Проектирование тяговых подстанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство железнодорожного транспорта

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Уральский государственный университет путей сообщения» (ФГБОУ ВО УрГУПС)

Курсовой проект

По дисциплине: Тяговые и трансформаторные подстанции

Тема: Проектирование тяговых подстанций

Выполнил

Васильев В.П.

Екатеринбург 2017



ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Уральский государственный университет путей сообщения»

(ФГБОУ ВО УрГУПС)

Кафедра «Электроснабжение транспорта»

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Студентк Васильев Виталий Павлович гр.СОэ-413

Тема работы: Проект тяговой подстанции

Срок сдачи работы «15» мая 2017 г.

Перечень вопросов, подлежащих исследованию или разработке:

1. Составление схем внешнего электроснабжения и выбор расчетной подстанции

2. Расчет мощности тяговой подстанции и выбор понизительных трансформаторов

3. Расчет токов короткого замыкания во всех РУ расчетной подстанции

4. Составление схемы главных электрических соединений

5. Выбор оборудования тяговой подстанции

Исходные данные прилагаются.

Руководитель_________________________________/Т.А. Несенюк /

Зав. кафедрой_________________________________/А.А. Ковалев/

Задание принял к исполнению______________________/В.П. Васильев/

План-график выполнения курсового проекта

Студент (ка) Васильев В.П. гр. СОэ - 413

Тема проекта: Разработка и анализ энергетических параметров двенадцати пульсового выпрямительного преобразователя последовательного типа



Этапы работы	Сроки выполнения	Вид отчетности	Отметка о выполнении
1.Сбор исходных данных		Печатный отчет
2. Выполнение 1 части		Печатный отчет
3.Выполнение 2 части		Печатный отчет
4.Выполнение раздела НИР		Печатный отчет
5.Прикрепление КП (КР) в bb.usurt.ru		Электронный отчет
6.Оформление чертежей (для КП)		Чертеж
7. Сдача КП (КР) на кафедру		Оформленный КП (КР)
8.		Печатный отчет

Дата___________ Подпись студента________________/___________/

Дата___________ Подпись руководителя_____________/ ____________/



Реферат

В данном курсовом проекте всего: стр. 68, рис. 21, табл. 20, использованных источников 4, чертеж 1.

ТЯГОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ, ТРАНСФОРМАТОР, МОЩНОСТЬ, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, ЛЭП, ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ, ТРАНЗИТНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, УДАРНЫЙ ТОК, ГЕНЕРАТОР, ЗАЗЕМЛЯЮЩИЙ НОЖ, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, ФИДЕР, РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ, БАЗИСНЫЙ ТОК, ЭНЕРГОСИСТЕМА, ЛИНЕЙНАЯ ИНТЕРПОЛЯЦИЯ, ПЕРЕМЕННЫЙ ТОК, СБОРНЫЕ ШИНЫ, СЕКЦИОНИРОВАНИЕ, СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ.

Объект разработки является тяговая транзитная подстанция постоянного тока, с двумя вводами по 110 кВ, также расчет распределительных устройств 35, 10, 3,3, 0,4 кВ. При решении задачи были использованы схемы замещения, структурные схемы.

Рассчитаны токи короткого замыкания, а также мощность короткого замыкания на каждом распределительном устройстве.

Выбрано оборудование для РУ

Разработана схема главных электрических соединений.



Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Разработка схемы внешнего электроснабжения

3. Составление структурной схемы выбранной тяговой подстанции

4. Расчет трансформаторной мощности тяговой подстанции

5. Выбор силовых трансформаторов

5.1 Повышающие трансформаторы электростанций

5.2 Головные понижающие трансформаторы подстанций

5.3 Трансформаторы для питания собственных нужд подстанций

5.4 Преобразовательные трансформаторы

5.5 Оформление результатов выбора трансформаторов в таблице

6. Расчет трехфазных токов короткого замыкания на шинах РУ ТП

6.1 Расчет токов короткого замыкания на шинах тяговой подстанции

7. Разработка схем главных электрических соединений тяговой под станции

8. Расчет максимальных рабочих токов

9. Выбор оборудования для расчетной тяговой подстанции

9.1 Выбор жестких проводников в закрытых РУ переменного тока

9.2 Выбор изоляторов

9.3 Выбор выключателей

9.4 Выбор разъединителей

9.5 Выбор предохранителей

9.6 Трансформаторы тока

9.7 Трансформаторы напряжения

9.8 Ограничители перенапряжений

Заключение

Список использованных источников



Введение

Одним из основных элементов системы электроснабжения электрифицированных железных дорог являются тяговые и трансформаторные подстанции. Они осуществляют преобразование одного уровня напряжения в другой. На тяговых подстанциях (ТП) постоянного тока переменный ток преобразуется в постоянный.

Назначение тяговых подстанций - электроснабжение тяговых (электровозы, электропоезда), нетяговых железнодорожных (линии СЦБ, депо, вокзалы и т. д.), а также районных (заводы, фабрики, сельхозпредприятия, жилые здания и т. д.) потребителей. Трансформаторные подстанции осуществляют электроснабжение только нетяговых железнодорожных и районных потребителей.

Проектирование тяговых подстанций (ТП) производится согласно принятым нормам и правилам, с применением современного электротехнического оборудования. При проектировании ТТП необходимо изучить устройство системы внешнего электроснабжения, структурные схемы ТП и схемы главных электрических соединений распределительных устройств (РУ) с различными уровнями напряжения. При выполнении проекта следует использовать достижения науки и техники в области энергетики и электроаппаратостроения.

Цель курсового проекта - закрепление знаний, полученных студентами заочного факультета по курсу «Тяговые и трансформаторные подстанции» и получение навыков проектирование тяговых подстанций.

Для выполнения курсового проекта рекомендуется следующая последовательность его выполнения:

? составить схемы внешнего электроснабжения (СВЭ) и выбрать расчетную СВЭ

? на расчетной СВЭ произвести выбор расчетной ТП по ее типу, и составить структурную схему ТП;

? произвести расчет трансформаторной мощности и выбрать силовые трансформаторы;

? составить расчетную схему и произвести расчет сопротивления от источников питания, до шин заданного РУ выбранной ТП методом относительных единиц;

? рассчитать токи короткого замыкания во всех РУ расчётной тяговой подстанции;

? составить схему главных электрических соединений (СГЭС) тяговой подстанции;

? произвести расчет максимальных рабочих токов;

? выбрать оборудование тяговой подстанции по номинальным параметрам;

? проверить выбранное оборудование заданного РУ расчётной подстанции на действие токов короткого замыкания.



