нагрузка вторичных цепей в классе точности: 0,5	10 ВА	-

Условиями соответствия параметров трансформаторов напряжения режимам их работы на подстанции являются:

Uн ? Uр - по номинальному напряжению;

S2н ? S2 - по нагрузке вторичных цепей в классе точности работы вторичной обмотки,

где S2н - номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора в выбранном классе точности, ВА;

S2н = 3Sн - при использовании однофазных трансформаторов напряжения, соединённых в трёхфазную группу звездой;

S2н = 2Sн - при соединении по схеме открытого треугольника;

S2- мощность, потребляемая всеми приборами и реле, присоединяемыми к вторичной обмотке, ВА.

Соответствие принятых трансформаторов напряжения условиям работы показано в табл. 3.6.



Таблица 3.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы оборудования
ОРУ 110 кВ
НКФ - 110 У1
По месту установки	У1	Наружняя
По номинальному напряжению	110 кв	110 кВ
По нагрузке вторичных обмоток: в классе точности 0,5	400 ВА	-
Дополнительной вторичной обмотки	1200 кА	-

Таблица 3.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы оборудования
РУ 10 кВ
ЗНОЛ -10 У3
По месту установки	У3	Внутренняя
По номинальному напряжению	10 кв	10 кВ
По нагрузке вторичных обмоток: в классе точности 0,5	120 ВА	-

3.12 Выбор устройств защит от перенапряжений и предохранителей

Всё оборудование подстанций защищено от коммутационных и атмосферных перенапряжений. Условиями соответствия электрических параметров ограничителей напряжения условиями их работы при эксплуатации подстанции является:

Uн ? Uр - по номинальному напряжению;

Соответствие принятых ограничителей напряжения условиями работы показано в табл. 3.7.



Таблица 3.7 Выбор ограничителей перенапряжений

Наименование условия	Паспортные данные оборудования	Условия работы оборудования
0РУ 110 кВ
Ограничитель напряжения ОПН - 110 УХЛ1
По месту установки	УХЛ1	Наружняя

Подобные документы

• Реконструкция подстанции 35/10 "Полигон ГЭТ"

  Проектирование понизительной подстанции 35/10 кВ "Полигон ГЭТ". Расчет нагрузки, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей на подстанции. Техническое экономическое обоснование проекта.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.03.2012
  

• Проектирование тяговой подстанции

  Структурная схема тяговой подстанции. Расчет токов короткого замыкания и заземляющего устройства. Выбор и проверка токоведущих частей и электрических аппаратов. Выбор аккумуляторной батареи и зарядного устройства. Повышение качества электроэнергии.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 01.06.2014
  

• Проект узловой подстанции 330/35/6

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.
  
  курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012
  

• Типы понижающих трансформаторов для питания тяговых, районных и нетяговых железнодорожных потребителей

  Структурная схема тяговой подстанции. Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции. Расчетная схема тяговой подстанции. Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции. Выбор коммутационных аппаратов. План тяговой подстанции.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 18.05.2010
  

• Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак"

  Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов, оперативного тока. Расчет собственных нужд подстанции, токов короткого замыкания, установок релейной защиты. Автоматизированные системы управления процессами.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.01.2016
  

• Расчет подстанции 35/6 кВ

  Выбор главной электрической схемы и оборудования подстанции. Определение количества и мощности силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Подбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012
  

• Проектирование электрической части тяговой подстанции

  Структурная схема опорной тяговой подстанции, расчет ее мощности. Определение рабочих токов и токов короткого замыкания. Выбор токоведущих частей, изоляторов, высоковольтных выключателей, ограничителей перенапряжения. Выбор и расчет типов релейной защиты.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 15.06.2014
  

• Модернизация низковольтного оборудования тяговой подстанции

  Трансформатор собственных нужд тяговой подстанции. Устройства релейной защиты и автоматики трансформатора собственных нужд. Расчет срока окупаемости проекта модернизации низковольтного оборудования тяговой подстанции. Расчет численности персонала.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 18.11.2014
  

• Понизительная подстанция

  Характеристика понизительной подстанции и ее нагрузок. Расчет короткого замыкания. Схема соединения подстанции. Выбор силовых трансформаторов, типов релейной защиты, автоматики, оборудования и токоведущих частей. Расчёт технико-экономических показателей.
  
  курсовая работа [3,7 M], добавлен 30.05.2014
  

• Проектирование тяговой подстанции переменного тока

  Расчет мощности тяговой подстанции переменного тока, ее электрические характеристики. Расчет токов короткого замыкания и тепловых импульсов тока КЗ. Выбор токоведущих частей и изоляторов. Расчет трансформаторов напряжения, выбор устройств защиты.
  
  дипломная работа [726,4 K], добавлен 04.09.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам