Проектирование тяговой подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Исходные данные

Наименование	Значение	Примечание
Тип тяговой подстанции	Транзитная постоянного тока 110/35/10 кВ
Максимальная нагрузка тяговых потребителей, МВт	14
Максимальная нагрузка районных потребителей 35 кВ, МВА	15
Максимальная нагрузка районных потребителей 10 кВ, МВА	13
Максимальная нагрузка СЦБ и АБ, кВА	60
Собственные нужды, кВА	1150
Максимальная нагрузка ПЭ, кВА	1200
Удельный вес районных потребителей I категории 35 кВ	0,82
Удельный вес районных потребителей I категории 10 кВ	0,63
Удельный вес потребителей собственных нужд I категории	0,63
Удельный вес потребителей ПЭ I категории	0,74
Сопротивление питающей системы, Ом	28
Количество перерабатываемой энергии, кВт·ч/г
Территория ТП, м2	10150
Время действия основной релейной защиты на вводе 110 кВ, с	2,2
Время действия основной релейной защиты на вводе 35 кВ, с	1,85
Время действия основной релейной защиты на вводе 10 кВ, с	1,75
Время действия основной релейной защиты на отходящих линиях 35/10 кВ, с	0,6
Данные для выбора аккумуляторной батареи:
Ток постоянной нагрузки, Iп, А	11
Ток аварийной нагрузки, Iа, А	10
Данные для расчета заземляющего устройства:
Удельное сопротивление земли, Ом·м	300
Удельное сопротивление, Ом·м	120
Толщина верхнего слоя земли, h1, м	2,5

Содержание

Введение

1. Структурная схема ТП

2. Основные агрегаты и их выбор

2.1 Трансформатор для питания потребителей автоблокировки

2.2 Трансформатор собственных нужд

2.3 Преобразовательные агрегаты тяговых подстанций постоянного тока

2.4 Понизительные трансформаторы тяговых подстанций постоянного тока

3. Определение расчетных токов продолжительного режима

3.1 Вводы в ОРУ - 110 кВ

3.2 Выходы из ОРУ - 110 кВ

3.3 Сборные шины ОРУ - 110 кВ

3.4 Присоединение понизительных трансформаторов со стороны ОРУ - 110 кВ

3.5 Сборные шины районных потребителей (РУ - 10 кВ)

3.6 Сборные шины ОРУ - 35 кВ

3.7 Присоединение понизительных трансформаторов со стороны ОРУ - 10 кВ

3.8 Присоединение преобразовательных агрегатов со стороны шин 10 кВ

3.9 Присоединение трансформаторов собственных нужд со стороны шин 10 кВ

3.10 Присоединения выпрямителей и стороны шин 3,3 кВ

3.11 Шина +3,3 кВ

3.12 Шина -3,3 кВ

3.13 Запасная шина +3,3 кВ

3.14 Фидеры контактной сети

3.15 Фидеры районных потребителей

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

4.2 Расчет токов короткого замыкания в точке К2

4.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К3

4.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К4

5. Выбор и проверка токоведущих частей и электрических аппаратов

5.1 Токоведущие части распределительных устройств

5.2 Высоковольтные выключатели

5.3 Выбор разъединителей

5.4 Выбор измерительных трансформаторов тока

5.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

6. Повышение качества электроэнергии

6.1 Регулирование напряжения на подстанциях постоянного тока

6.2 Компенсация реактивной энергии на тяговых подстанциях постоянного тока

7. Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного устройства

7.1 Выбор аккумуляторной батареи (АБ)

7.2 Выбор зарядно-подзарядного устройства

8. Расчет заземляющего устройства

8.1 Конструктивное выполнение заземляющего устройства

8.2 Сопротивление заземляющего устройства

8.3 Проверка заземляющего устройства по допустимому сопротивлению

8.4 Проверка условия ограничения напряжения на заземляющем устройстве

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

Электрическая тяга относится к потребителям 1-й категории. Поэтому основным требованием к тяговым подстанциям является обеспечение надежной работы оборудования и бесперебойного электроснабжения ЭПС. Из этого требования исходят при проектировании тяговых подстанций и им руководствуются во время монтажа и эксплуатации. Надежность работы тяговых 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.

Целью данного курсового проекта является проектирование тяговой подстанции, отвечающей вышеперечисленным требованиям.

1. Структурная схема тяговой подстанции

Проектирование тяговой подстанции начинается с составления ее структурной схемы. Она дает возможность составить исходную расчетную схему тяговой подстанции для вычисления рабочих токов короткого замыкания.

Рисунок 1 - Структурная схема проектируемой тяговой подстанции

1- линия электропередачи питающего напряжения (ЛЭП-110 кВ);

2- открытое распределительное устройство питающего напряжения (ОРУ-110 кВ);

3- главные понижающие трансформаторы;

4- распределительные устройства 10 кВ (РУ- 10 кВ);

5- линии питания районных потребителей;

6 - распределительное устройство районных потребителей (РУ-35 кВ);

7- трансформаторы собственных нужд (ТСН);

8- распределительное устройство собственных нужд 0,4 кВ;

9- линии потребителей собственных нужд 0,4 кВ;

10- тяговые трансформаторы;

11- выпрямители;

12- распределительное устройство постоянного тока 3,3 кВ;

13- фидеры КС.

2 Основные агрегаты и их выбор

2.1 Трансформатор для питания потребителей автоблокировки

Номинальная мощность трансформатора автоблокировки выбирается по условию:

S_н,аб S_аб, (1)

где S_аб - заданная мощность потребителей автоблокировки.

По этому условию, пользуясь справочными данными, выбираем стандартный трансформатор: ТСЗГЛ - 100/10.

100 60 кВА.

Далее приводится схема РУ-10 кВ, сооружаемого на открытой части тяговой подстанции и её описание /2/.

РУ, выполненное по схеме рисунка 1, используют на подстанциях переменного тока РУ-10 кВ предназначено для питания районных нагрузок, а на подстанциях постоянного тока с первичным напряжением 110 (220) кВ - для питания преобразовательных агрегатов, ТСН, трансформаторов подогрева и др. Расположение ячеек на схеме отражает их расположение на плане закрытой части подстанции.

Напряжение на сборные шины поступает от обмоток низшего напряжения понижающих трансформаторов через ячейки № 1 и 20 вводов. В каждой фазе камеры выключатель 1, соединенный последовательно с первичной обмоткой трансформатора тока 2, огражден пальцевыми (втычными) контактами 3, выполняющими функции разъединителей. Между трансформатором и камерой на открытой части подстанции предусмотрен разъединитель с заземляющими ножами 16.

От каждой секции сборных шин получают питание преобразовательные агрегаты: выпрямительный и выпрямительно-инверторный. На 1-й секции шин предусмотрена установка резервной ячейки № 9 для питания преобразовательного агрегата. Ячейка выпрямительного агрегата типовая -- камера типа VI с трансформаторами тока на двух фазах и с заземляющими ножами 4 на выходе ячейки. Выпрямительно-инверторный агрегат присоединен к шинам 10 кВ с помощью камеры VII с трансформаторами тока на всех трех фазах, что объясняется особыми условиями работы релейной защиты на такого рода преобразователях.

Рисунок 2.1 - Схема РУ 10 кВ внутренней установки подстанции постоянного тока

2.2 Трансформатор собственных нужд

На тяговой подстанции устанавливают два трансформатора собственных нужд (ТСН), что объясняется условием резервирования.

Номинальная мощность S_н,тсн каждого ТСН может быть определена из следующих двух условий:

, (2)

,

где S_сн - заданная мощность потребителей собственных нужд;

- доля потребителей собственных нужд 1-й категории;

К_ап - коэффициент аварийной перегрузки ТСН (можно принять К_ап =1,4).

S_сн (1150+60)/2, S_сн 605 кВА, (3)

S_сн (0,63*1150+60)/1,4, S_сн 560,4 кВА

Выбираем стандартный трансформатор собственных нужд ТСЗГЛ - 630.

Выполнение первого условия (3) обеспечивает питание всех потребителей в период максимальных нагрузок при параллельной работе двух ТСН (это, как правило, зимний график работы, когда кроме всех прочих нагрузок имеет место электрический обогрев помещений). В другие периоды времени, когда нагрузка оказывается меньше, в работе остается один ТСН, который обеспечивает питание всех потребителей (это соответствует летнему графику работы ТСН). Второе условие (2) обеспечивает питание только потребителей первой категории при работе одного ТСН, работающего с перегрузкой, когда второй вышел из строя.

2.3 Преобразовательные агрегаты тяговых подстанций постоянного тока

Преобразовательный агрегат представляет собой тяговый трансформатор ТТ, соединенный по определенной схеме (нулевая, мостовая, 12-пульсовая) с полупроводниковым выпрямителем ПВ.

Принимаем стандартный тяговый трансформатор ТМПУ-16000/10Ж, соединенный по нулевой схеме с выпрямителем ТВЭ-3 номинальной мощностью Р_н=9900 кВт наружной установки с естественным воздушным охлаждением.

Выбрав тяговый трансформатор, следует определить число рабочих преобразовательных агрегатов по выражению

nР_т/Р_н, (3)

где Р_т - заданная мощность на тягу;

Р_н - номинальная мощность принятого полупроводникового выпрямителя.

Полученное значение n округляется в большую сторону до целого числа.

n.

Общее число преобразовательных агрегатов N с учетом резервирования определяется выражением:

N=n+1, (4)

N=2+1=3.

2.4 Понизительные трансформаторы тяговых подстанций постоянного тока

На тяговых подстанциях постоянного тока устанавливают два понизительных трансформатора типа ТДТН определенной мощности.

Номинальная мощность каждого из трансформаторов может быть определена по двум условиям:

S_н,птК_р(n*S_нт+S_р,35+S_р,10+S_пр+2S_н,тсн)/2,

S_н,птК_р(n*S_нт+_{р,35 *}S_р,35+_{р,10 *} S_р,10+_{пр *}S_пр+_сн*2S_н,тсн)/К_ап, (5)

где Кр - коэффициент разновременности максимальных нагрузок тяговых и нетяговых потребителей (К_р=0,85);

S_нт - номинальная мощность тягового трансформатора;

n - число рабочих тяговых трансформаторов;

S_р,35, S_р,10, S_пр - заданные мощности районных нагрузок 35 и 10 кВ и потребителей, питающихся от ЛЭП продольного электроснабжения;

_{р,35, р,10, пр} - доли соответствующих потребителей 1-й категории;

К_ап - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора (К_ап=1,4).

S_н,пт0,85(2*14000+15000+13000+1200+2*1150)/2,

S_н,пт0,85(2*14000+0,82*15000+0,63*13000+0,74*1200+0,63*2*1150)/1,4,

S_н,пт24944 кВА,

S_н,пт30913,03 кВА.

1-е условие (5) обеспечивает питание всех потребителей в период максимальных нагрузок и при параллельной работе двух трансформаторов. При меньших нагрузках работает один трансформатор. 2-е условие (5) гарантирует питание только потребителей 1-й категории от одного трансформатора с учетом его перегрузки при выходе из строя второго трансформатора.

По условиям (5) выбирают стандартный трансформатор ТДТН - 40000/110.

3. Определение расчетных токов продолжительного режима

Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) токоведущие части (провода, шины и др.) и электрические аппараты (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и др.) выбираются по расчетным токам продолжительного режима. Продолжительный режим работы электроустановки предполагает такое время работы, при котором температура токоведущих частей и электрических аппаратов достигают установившегося значения.

3.1 Вводы в ОРУ - 110 кВ

, (6)

где К_п - коэффициент перспективы увеличения нагрузки (К_п =1,3);

n - число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции (n = 2);

S_т - номинальная мощность понижающего трансформатора;

S_тр - транзитная мощность питания соседних тяговых подстанций (S_тр =80 МВт);

К_р - коэффициент разновременности максимальных нагрузок данной и

соседних тяговых подстанций (К_р = 0,8);

U_н - номинальное напряжение ОРУ питающего напряжения (U_н =110 кВ).

Эти коэффициенты будут использованы дальше в расчетах.

= кА.

3.2 Выходы из ОРУ - 110 кВ

; (7)

где все коэффициенты см.(6).

кА.

3.3 Сборные шины ОРУ - 110 кВ

(8)

где К_н- коэффициент, учитывающий неравномерное протекание тока по шинам (К_н = 0,7);

кА.

3.4 Присоединение понизительных трансформаторов со стороны ОРУ - 110 кВ

, (9)

где К_пер - коэффициент перегрузки трансформатора (К_пер = 1,4);

кА.

3.5 Сборные шины районных потребителей (РУ - 10 кВ)

, (10)

где U_н - номинальное напряжение на шинах РУ 10 кВ;

кА.

3.6 Сборные шины ОРУ - 35 кВ

, (11)

где U_н - номинальное напряжение на шинах РУ 10 кВ;

кА.

3.7 Присоединение понизительных трансформаторов со стороны ОРУ - 10 кВ

, (12)

где К - коэффициент, учитывающий долю мощности S_н, передаваемую в ОРУ - 10 кВ (К=0,5);

U_н - номинальное напряжение на шинах 10 кВ;

кА.

3.8 Присоединение преобразовательных агрегатов со стороны шин 10 кВ

, (13)

где U_н - номинальное напряжение на шинах 10 кВ;

кА.

3.9 Присоединение трансформаторов собственных нужд со стороны шин 10 кВ

, (14)

где U_н - номинальное напряжение на шинах 10 кВ;

S_н - номинальная мощность ТСН;

кА.

3.10 Присоединения выпрямителей и стороны шин 3,3 кВ

, (15)

где - номинальный выпрямленный ток выпрямителя (для выпрямителя ПВЭ-3 =3000 А);

=3000 А.

3.11 Шина +3,3 кВ

, (16)

А.

3.12 Шина -3,3 кВ

, (17)

А.

3.13 Запасная шина +3,3 кВ

, (18)

где I_фм -максимальный рабочий ток фидера контактной сети ( А);

3.14 Фидеры контактной сети

, (19)

где n_ф - число фидеров КС (n_ф=4);

А.

3.15 Фидеры районных потребителей

, (20)

где S_р - заданная мощность районных потребителей;

U_н - номинальное напряжение на шинах районных потребителей (U_н =10 кВ);

А.

4. Расчет токов короткого замыкания

Выбранные по токам и напряжениям рабочего режима токоведущие части и электрические аппараты должны быть проверены согласно требованию ПУЭ на действие токов короткого замыкания (КЗ).

При расчете токов КЗ необходимо принять следующие условия: тяговая подстанция питается, от системы неограниченной мощности; основные агрегаты тяговой подстанции работают параллельно; расчетным видом является 3-фазное КЗ; точки возможных КЗ намечают, исходя из условий протекания по токоведущим частям и электрическим аппаратам; наибольших токов (для условий тяговой подстанции - это сборные шины всех РУ); в качестве расчетных следует принимать индуктивные сопротивления цепи К.З.

Выполнять расчет токов КЗ рекомендуется в следующем порядке:

- составить исходную расчетную схему тяговой подстанции, которая представляет собой упрощенную однолинейную схему первичной коммутации, на которой указать элементы, влияющие на токи КЗ (для условий тяговой подстанции это трансформаторы и преобразовательные агрегаты). Примером может служить схема теговой подстанции постоянного тока, приведенная на рисунке I. На всех сборных шинах РУ схемы следует указать точки вероятных КЗ и напряжения U_cp (115; 37; 10,5; 3,3; 0,4 кВ), принятые при расчетах КЗ;

- составить схему замещения представляющую собой исходную расчетную схему, в которой электромагнитные (трансформаторные) связи заменяются связями электрические. Для этого использовать известные схемы замещения трансформаторов. Для удобства расчетов подученные сопротивления пронумеровать;

- вычислить все сопротивления схемы замещения;

- для каждой из намеченных на схеме точек КЗ выполнить преобразование схемы замещения таким образом, чтобы каждая из точек КЗ была связана с источником питания только одним сопротивлением, для чего использовать известные формулы параллельного и последовательного сложения сопротивлений;

- рассчитать токи КЗ.

Расчет токов КЗ достаточно подробно изложен в специальной литературе /2, 3, 4/, в этой связи ниже приводятся лишь некоторые рекомендации.

Расчет сопротивлений схемы замещения можно выполнять в относительных или именованных единицах. Здесь мы предлагаем систему относительных единиц, которая в данных расчетах более проста. При желании студента расчет сопротивлений может быть выполнен в именованных единицах при использовании указанных выше источников.

Если применить систему относительных единиц, необходимо предварительно задаться базовой мощностью S_б, в качестве которой рекомендуется принять число, удобное для вычислении (например, S_б=100 или S_б = 1000 МВ*А

4.1 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

Рисунок 4.1 - Схема замещения для точки К1 Хк1 - сопротивление питающей системы.

Так как задано сопротивление Х, то его относительное значение Х_к1 вычисляется по следующей формуле:

, (21)

где U_б - базовое напряжение в точке К1 (U_б =115 кВ);

Х_К1 ;

ток короткого замыкания:

, (22)

где I_б - базовый ток, определяется по следующей формуле:

, (23)

кА,

кА,

ударный ток:

, (24)

где К_у - ударный коэффициент (К_у =1,8);

кА.

Мощность трехфазного КЗ в точке К1 вычисляется по следующей формуле:

, (25)

= МВА.

4.2 Расчет токов короткого замыкания в точке К2

Рисунок 4.2 - Схема замещения для точки К2

Хк1 - сопротивление питающей системы;

Хк2, Хк3 - сопротивления понижающего трансформатора, обмотки высокого напряжения (2) и низкого напряжения (3);

Хк4- результирующее сопротивление до точки К2.

Результирующее сопротивление Х_К4 определяется по следующей формуле:

(26)

где 2 - число, учитывающее параллельную работу двух понижающих трансформаторов;

В свою очередь

, (27)

где U_квн - напряжение КЗ понижающего трансформатора (U_квн =17 %);

S_н - номинальная мощность понижающего трансформатора.

Х_К2 +Х_К3 .

Теперь по формулам (22), (24), (25) можно определить I_к, i_у, S_к, при этом вместо Х_К1 нужно подставлять значение Х_К4. Ток I_б следует определять по формуле (23), где U_б = 26,2 кВ:

Х_к4 ;

Ток короткого замыкания:

, (28)

где базовый ток:

, (29)

кА,

кА,

ударный ток:

, (30)

i кА;

мощность трехфазного КЗ в точке К2:

, (31)

МВА.

4.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К3

Рисунок 4.3 - Схема замещения для точки К3

Хк1 - сопротивление питающей системы;

Хк2, Хк5 - сопротивления понижающего трансформатора, обмотки высокого напряжения (2) и среднего напряжения (5);

Хк6 - результирующее сопротивление.

Результирующее сопротивление определяется по следующей формуле:

, (32)

в свою очередь

, (33)

где U_квс - напряжение КЗ понижающего трансформатора (U_квс =10,5 кВ);

,

Х_к6 .

Определяем I_к, i_у, S_к, при этом вместо Х_К1 нужно подставлять значение Х_К6. Ток I_б следует определять по формуле (23), где U_б = 10,5 кВ.

Ток короткого замыкания:

, (34)

где базовый ток:

, (35)

кА,

кА,

ударный ток:

, (36)

кА,

мощность трехфазного КЗ в точке К3:

, (37)

 МВА.

4.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К4

Рисунок 4.4 - Схема замещения для точки К4

Хк1 - сопротивление питающей системы;

Хк2, Хк3 - сопротивления понижающего трансформатора, обмотки высокого напряжения (2) и низкого напряжения (3);

Хк7- сопротивления ТСН.

Сопротивления Хк1, Хк2, Хк3 существенно меньше сопротивлений Хк7. В этой связи можно принять, что сопротивления Хк1, Хк2, Хк3 равны нулю и расчет вести только с учетом сопротивлений Хк7. При этом вычисления выполняются по формулам:

Ток короткого замыкания:

кА, (38)

где n - число ТСН (n =2);

U_к - напряжение КЗ ТСН (U_к =5,5%);

I_н - номинальный ток ТСН, определяется по следующей формуле:

, (39)

где S_н - номинальная мощность ТСН (630 кВ^.А);

U_н- номинальное напряжение ТСН (U_н =0,4 кВ);

кА,

кА,

ударный ток:

, (40)

где К_у - ударный коэффициент (К_у =1,3);

кА,

мощность трехфазного КЗ в точке К4:

, (41)

где - напряжение КЗ ТСН (5,5 %:);

МВА.

5. Выбор и проверка токоведущих частей и электрических аппаратов

Токоведущие части и электрические аппараты выбирают по токам и напряжениям рабочего режима работы электроустановки и проверяют на действие токов КЗ.

5.1 Токоведущие части распределительных устройств

Токоведущие части ОРУ (110, 35 кВ) выполняют, как правило, из гибких неизолированных проводов марки АС (алюминий - сталь), имеющих достаточно высокую проводимость и механическую прочность.

Токоведущие части ЗРУ (10, 3,3 кВ) выполняют из жестких неизолированных алюминиевых проводников прямоугольного сечения. Такие проводники имеют высокую проводимость, механическую прочность и большую поверхность охлаждения.

Сечение токоведущих частей q выбирают по расчетным токам продолжительного режима I_р с соблюдением условия:

I_р I_д, (42)

где I_д - допустимый ток, значение которого для различных стандартных сечений q и марок проводов и шин приведены в ПУЭ.

Таблица 5.1 - выбор токоведущих частей.

Токоведущие части РУ	Допустимый ток Iд, кА	Расчетный ток Iр, кА	Марка провода
Вводы ОРУ-110 кВ	0,945	0,874	АС 500/27
Выходы из ОРУ-110 кВ	0,445	0,437	АС 150/19
Сборные шины ОРУ 110 кВ	0,68	0,612	АС 300/66
Присоединение понизительных тр-ров со стороны ОРУ-110 кВ	0,330	0,294	АС 95/16
Сборные шины ОРУ 35 кВ	0,605	0,601	АС 240/32
Присоединение понизительных тр-ров со стороны ОРУ-10 кВ	1,690	1,617	АДО 1008
Сборные шины ОРУ 10 кВ	2,4	2,1	АДО 8010
Присоединение преобр. агрегатов со стороны шин 10 кВ	3,350	3,233	АДО 1208
Присоединение ТСН со стороны шин 10 кВ	0,08	0,0598	АС 10/1,8
Фидеры районных потребителей 35 кВ.	0,08	0,048	АС 10/1,8
Присоединение выпрямителей со стороны шин 3,3 кВ	3,050	3,0	АДО 1008
Фидеры продольного электроснабжения	0,08	0,049	АС 10/1,8
Шина +3,3 кВ	4,25	4,2	АДО 1208
Шина -3,3 кВ	6,060	6,0	АДО 10010
Запасная шина 3,3 кВ	2,620	2,500	АДО 808
Фидеры КС	2,180	2,10	АДО 608