1. Исходные данные

Вариант 5

Таблица 1.1 - Параметры схемы внешнего электроснабжения

?1, км	40
?A, км	65
?AВ, км	180
?В, км	10
?2, км	-
L, км	20
UЛЭП, кВ	110
Тип ТП	транзитная
Расчетное РУ	10
Тип ЛЭП	двухцепная ЛЭП на общих опорах

Таблица 1.2 - Мощности для питания тяги и нетяговых потребителей

Мощ-ность на тягу, PТЯГИ, кВт	Трансформаторная мощность для питания нетяговой нагрузки по фидерам (ФНТП)
	S35, кВт	S27.5, кВт	S10, кВт
	1ФНТП	2ФНТП	3ФНТП	1ФНТП	2ФНТП	3ФНТП	1ФНТП	2ФНТП	3ФНТП
9100	600	1100	1000	-	-	-	1100	-	-

Таблица 1.3 - Параметры источников питания СВЭ

Источник А	Источник Б
SC (NГ*РГ)	Cos цГ	X*d	SC (NГ*РГ)	SC (NГ*РГ)	X*d
1000 МВт	-	-	4 х 60 МВт	0,89	0,21



Таблица 1.4 - Электрические параметры выпрямителей постоянного тока

Тип преобразователя	UdН, кВ	IdН, А	Охлаждение	Установка	Тип вентилей	Схема выпрямителя	Число вентилей
ТПЕД-3150-3,3к	3,3	3150	Естественное воздушное	Наружная или внутренняя	ДЛ-133-500-14	6ПН	6х3х16=288



2. Разработка схемы внешнего электроснабжения

Согласно правилам, схема внешнего электроснабжения (СВЭ) электрифицированной железной дороги должна обеспечивать питание ТП от энергосистемы потребителей с электроприемниками I категории. Это означает, что каждая ТП должна иметь двухстороннее питание. При этом выход из работы любой из подстанций (секции шин) энергосистемы или любого участка ЛЭП не должен приводить к отключению ТП. По двухцепной тупиковой ЛЭП допускается питание не более одной тупиковой (концевой) ТП.

В курсовом задана двухцепная ЛЭП на общих опорах, а так же постоянный ток.

Среднее расстояние между ТП не должно превышать при системе электроснабжения постоянного тока - 15 км. Число и типы ТП между двумя опорными зависят от типа и уровня напряжения питающей ЛЭП, а также рода тока, на котором электрифицируется участок.

Общее количество ТП на электрифицируемом участке длиной L можно определить по формуле:

,

Где: Lmax - максимальное расстояние между ТП.

Так как максимальное расстояние между ТП при электрической тяге на постоянном токе составляет 15 км, то общее количество ТП участка составит

,

км



Варианты расположения тяговых подстанций

Рисунок 2.1 - Варианты расположения тяговых подстанций.

Вариант «а» расстоянии между подстанциями 14,29 км. Вариант «б» расстояние 15 км, расстояние между ТП 1-2 и 14-15 - 10 км. Вариант «в» расстояние между ТП 1-2,2-3 по 10 км, между остальными по 15 км.

Схемы расположения внешнего электроснабжения ТП для двухцепной ЛЭП на общих опорах. Допускается пять промежуточных станции и все они транзитные.

Расстояние между подстанциями 14,29 км.

Рисунок 2.2 - СВЭ для двухцепной ЛЭП 110 кВ на общих опорах

Рассчитаем расстояние ЛЭП от источника питания до опорных подстанций. Используем теорему Пифагора.

км.

км.

км

Общее расстояние равно 208,67 км.

1. км.

км.

км.

Общее расстояние равно 226,07 км.

2. км.

км.

км.

км.

Схемы расположения внешнего электроснабжения ТП для двухцепной ЛЭП на общих опорах. Допускается пять промежуточных станции и все они транзитные.

Расстояние между подстанциями 14,29 км.



Рисунок 2.3 - СВЭ для двухцепной ЛЭП 110 кВ на общих опорах

Рассчитаем расстояние ЛЭП от источника питания до опорных подстанций.

км.

км.

км

Общее расстояние равно 191,67 км.

км.

км.

км.

Общее расстояние равно 223,63 км.

км.

км.

км.



км.

Общее расстояние равно 264,62 км.

Схемы расположения внешнего электроснабжения ТП для двухцепной ЛЭП на общих опорах. Расстояние между ТП 1-2,2-3 по 10 км, между остальными по 15 км.



Рисунок 2.4 - СВЭ для двухцепной ЛЭП 110 кВ на общих опорах

Рассчитаем расстояние ЛЭП от источника питания до опорных подстанций.

км.

км.

км

Общее расстояние равно 193,14 км.

км.

км.

км.

Общее расстояние равно 233,39 км.

км.

км.

км.



км.

Общее расстояние равно 259,94 км.

Результаты запишем в таблицу и сделаем выводы.

Таблица 2.1 - Число ТП и общие длины ЛЭП

Вариант расположения ТП	Вариант СВЭ	Количество опарных ТП	Суммарная длина ЛЭП км.
1	а	3	208,67
	б	3	226,07
	в	4	264,56
2	а	3	191,67
	б	3	223,63
	в	4	264,62
3	а	3	193,14
	б	3	233,39
	в	4	259,94

Проанализировав таблицу сделаем выводы что наиболее эффективный вариант СВЭ с наименьшей длиной ЛЭП, является «2а»



3. Составление структурной схемы выбранной тяговой подстанции

После составления СВЭ необходимо, в соответствии с заданным типом подстанции, выбрать одну расчетную ТП. Составить структурную схему ТП, т.е. указать наличие РУ всех напряжений, трансформаторов и фидеров.

Для расчета выбираем станцию №9 на рисунке 2,3(а). По исходным данным имеем РУ-110, РУ-35, РУ-10, РУ-3,3, РУ-0,4 кВ

Рисунок 3.1 - Структурная схема тяговой подстанции №6

После изображения ТП9 в виде структурной схемы, имеем более наглядное представление о ее работе и расположении РУ.



4. Расчет трансформаторной мощности тяговой подстанции

Требуется рассчитать мощность тяговой подстанции для дальнейшего выбора трансформаторов нужного номинала.

Расчетная трансформаторная мощность ТП постоянного тока для совместного питания тяговой нагрузки и нетяговых потребителей S определяется по формуле

S = (SУТ + SУ35)*kР

SУТ10 = (ST + nТСН · SТСН + SУ10)*kР

где SУТ10 - мощность потребляемая РУ-10 ТП постоянного тока, кВА;

SУ35 - суммарная мощность фидеров НТП, потребляемой РУ 35 или 10 кВ ТП постоянного тока из таблицы 1,2, кВА

Трансформаторные мощности SТСН, и ST определяют по выражениям (4.4);

nТСН - количество трансформаторов собственных нужд, можно принять для для опорных ТП равным 4 шт., а для на остальных (транзитная, отпаечная, тупиковая ) ТП равным 2 шт;

kР - коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов нагрузок, принимается равным 0,95…0,98.

SУ35 = Sф35ЧkР

где Sф35 - суммарная мощность всех фидеров НТП РУ-35 кВ;

Sт = Pт / Cos?T

где Рт - заданная мощность для питания тяговой нагрузки (таблица 2), кВт;

cosцT -величина косинуса угла сдвига первой гармоники сетевого тока преобразовательного агрегата относительно питающего напряжения, которую можно принять для 6-пульсовых выпрямителей равной 0,94

Sт = 9100/0,94 = 9861 кВА.

nТСН = 2

SТСН = 400 кВА.

SУ10 = (9861+800+1100)*0,95 = 11173 кВА.

SУ35 = 600+1100+1000 = 2700 кВА.

S = (2700+11173)*0,95 = 13179,4 кВА.

По полученным данным мощности возможен выбор силовых трансформаторов.



5. Выбор силовых трансформаторов

5.1 Повышающие трансформаторы электростанций

Генераторы на электростанциях вырабатывают электроэнергию с напряжением 6, 10, 15 или 20 кВ. Чтобы передать эту энергию потребителям на достаточно большие расстояния, необходимо повысить напряжение до 110 кВ или выше. Для этого на электростанциях после генераторов устанавливают повышающие двухобмоточные трансформаторы. Число таких трансформаторов равно числу генераторов, а мощность одного трансформатора должна быть не ниже мощности одного генератора. Следовательно,

SТГ ? SНГ,

где SТГ - номинальная мощность повышающего трансформатора, установленного после генератора;

SНГ - номинальная мощность одного генератора.

SНГ = 60/0,89=68 МВА

Выберем трансформатор; ТДЦ-80000/110

Т - трансформатор трехфазный;

ДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла;

(Д -- масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха; Ц -- принудительная циркуляция воды и масла и ненаправленным потоком масла (в охладителях вода движется по трубам, а масло -- в межтрубном пространстве, разделенном перегородками);

80000 - номинальная мощность, кВА;

110 - класс напряжения обмотки ВН, кВ;

В ходе данных расчетов был выбран трансформатор для повышения напряжения от генераторов до ТП

5.2 Головные понижающие трансформаторы подстанций

Стандартная номинальная мощность одного головного понижающего трансформатора SГТ может быть найдена по следующей формуле:

б

где S - расчетная трансформаторная мощность ТП;

КПЕР - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности; для масляных трансформаторов равный 1,4. В данной курсовой работе примем Кпер равный 1

Выберем трансформатор; ТДТН-16000/110У1

Т - трансформатор трехфазный;

Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная

циркуляция масла; (ДЦ - принудительная циркуляция воздуха и принудительной циркуляцией масла)

Т - трехобмоточный;

Н - регулирование напряжения под нагрузкой на стороне ВН;

16000 - номинальная мощность, кВА;

110 - класс напряжения обмотки ВН, кВ;

У1 - климатическое исполнение;

5.3 Трансформаторы для питания собственных нужд подстанций

На тяговых подстанциях цепи собственных нужд (СН) переменного тока напряжением 380/220 В получают питание от трансформатора собственных нужд (ТСН). На подстанциях постоянного тока подключают к шинам питания тяговой нагрузки (10 кВ).

На транзитных подстанциях устанавливают два ТСН. На вновь проектируемых подстанциях следует применять ТСН мощностью 400 кВА.

Выберем ТСН; ТМГ-400/10

Т - трансформатор

М - масляный

Г - герметичный

400 - номинальная мощность, кВА

10 - класс напряжения обмотки ВН, кВ

5.4 Преобразовательные трансформаторы

Преобразовательные трансформаторы выбираются в соответствии с типом преобразователя (таблица 1.4).

Определяем число выпрямителей NВ. Для этого находят значение выпрямленного тока подстанции Id ТП , исходя из заданного значения мощности для питания тяговой нагрузки РТЯГИ

,

где UdН - номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции, равное 3,3 кВ.

Определяем расчетное число выпрямителей:

,

где IdН - номинальный выпрямленный ток заданного выпрямителя (таблица 1.4 - 3150 А).



,

,

Принимаем NВ РАСЧ=1 и 1 резерв. Итого NВ=2.

Выбираем ТМПУ-16000/10ЖУ1 (6ПН)В

Т - трехфазный

М - масляный

П - для полупроводниковых выпрямителей

У - с уравнительным ректором

5.5 Оформление результатов выбора трансформаторов в таблице

Таблица 5.1 - Электрические параметры трансформаторов

Тип	UН, кВ	UК, %	ДPКЗ, кВт	Схема соединения и группа
	ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
ТДЦ-80000/110	121	-	10,5	11	310	УН/Д-11
ТДТН-16000/110У1	115	38,5	11	10,5	17	6	105	УН/УН/Д-0-11
ТМГ-400/10	10,5	-	0,4	4,5	6,1	У/УН-0

Таблица 5.2 - Электрические параметры преобразовательных трансформаторов для шестипульсовых выпрямителей

Тип	U1Н, кВ	I1Н, А	S1Н, кВА	U2Н, кВ	I2Н, А
ТМПУ-16000/10ЖУ1	10,0	650	11840	3,02	924
Тип	UdН, кВ	IdН, А	uК,%	ДPХХ, кВт	ДPКЗ, кВт	i0, %	Схема и группа соединения
ТМПУ-16000/10ЖУ1	3,3	3200	6,7	24	73	1,2	У/УНУН-0-6



6. Расчет трехфазных токов короткого замыкания на шинах РУ ТП

Определение токов в КЗ является важнейшим этапом проектирования любого электротехнического сооружения. На основании результатов вычислений производят:

? выбор и проверка силового оборудования;

? расчет типов и установок релейных защит;

? расчет заземляющих устройств;

? расчет устойчивости электрических систем.

Рис 6.1 - Схема замещения для ТП №9

Рис. 6.2 - схема замещения электрической цепи ТП9

По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой элементы расчетной схемы заменяются индуктивными сопротивлениями при SHT?1000 кВА и индуктивно-активными сопротивлениями при SHT<1000 кВА.



Определим сопротивления источников питания

- для источника- система

Х*БСА = SБ/SА

- для источника-генератор

Х*БГ = Х*dЧSБ/SТГ

где SБ - базисное значение мощности, обычно принимаемое равным 1000 МВА; SА - мощность энергосистемы источника А, МВА,

SГ - полная мощность одного генератора, МВА,

Х*d -относительное сопротивление обмоток повышающего трансформатора.

Х*БСА = 1000/1000=1

Х*БГ = 0,21Ч1000/60=3,5

Х*БТГ= uк, %/100ЧSБ/ SТГ

где SТГ - мощность выбранного повышающего трансформатора, МВА,

uк, % - испытательное напряжение КЗ выбранного повышающего трансформатора.



Х*БТГ=11/100Ч1000/80=1,375

Найдем сопротивление линии электропередачи (ЛЭП)

Х*БЛ1= xоЧlЧSБ/U2cp

где xо - удельное сопротивление одного километра длины линии (одной цепи) принимаем равным 0,4 Ом/км;

l - длина линии, км;

UСР- среднее значение напряжения РУ тяговых подстанций, где рассчитывается ток КЗ, кВ.

Х*БЛ1=0,4Ч71,59Ч1000/1152=2,165

Х*БЛ2=0,4Ч88,46Ч1000/1152=2,676

Х*БЛ3=0,4Ч31,62Ч1000/1152=0,956

Х*БЛ4=0,4Ч90Ч1000/1152=2,722

Х*БЛ5=0,4Ч15Ч1000/1152=0,454

Х*БЛ6=0,4Ч75Ч1000/1152=2,268

Найдем напряжение КЗ каждой обмотки силового трехобмоточного трансформатора ТДТН-16000/110У1.

uкв=0,5Ч(uкв-с+uкв-н-uкс-н)

uкс=0,5Ч(uкв-с-uкв-н+uкс-н)

uкн=0,5Ч(-uкв-с+uкв-н+uкс-н)

uкв=0,5Ч(10,5+17-6)=10,75%

uкс=0,5Ч(17-10,5+6)=6,25%

uкн=0,5Ч(-17+10,5+6)=-0,25%

Так как uкн меньше нуля, то принимаем uкн=0

где uКВС, uКВН, uКСН - напряжение КЗ для каждой пары обмоток трансформатора.

Произведем расчет сопротивлений обмоток головного трансформатора формула (6.3):

Х*БТВ=10,75/100Ч1000/16=6,7188

Х*БТС=6,25/100Ч1000/16=3,906

Х*БТН=0/100Ч1000/16=0

Рассчитаем сопротивление трансформатора собственных нужд:

Z*БТСН= uктсн%/100ЧSБ/Sтсн

R*БТСН=ДPкз/SтснЧSБ/Sтсн

X*БТСН=

Z*БТСН= 4,5/100Ч1000/0,4=112,5

R*БТСН= 6,1/400Ч1000/0,4=38,125

X*БТСН= =105,84

Выполним преобразование схемы до точки К1.

Рис. 6.3 - первый этап упрощения

На рисунке 6.3 обозначено



Х*Б1= Х*БЛ1/2=2,165/2=1,083

Х*Б2=Х*БЛ2/2=2,676/2=1,338

Х*Б4=Х*БЛ4/2=2,722/2=1,361

Х*Б5=Х*БЛ5/2=0,454/2=0,227

Х*Б6=Х*БЛ6/2=2,268/2=1,134

Х*Б3=Х*БГ/4+Х*БТГ/4+X*БЛ3/2=3,5/4+1,375/4+0,956/2=1,697

Рис 6.4 - второй этап упрощения

Х*Б7=Х*Б1+Х*Б4=1,083+1,361=2,444

ХБ8=ХБ3+ХБ6=1,697+1,134=2,831

Рис. 6.4 - упрощенная схема замещения ТП9 в точке к.з. К1

Х*Б9 = =3,27



Преобразуем схему до точки К2, К3, К4, К5 с учетом рисунка 6.4. Схема замещения до точки К2 будет иметь вид, изображенный на рисунке 6.5.

Рис. 6.5 - преобразование схемы до точки К2.

Рис. 6.6 - упрощение схемы.

Х*БТВ-С=(Х*БТВ+Х*БТС)/2=(6,7188+3,906)/2=5,3124



Рис. 6.7 - конечный вариант точки К2.

Выполним расчет до точки К3

Рис. 6.8 - преобразование схемы до точки К3



Рис. 6.9 - упрощение схемы

Х*БТВ-Н=(Х*БТВ+X*БТН)/2=(6,7188+0)/2=3,359

Рис. 6.10 - конечный вариант

Расчет схемы до точки К4



Рис. 6.11 - преобразование схемы до точки К4

Рис. 6.12 - упрощение схемы

.

.

.



Рис. 6.13 - упрощение схемы

Рис. 6.14 - конечный вариант

Упрощения и сокращения схемы позволили рассчитать сопротивления на каждой точке КЗ, что в свою очередь упростит расчет токов КЗ в этих точках

6.1 Расчет токов короткого замыкания на шинах тяговой подстанции

Для всех шин, на которых рассчитываются токи короткого замыкания (КЗ), необходимо:

? определить базисный ток;

? найти токи КЗ от каждого источника питания по отдельности до рассчитываемых шин;

? определить суммарный ток КЗ в данной точке от всех источников;

? вычислить ударный ток КЗ и мощность КЗ;

Найдем ток КЗ в точке К1.

Базисный ток для шин с Uср1=115 кВ будет равен:

В начале определим ток КЗ от энергосистемы (источник питания А). Так как сопротивление энергосистемы учтено при расчете схемы замещения, то напряжение на ее шинах можно считать неизменным. Поэтому в данном случае применяется упрощенный метод расчета КЗ.

кА

Чтобы определить, какой метод расчета применить при нахождении токов КЗ от электростанций (источники питания В), необходимо оценить удаленность точек КЗ от этих источников.

кА

Суммарная мощность всех генераторов источников В равна:

МВА

Определим номинальные токи генераторов источников В, приведенные к напряжению шин Uср=115 кВ:



кА

Для оценки удаленности точки К1 от источников найдем соотношение:

Так как это отношение больше единицы, то точка К1 является неудаленной, поэтому расчет токов КЗ следует проводить методом типовых кривых

Определяем ток КЗ от генераторов в момент времени t=0,1с. В нашем случае X1=1, Y1=0,98, X2=2, Y2=0,94, Xi=1,64.

.

Периодический ток КЗ в момент времени t=0,1 с:

кА

Определим суммарный ток КЗ в начальный момент времени:

кА

и в момент времени t=0,1 с -

кА



Ударный ток и мощность КЗ:

кА

МВА.

Ток короткого замыкания в точке К2.

Базисный ток для шин с Uср2=37 кВ будет равен:

кА

В начале определим ток КЗ от энергосистемы (источник питания А). Так как сопротивление энергосистемы учтено при расчете схемы замещения, то напряжение на ее шинах можно считать неизменным. Поэтому в данном случае применяется упрощенный метод расчета КЗ.

кА

Чтобы определить, какой метод расчета применить при нахождении токов КЗ от электростанций (источники питания В), необходимо оценить удаленность точек КЗ от этих источников.

кА

кА

Для оценки удаленности точки К2 от источника найдем соотношение:



Так как это отношение меньше единицы, то точка К2 является удаленной, и расчет тока КЗ от источника В следует проводить упрощенным методом. электроснабжение подстанция трансформатор замыкание

кА

Суммарный ток КЗ в точке К2:

кА

Ударный ток и мощность КЗ:

кА

МВА

Ток короткого замыкания в точке К3.

Базисный ток для шин с Uср3=10,5 кВ будет равен:

кА

В начале определим ток КЗ от энергосистемы (источник питания А). Так как сопротивление энергосистемы учтено при расчете схемы замещения, то напряжение на ее шинах можно считать неизменным. Поэтому в данном случае применяется упрощенный метод расчета КЗ.



кА

Чтобы определить, какой метод расчета применить при нахождении токов КЗ от электростанций (источники питания В), необходимо оценить удаленность точек КЗ от этих источников.

кА

кА

Для оценки удаленности точки К2 от источника найдем соотношение:

Так как это отношение меньше единицы, то точка К2 является удаленной, и расчет тока КЗ от источника В следует проводить упрощенным методом.

кА

Суммарный ток КЗ в точке К2:

кА

Ударный ток и мощность КЗ:



кА

МВА

Ток короткого замыкания в точке К4.

Базисный ток для шин с Uср4=0,4 кВ будет равен:

кА

Ток КЗ в точке К4

кА

Ударный ток

кА

Мощность КЗ

МВА

Ток короткого замыкания в точке К5.

Установившийся максимальный ток КЗ на шинах РУ постоянного тока 3,3 кВ можно определить по формуле

,

где IdH - номинальный ток одного выпрямителя;

N - число выпрямителей ТП, которые могут одновременно находиться в работе;

uK,% - напряжение КЗ преобразовательного трансформатора;

УS1Н - сумма мощностей сетевых обмоток преобразовательных трансформаторов ТП, которые могут одновременно находиться в работе;

SКЗ j - мощность КЗ на шинах РУ переменного тока с напряжением «j», от которого питаются преобразовательные трансформаторы.

,

Мощность КЗ на шинах постоянного тока находится по формуле

,

где UdH -- номинальное напряжение выпрямителя

,

Результаты расчетов сведем в таблицу

Табл. 6.1 - результаты расчетов

Точка КЗ (Ucp)	ХБА	ХБВ	IП0A / IПtA , кА	IП0B / IПtB , кА	IП0У/ IПtУ , кА	iУ3 , кА	SКЗ , МВА
К1 (115 кВ)	3,27	2,444	1,535	2,218	3,753	9,57	711,69
			1,535	2,117	3,652
К2 (37 кВ)	15,69	11,727	0,995	1,331	2,326	5,9313	149,064
			0,995	1,331	2,326
К3 (10,5кВ)	11,12	8,314	4,945	6,6137	11,559	29,475	210,218
			4,945	6,6137	11,559
К4 (0,4 кВ)	60,746	-	-	23,761	60,59	16,462
		-	-	23,761

Выводы: На основе таблицы сделаем определенные выводы. Сопротивление линий ХБА и ХБВ увеличивается на каждой точке короткого замыкания. Это следствие того что мы используем понижающие трансформаторы с большим показателем индуктивного сопротивления.

На ток короткого замыкания влияет два момента.

1. Сопротивление линий.

2. Номинал напряжения.

Чем больше сопротивление, тем меньше ток короткого замыкания. Чем меньше величина напряжения, тем больше ток короткого замыкания. Ударный ток с свою очередь прямопропорциоален от тока короткого замыкания. Увеличивается ток короткого замыкания, увеличивается ударный ток. Мощность короткого замыкания зависит от величины напряжения и тока короткого замыкания. Чем меньше напряжение, тем меньше мощность короткого замыкания.



7. Разработка схем главных электрических соединений тяговой под станции

Тяговые подстанции состоят из нескольких распределительных устройств. Которые включают в себя многие элементы. РУ - распределительное устройство. В нем происходит преобразование электрической энергии. В задаче указана транзитная подстанция постоянного тока. В нее входит 5 РУ. 110 кВ, 35 кВ, кВ, 10 кВ, 3,3, 0,4 кВ. Каждое РУ обозначается отдельно от остальных и рассчитывается. Разберем первое РУ 110 кВ, какие элементы в него входят.

РУ - 110 кВ. На две секции шин приходит 110 кВ от электростанции и энергосистемы. Через разъединители РНДЗ.1(2)-110/1000У1 соединяются трансформаторы напряжения НКФ-110-83У1, выключатель ВГБУ-110-40/2000 У1. Трансформаторы напряжения НКФ-110-83У1 служат для измерения электрической энергии и реле. Выключатель отключает цепь. Далее подключается трансформаторы тока ТФЗМ-110Б У1, ограничители перенапряжения ОПН-110 УХЛ1, защищают цепь. Трехобмоточные понижающие трансформаторы ТДТН-16000/110У1. На одной обмотке имеют 35 кВ, на другой 10 кВ. Ремонтная перемычка со стороны понижающего трансформатора. При выводе в ремонт выключателя рабочей перемычки линия секционируется выключателями, установленными на вводах к понижающим трансформаторам.

РУ - 35 кВ. Подключено к одной обмотке головного трансформатора. Аналогично используются разъединители РНДЗ.1(2)-35/2000У1, линия секционируется выключателем ВГБЭ-35II-12,5/1000УХЛ1. Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35 УХЛ1 имеют ОПН-35А УХЛ1. К каждой 1-ой секции подключается два фидера нетяговой нагрузки, ко 2-й - один.

РУ - 10 кВ. Подключено ко одной обмотке головного трансформатора. Секционировано выключателем ВВ/TEL-10-20/1000У3. К первой секции подключен 1 фидер НТП. К каждой секции по одному фидеру ТПА и трансформатору напряжения ЗНОЛП-6У3. К трансформаторам напряжения подключаются предохранители ПКН001-10У3 для защиты.

ТСН мощностью 400 кВА присоединены через выключатели в РУ-10 кВ.

РУ-3,3 кВ. Так, как проектируем новую ТП, то выбираем РУ-3,3 без обходной системы шин. Для питания тяговых потребителей изпользуем быстродействующие выключатели ВАБ-206.



8. Расчет максимальных рабочих токов

Расчет максимального рабочего тока в каком-либо элементе распредустройства (РУ) переменного тока производится по следующей формуле:

,

где SMAX - максимальная мощность, передаваемая по данному элементу РУ, кВА;

UН - номинальное напряжение РУ, кВ.

Значение мощности SMAX определим в соответствии с таблицей 8.1

Таблица 8.1 - Максимальные мощности в элементах РУ переменного тока

№	Элемент РУ	Мощность SMAX
РУ 110 кВ
1	Ввод и перемычки
2	Участок присоединения понизительного трансформатора
РУ 35 кВ
1	Ввод и сборные шины	SУ35
2	Фидер НТП	SФi
РУ 10 кВ
1	Ввод и сборные шины	SУ10
2	Фидер НТП (ДПР)	SФi
3	Участок присоединения ТСН	SТСН
4	Участок присоединения тягового трансформатора	S1Н

SТП = МАХ{ SГТ ; S }, кВА,

SТРАНЗ = NТП?SТП?kП , кВА,

где SГТ - номинальная мощность одного головного понижающего трансформатора проектируемой тяговой подстанции, кВА;

S - расчетная трансформаторная мощность проектируемой тяговой подстанции, кВА

SТРАНЗ - мощность транзита транзитной подстанции, определяется по следующей формуле, кВА,

NТП - наибольшее число промежуточных тяговых подстанций, расположенных слева или справа до следующей опорной, включенных в данную ЛЭП;

kП - коэффициент, учитывающий число подстанций

SТП - мощность тяговой подстанции

SУ 35; SУ 10; - расчетная трансформаторная мощность, необходимая для питания тяговых и нетяговых потребителей соответственно РУ 35; 10;

SФi - расчетная мощность i-го фидера нетяговых потребителей, кВА;

SТЯГИ - расчетная мощность, необходимая для питания тяговой нагрузки, кВА.

SТСН - номинальная мощность одного трансформатора собственных нужд, принимается равной 400 кВА;

S1Н - номинальная мощность сетевой обмотки преобразовательного трансформатора.

kР = 0,9 - коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимума нагрузок

SТРАНЗ = 2Ч16000Ч0,9=28800 кВА

SТП = МАХ{ 16000 ; 13179,4 }=16000 кВА

Все расчеты сведем в таблицы 8.2 и 8.3.



Таблица 8.2 - Максимальные мощности и рабочие токи в элементах РУ

Элемент РУ	Мощность SМАХ , кВА	Ток IP MАХ , А
РУ 110 кВ
Ввод и перемычки	28800	151,16
Участок присоединения понизительного трансформатора	16000	83,98
РУ 35 кВ
Ввод и сборные шины	2700	44,54
1-й фидер НТП	600	9,91
2-й фидер НТП	1100	18,17
3-й фидер НТП	1000	16,52
РУ 10 кВ
Ввод и сборные шины	11173	645,84
1-й фидер НТП	1100	65,58
Участок присоединения ТСН	400	23,09
Участок присоединения понизительного трансформатора	11840	683,58

Таблица 8.3 - Максимальные рабочие токи в элементах РУ постоянного тока

Элемент РУ	IP MАХ	Ток IP MАХ , А
Участок присоединения преобразователя	I2Н	924
Ввод	IdН	3150
Сборные шины	МАХ{I d ТП; IdH}	3150
Фидер контактной сети	МАХ{2·I d ТП /3; 2·IdH /3}	2100
Отсасывающий провод контактной сети	МАХ{I d ТП; IdH}	3150



9. Выбор оборудования для расчетной тяговой подстанции

Выбор оборудования производится согласно заданного РУ расчетной ТП. Расчетное РУ-10 кВ.

9.1 Выбор жестких проводников в закрытых РУ переменного тока

На тяговых подстанциях электрифицированных железных дорог распредустройсва 10 кВ и 6 кВ, как правило, выполняют закрытыми (ЗРУ). В качестве токоведущих частей в них обычно используют однополосные или двухполосные жесткие алюминиевые проводники прямоугольного сечения (шины) марки АДО.

Сечение алюминиевых проводников прямоугольного сечения для ЗРУ выбирается по условию

IДОП ? IР МАХ

где IДОП - максимально допустимый ток проводника выбранного сечения;

IР МАХ - максимальный рабочий ток данного элемента РУ.

При выборе сечения алюминиевых проводников прямоугольного сечения необходимо учитывать расположение их в РУ. Проводники могут быть расположены «на ребро» или «плашмя». Если проводники расположены «плашмя», то их допустимый ток уменьшается: при h ? 60 мм - I'ДОП = 0,95?IДОП; при h ? 60 мм - I'ДОП = 0,92?IДОП.

Жесткие токоведущие части ЗРУ переменного тока проверяются на электродинамическую и электротермическую стойкости

Проверка жестких проводников на электродинамическую стойкость

В первую очередь находим наибольший изгибающий момент М, действующий на проводник:

,

где iУ - ударный ток КЗ в данном РУ, кА;

l = 1…1,3 м - расстояние между осями изоляторов;

а = 0,25…0,3 м - расстояние между осями проводников разных фаз.

После этого рассчитывается момент сопротивления сечения проводника W относительно оси инерции, перпендикулярной плоскости их расположения. При расположении проводников «плашмя» :

,

где b,h - соответственно толщина и высота прямоугольного проводника, мм.

После этого определяется наибольшее расчетное механическое напряжение в материале уРАСЧ по следующей формуле:

,

Проверка жестких проводников на электродинамическую устойчивость заключается в том, чтобы соблюдалось неравенство

уРАСЧ?[у],

где [у ] - допустимое механическое напряжение материала проводника:

для алюминия [у] =65 МПа, для меди - [у] =130 МПа, для стали - [у] =160 Мпа 9,39?65

Проверка жестких проводников на термическую стойкость

Рассчитываем сечение qВ выбранных проводников



Определяем полный тепловой импульс BK тока КЗ

,

где IП0У - суммарное значение периодического тока КЗ в нулевой момент времени, А;

tЗАЩ МАХ - максимальное время действия релейной защиты (если это время не известно, то его можно принять равным 1,5 с, что соответствует времени срабатывания вторых ступеней резервных защит);

tCB - собственное время отключения выключателя (если выключатель еще не выбран, то tCB можно принять равным 0,1 с);

tГ - время гашения дуги, можно принять равным 0,05 с;

TA - постоянная времени, можно принять равным 0,05 с.

BК=11,5592·(1,5+0,1+0,05+0,05)=227,14 А2·с,

После этого находим минимальное сечение проводников, которые могут выдержать термическое действие тока КЗ

, мм2,

где С - коэффициент, равный для алюминиевых проводников 90, а для медных - 165, А?с1/2/мм2.

,

Проводник будет термически стоек, если выбранное сечение жестких проводников больше или равно минимальному, то есть

qВ ? qMIN,

480>0,16

Для РУ-10 кВ выбираем шины АДО 80х6 по 1 полосе на фазу, расположенные «плашмя».

9.2 Выбор изоляторов

Опорные изоляторы ЗРУ-10 кВ

Токоведущие части ЗРУ (жесткие алюминиевые проводники прямоуголь

ного сечения) крепятся на опорных изоляторах типа ИО. Пример обозначения опорных изоляторов - ИО-10-3,75 У3. Это расшифровывается следующим образом: И - изолятор, О - опорный, 10 - номинальное напряжение в кВ, 3,75 - наименьшая разрушающая нагрузка при изгибе в кН, У3 - для внутренней установки.

Выбор опорных изоляторов производится по условию

UУСТ ? UН,

где UУСТ - номинальное напряжение установки или РУ, кВ;

UН - номинальное напряжение изолятора, кВ.

Опорные изоляторы ЗРУ переменного тока проверяются на электродинамическую стойкость, то есть на механическую прочность при протекании по проводникам ударного тока КЗ. FРАСЧ?0,6·FРАЗР,

FРАСЧ - сила, действующая на изолятор при протекании по проводникам ударного тока КЗ; определяется по формуле:



,

где kH - поправочный коэффициент для проводников, расположенных «плашмя», kH =1.

,

0,6·FРАЗР=0,6·3,75=2,25 кН

Проходные изоляторы

Для проведения токоведущих частей сквозь стены и перекрытия зданий служат проходные изоляторы типа ИП. Пример обозначения проходных изоляторов - ИП-10/1000-750 УХЛ1. Это расшифровывается следующим образом: И - изолятор, П - проходной, 10 - номинальное напряжение в кВ, 1000 - номинальный ток в А, 750 - наименьшая разрушающая нагрузка при изгибе 7,5 кН, УХЛ1 - для наружно - внутренней установки.

Выбор проходных изоляторов производится по условиям:

UУСТ ? UН, IР МАХ ? IН,

где UУСТ - номинальное напряжение установки или РУ, кВ;

UН - номинальное напряжение изолятора, кВ;

IР МАХ - максимальный рабочий ток в данном элементе РУ, А;

IН - номинальный ток проходного изолятора, А.Выбираем ИП-10/100-7,5УХЛ

Проходные изоляторы ЗРУ переменного тока проверяются на электродинамическую стойкость, то есть на механическую прочность при протекании по проводникам ударного тока КЗ. Условие проверки:

FРАСЧ?1,2·FРАЗР,



,

1,2·FРАЗР=1,2·7,2=6 кН

9.3 Выбор выключателей

Выбор выключателей переменного тока

В распредустройствах переменного тока и трансформаторных подстанций в основном применяются маломасляные, вакуумные и элегазовые выключатели, которые служат для коммутации электрической цепи в любых режимах: при холостом ходе, при нагрузках и при КЗ.

Выбор выключателей переменного тока производим по условиям:

,

,

где UУСТ - номинальное напряжение установки или РУ;

UH - номинальное напряжение аппарата;

IpMAX - максимальный рабочий ток в данном элементе РУ;

IH - номинальный ток аппарата.

Выключатели переменного тока проверяются по следующим условиям:

На возможность отключения периодического тока КЗ -

,

где IП - периодический ток КЗ в момент отключения выключателя , этот момент, в свою очередь равен



,

где tЗАЩ min - минимальное время срабатывания релейной защиты, принимаем равным 0,01 с;

tCB - собственное время срабатывания выключателя;

IН откл - номинальный ток отключения выключателя.

На возможность отключения апериодического тока КЗ -

,

где ia - апериодический ток КЗ в момент отключения , этот ток равен

,

где IПО - периодический ток КЗ в начальный момент;

ТА - постоянная времени, принимаем равной 0,05 с;

iaH - номинально допускаемое значение апериодического тока КЗ выключателя в момент , этот ток равен

,

где Н, - нормированное значение апериодического тока КЗ выключателя для момента .

Если условие (9.16) не выполняется, то производится проверка на возможность отключения полного тока КЗ:

,

На электродинамическую стойкость -

,

где iУ - ударный ток КЗ в данном РУ;

iMAX - наибольшее допускаемое значение амплитуды прямого тока аппарата.

На термическую стойкость -

,

где ВК - полный тепловой импульс, находим по выражению (9.22);

IT, tT - соответственно ток термической стойкости аппарата и допустимое время его протекания.

Полный тепловой импульс ВК тока КЗ:

, А2с,

где IПО - суммарное значение периодического тока КЗ в нулевой момент времени, А;

tЗАЩ MAX - максимальное время действия релейной защиты, принимаем равным 1,5 с;

tСВ - собственное время срабатывания выключателя, принимаем 0,1 с;

tГ - время гашения дуги, принимаем равным 0,05 с;

ТА - постоянная времени, принимаем равной 0,05 с.

Выбираем выключатель переменного тока для вводов и транзитной перемычки РУ-110 кВ. Периодический ток КЗ в нулевой момент IПО=3,753 кА, ударный ток КЗ iУ=9,57 кА, напряжение РУ (UУСТ=110 кВ), максимальный рабочий ток Ip MAX=151,16 А.

По условиям (9.12) и (9.13) выбираем элегазовый выключатель

ВЭБ-110-40/2000УХЛ1, привод ППрК-1800. Электрические параметры выключателя приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - Электрические параметры ВЭБ-110-40/2000УХЛ1

UН , кВ	IН , А	tсв , с	Iноткл , кА	вН , %	imax , кА	IТ , кА	tТ , c
110	2000	0,03	40	40	102	40	3

По формуле (9.15) находим момент отключения выключателя:

с

По выражениям (9.17) и (9.18) определяем:

кА

кА

условие (9.16) выполняется, проверяем на возможность отключения полного тока КЗ по выражению (9.19):

условие выполняется.

По формуле (9.22) определяем:

, кА2с



Допустимое значение теплового импульса для выбранного выключателя равно:

кА2с

Выбираем выключатель переменного тока для вводов РУ-35 кВ. Периодический ток КЗ в нулевой момент IПО=2,326 кА, ударный ток КЗ iУ=5,9313 кА, напряжение РУ (UУСТ=35) кВ, максимальный рабочий ток Ip MAX=44,54 А.

По условиям (9.12) и (9.13) выбираем элегазовый выключатель

ВГБЭ-35II-12,5/630УХЛ1, привод ПЭМ-1. Электрические параметры выключателя приведены в таблице 9.2.

Таблица 9.2 - Электрические параметры ВГБЭ-35II-12,5/630УХЛ1

UН , кВ	IН , А	tсв , с	Iноткл , кА	вН , %	imax , кА	IТ , кА	tТ , c
35	630	0,04	12,5	32	32	12,5	3

По формуле (9.15) находим момент отключения выключателя:

с

По выражениям (9.17) и (9.18) определяем:

кА

кА

условие (9.16) выполняется, проверяем на возможность отключения полного тока КЗ по выражению (9.19):



условие выполняется.

По формуле (9.22) определяем:

, кА2с

Допустимое значение теплового импульса для выбранного выключателя равно:

кА2с

Выбираем выключатель переменного тока для вводов РУ-10 кВ. Периодический ток КЗ в нулевой момент IПО=11,599 кА, ударный ток КЗ iУ=29,475 кА, напряжение РУ (UУСТ=10) кВ, максимальный рабочий ток Ip MAX=683,58 А.

По условиям (9.12) и (9.13) выбираем вакуумный выключатель внутренней установки ВВ/TEL-10-20/1000У2, привод ВВ/TEL-220. Электрические параметры выключателя приведены в таблице 9.3.

Таблица 9.3 - Электрические параметры ВВ/TEL-10-20/1000У2.

UН , кВ	IН , А	tсв , с	Iноткл , кА	вН , %	imax , кА	IТ , кА	tТ , c
10	1000	0,015	20	40	50	20	3

По формуле (9.15) находим момент отключения выключателя:

с



По выражениям (9.17) и (9.18) определяем:

кА

кА

условие (9.16) не выполняется, проверяем на возможность отключения полного тока КЗ по выражению (9.19):

условие выполняется.

По формуле (9.22) определяем:

, кА2с

Допустимое значение теплового импульса для выбранного выключателя равно:

кА2с

Аналогичным образом выбираем выключатели для всех остальных элементов РУ переменного тока тяговой подстанции. Результаты выбора выключателей переменного тока сводим в таблицу 9.4.



Таблица 9.4 - Результаты выбора выключателей переменного тока

Место установки	РУ 110 кВ
Тип выключателя и его привод	ВЭБ-110-40/2000УХЛ1 ППрК-1800
	Условие выбора	Решение:
По напряжению			выполняется
По току			выполняется
Возможность отключения периодического тока КЗ			выполняется
Возможность отключения апериодического тока КЗ			выполняется
На электродинамическую стойкость			выполняется
На термическую стойкость			выполняется
Место установки	РУ 35 кВ
Тип выключателя и его привод	ВГБЭ-35II-12,5/630УХЛ1; ПЭМ-1
	Условие выбора	Решение:
По напряжению			выполняется
По току			выполняется
Возможность отключения периодического тока КЗ			выполняется
Возможность отключения апериодического тока КЗ			выполняется
На электродинамическую стойкость			выполняется
На термическую стойкость			выполняется
Место установки	РУ 10 кВ
Тип выключателя и его привод	BB/TEL-10-20/1000 У2; БУ/TEL-220
	Условие выбора	Решение:
По напряжению			выполняется
По току			выполняется
Возможность отключения периодического тока КЗ			выполняется
Возможность отключения апериодического тока КЗ			невыполняется
На электродинамическую стойкость			выполняется
На термическую стойкость			выполняется

9.4 Выбор разъединителей

Разъединители. Для обеспечения видимого разрыва цепи в открытых РУ переменного тока тяговых и трансформаторных подстанций РУ 110 кВ, РУ 35 кВ, РУ 27,5 кВ) применяются разъединители наружной установки. РЛНД, РНД(З), РГ и другие (Р- разъединитель, Л- линейный, Н - наружной установки, Д - двухколонковый, Г - горизонтально-поворотный, З - с заземляющими ножами)

Закрытые РУ переменного тока РУ 10 кВ, обычно выполняются комплектными ячейками и поэтому не требуют применения разъединителей. Исключение составляют только вводы ЗРУ, в которых на открытой части подстанции устанавливают разъединители наружной установки.

Разъединители переменного тока проверяются только на электродинамическую и термическую стойкость.

Таблица 9.5 - Результаты выбора разъединителей

Место установки	РУ 110 кВ
Тип разъединителя и его привод	РНДЗ.(1)2-110/1000У1 ПРН- 110У1
	Условие выбора	Решение:
По напряжению			выполняется
По току			выполняется
На электродинамическую стойкость			выполняется
На термическую стойкость			выполняется
Место установки	РУ 35 кВ
Тип разъединителя и его привод	РНДЗ.(1)2-35/1000У1 ПРН- 110У1
	Условие выбора	Решение:
По напряжению			выполняется
По току			выполняется
На электродинамическую стойкость			выполняется
На термическую стойкость			выполняется
Место установки	РУ 10 кВ
Тип разъединителя и его привод	РНДЗ.2-35/1000У1 ПРН- 110У1
	Условие выбора	Решение:
По напряжению			выполняется
По току			выполняется
На электродинамическую стойкость			выполняется
На термическую стойкость			выполняется

Выбор разъединителей в РУ постоянного тока

В РУ постоянного тока 3,3 кВ применяются разъединители внутренней установки типов РВ, РВЗ, РВР, РВРЗ. Исключение составляет разъединитель, соединяющий сглаживающий реактор и разрядное устройство УР. Так как УР расположен на открытой части, то здесь устанавливается разъединитель типа РЛНД.1-10/400У1.

Кроме этого, в каждый фидер контактной сети на открытой части ТП устанавливаются специальные разъединители типа РКС.

Разъединители РУ 3,3 кВ выбираются по условиям (9.12) и (9.13). Как и все остальное оборудование РУ 3,3 кВ на электродинамическую и термическую стойкость они не проверяются. Результаты выбора приведены в таблице 9.6.

Таблица 9.6 - Результаты выбора разъединителей постоянного тока

Место установки	Тип разъединителя
Фидера контактной сети (внутренние)	РВРЗ-1-10/4000 У3
Фидера контактной сети (наружные)	РКС-3,3/3000 У1
Присоединение преобразователя к шинам 3,3 кВ	РВРЗ-1-10/4000 У3
Соединение сглаживающего устройства и уравнительного реактора	РЛНД.1-10/400 У1
Присоединение фидера контактной сети к запасной «+» шине 3,3 кВ	РВР-III-10/2000 У3

9.5 Выбор предохранителей

Предохранитель -- это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определенное значение.

На тяговых подстанциях применяются высоковольтные предохранители типов ПКН или ПКТ (П - предохранитель, К - кварцевого заполнения, Н - для защиты трансформаторов напряжения, Т - для защиты силовых трансформаторов или силового оборудования). Три цифры после букв обозначают конструктивное выполнение, число после первого дефиса - UH в кВ, число после второго дефиса - IН в А, число после третьего дефиса - IН ОТКЛ в кА. Если два послед-них числа не указаны, то это значит, что у данного предохранителя IН и IН ОТКЛ не нормируются.

Выбираем (10кВ) ПКН001-10У3

9.6 Трансформаторы тока

Трансформаторы тока предназначены для передачи сигнала измеритель-ной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления, а также для изоляции измерительных приборов, реле и обслуживающего персонала от высокого напряжения в установках переменного тока частотой 50 или 60 Гц. Их назначение - уменьшить первичный ток до величин, удобных для измерительных приборов и реле.

Трансформаторы тока бывают наружной и внутренней установки в условных обозначениях трансформаторов: Т - трансформатор тока; П - проход-ной; Ш - шинный; ТВ - встроенный; З - для защиты замыканий на землю ( для трансформаторов ТФЗМ - вторичная обмотка звеньевого типа); Л - с литой изоляцией; Ф - в фарфоровом корпусе; М - модернизируемый; К - комплект-ный; Н - наружной установки; Р - с сердечником для релейной защиты; У - усиленный( повышенная электродинамическая стойкость)

Таблица 9.7 - выбор трансформаторов тока

Место установки	РУ 10 кВ
Тип трансформатора тока	ТОЛ-10-1УЗ
	Условие выбора	Решение:
По напряжению			выполняется
По току			выполняется
На электродинамическую стойкость			выполняется
На термическую стойкость			выполняется

9.7 Трансформаторы напряжения

Для измерения напряжения в РУ переменного тока применяют трансформаторы напряжения, назначение которых - понизить высокое напряжение до стандартного значения 100 или 100/, а также отделить цепи измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

На тяговых подстанциях в основном устанавливаются трансформаторы напряжения типа НКФ (Н - трансформатор напряжения, К - каскадный, Ф - фарфоровый корпус), типов ЗНОМ или ЗНОЛ (З - с заземленным выводом первичной обмотки, Н - трансформатор напряжения, О - однофазный, М - масляный или Л - с литой изоляцией).

Выбор трансформаторов напряжения производим по условию (9.12). Т.к. по трансформаторам напряжения не протекает ток силовой цепи, то проверки на электродинамическую и термическую стойкости для них не производятся.

Результаты выбора и проверки трансформаторов напряжения сведем в таблицу 9.8.

Таблица 9.8 - Места установки и типы трансформаторов напряжения на тяговой подстанции

Место установки	Тип трансформатора напряжения	Схема соединения обмоток
РУ- 110 кВ	Три однофазных трехобмоточных трансформатора НКФ-110-83У1	Рисунок 9.1, а
Шины РУ- 35 кВ	Три однофазных трехобмоточных трансформатора ЗНОЛ-35 УХЛ1	Рисунок 9.1, а
Шины РУ- 10 кВ	Три однофазных трехобмоточных трансформатора ЗНОЛ.06-10У3	Рисунок 9.1, а

Рисунок 9.1 - Схемы соединения обмоток трансформаторов напряжения

9.8 Ограничители перенапряжений

В последнее время появились нелинейные элементы на основе оксида цинка (ZnO), имеющие весьма нелинейную вольтамперную характеристику. Это позволило создать разрядные аппараты без последовательно включенных искровых промежутков. В нашей стране эти аппараты получили название ограничителей перенапряжений (ОПН), а за рубежом - безискровых разрядников.

ОПН обладают следующими преимуществами перед обычными разрядниками:

1) низкий уровень остающихся напряжений;

2) способность рассеивания большой энергии;

3) большая защитная зона;

4) стабильность характеристик;

5) отсутствие переходных процессов;

6) устойчивость к атмосферным загрязнениям;

7) не требуют обслуживания в течении всего срока эксплуатации 25-30 лет;

8) экономия площади и объема;

9) высокая стойкость к вибрациям.

Выбранные ограничители перенапряжений сведем в таблицу 9.9.

Таблица 9.9 - Места установки и типы ограничителей перенапряжений

РУ	Место установки	Тип ОПН
110 кВ	Участок присоединения трансформатора	EXLIM-R 108 AH 123
	Нейтраль понижающего трансформатора	EXLIM-R 072 AN 123
35 кВ	Вводы	MWK 41
	Шины	MWK 41
10 кВ	Вводы	POLIM-D 14L
	Шины	POLIM-D 14L
3.3 кВ	Выводы вентильных обмоток	POLIM-H 4,5 ND
	Фидеры КС	POLIM-H 4,5 DC



Заключение

В ходе выполнения курсового проекта мы:

- составили несколько вариантов СВЭ и выбрали из них наиболее экономичную СВЭ (вариант 2.3.а на рисунке 2.3) по критериям меньшей длины ЛЭП и меньшего количества опорных подстанций;

- выбрали расчётную ТП (транзитная ТП№9) и составили её структурную схему;

- рассчитали трансформаторную мощность ТП (составила ), и с учётом перегрузочной способности в качестве головных силовых трансформаторов выбрали ТДТН-16000/110У1;

- Составили расчётную схему (рисунок 6.1) и рассчитали сопротивления от источников питания до шин РУ выбранной ТП методом относительных единиц;

- Рассчитали токи КЗ во всех РУ расчётной тяговой подстанции. Шины 110 кВ на расчётной ТП оказались неудалённой точкой КЗ от электростанции, поэтому расчёт токов КЗ на шинах 110 кВ проводили методом типовых кривых. Шины 35 кВ, 10 кВ оказались удалёнными точками КЗ от генераторов станции (источник В). поэтому расчет токов КЗ на данных шинах проводили упрощенным методом;

- Для каждого участка схемы расчётной ТП рассчитали максимальных рабочих токи;

- выбрали оборудования ТП по номинальным параметрам и проверили его коммутационную способность на действие токов короткого замыкания. В качестве выключателей в РУ 110 кВ, 35 кВ использовали баковые элегазовые выключатели (ВЭБ-110-40/2000УХЛ1, ВГБЭ-35II-12,5/630УХЛ1), в РУ 10 кВ - вакуумные марки BB/TEL. В качестве измерительных трансформаторов тока в РУ 110 кВ, 35 кВ использовали встроенные (ТВ-110II, ТВ-35-I-IV У2) , в РУ 10 кВ - с литой изоляцией внутренней установки (ТОЛ-10-1 У3). В качестве измерительных трансформаторов напряжения использовали НКФ-110-83У1, ЗНОЛ-35 УХЛ1, ЗНОЛ.06-10У3. В качестве разъединителей использовали РНДЗ.2-110(35)/1000У1 с ручным управлением.

- Составили схему главных электрических соединений (СГЭС) тяговой подстанции, на которой указали тип выбранного оборудования с учётом требований ГОСТ и ЕСКД для электрических схем.



Список использованных источников

1. Правила устройства системы тягового электроснабжения железных дорог Российской Федерации. ЦЭ-462. - М.: Транспорт, 1997. - 79 с.

2. Кузнецова Г.С., Штин А.Н. Расчет трехфазных коротких замыканий в распредустройствах тяговых и трансформаторных подстанций. - Екатеринбург: УрГАПС, 1997. - 37 с.

3. Г.С. Кузнецова, Э.В. Тер-Оганов, А.Н. Штин. Проектирование тяговых и трансформаторных подстанций электрифицированных железных дорог. Методическое пособие для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Тяговые и трансформаторные подстанции» - Екатеринбург: УрГУПС, 2003. - 70с.