Выполним проверку на термическую стойкость ОРУ-110кВ при КЗ по условию:

q_min q, (43)

где q_min - минимальное сечение проводника (шины), отвечающее требованиям термической стойкости;

q - стандартное сечение проводника, выбранное по условию (27);

минимальное сечение.

q_min рассчитывают по следующей формуле:

(44)

где В_к - тепловой расчетный импульс,

С - некоторая функция , принимаемая в зависимости от марки проводника (С = 91);

тепловой расчетный импульс В_к определяется по формуле:

(45)

где I_к - расчетное значение тока КЗ;

t_р - расчетное время протекания тока КЗ;

Т - постоянная времени цепи КЗ (Т = 0,05 с);

расчетное время протекания тока КЗ t_р определяется по формуле

t_Р = t_З + t_в, (46)

где t_З - время основной защиты, установленной у ближайшего к месту КЗ выключателя;

t_в - полное время отключения этого выключателя;

t_Р =2,2+0,035= 2,235 с,

к,

q_min = .

Отсюда

36,45 500.

Условие на термическую стойкость выполняется.

Выполним проверку на термическую стойкость ОРУ-35 кВ при КЗ по условию:

q_min q,

где q_min - минимальное сечение проводника (шины), отвечающее требованиям термической стойкости;

q - стандартное сечение проводника, выбранное по условию (43);

Минимальное сечение q_min рассчитывают по следующей формуле:

 (47)

где В_к - тепловой расчетный импульс,

С - некоторая функция , принимаемая в зависимости от марки проводника (С = 91).

Тепловой расчетный импульс В_к определяется по формуле:

(48)

где I_к - расчетное значение тока КЗ;

t_р - расчетное время протекания тока КЗ;

Т - постоянная времени цепи КЗ (Т = 0,05 с).

Расчетное время протекания тока КЗ t_р определяется по формуле:

t_Р = t_З + t_в, (49)

где t_З - время основной защиты, установленной у ближайшего к месту КЗ выключателя;

t_в - полное время отключения этого выключателя;

t_Р = 1,85+0,054= 1,904 с,

к,

q_min = .

Отсюда:

67,83 240.

Условие на термическую стойкость выполняется.

Сборные шины РУ-10кВ проверяем на электродинамическую стойкость при КЗ, для этого определяются:

- максимальная сила, действующая на шину средней фазы:

, (50)

где i_у - ударный ток при к.з. на шинах, А;

L - расстояние между соседними изоляторами одной фазы (L=1,4 м);

а - нормированное расстояние между шинами (а = 0,35 м);

Н,

- изгибающий момент М_из силы F_m, Н^.м:

, (51)

Н^.м,

- максимальное расчетное напряжение в материале шин, МПа:

, (52)

где W - момент сопротивления площади поперечного сечения шины, см³.

При установке шин «на ребро» W определяется по формуле:

, (53)

где h и в - размеры площади поперечного сечения шины (h - высота, в - ширина);

см³,

МПа.

Сборные шины РУ-10кВ обладают электромеханической стойкостью при выполнении условия:

G_Р G_Д, (54)

где G_Д - допустимое напряжение в материале шин, которое можно принять равным 40 МПа.

5.2 Высоковольтные выключатели

Высоковольтные выключатели выбирают по следующим условиям рабочего режима работы электроустановки:

U_уст U_н; I_р I_н, (55)

где U_уст - рабочее напряжение электроустановки;

I_р - расчетный ток продолжительного режима;

I_н - номинальный ток выключателя;

U_н - номинальное напряжение выключателя.

Пользуясь справочниками и соблюдая условия (55) предварительно выбираем следующие выключатели:

Таблица 5.2 - Выбор высоковольтных выключателей

Место установки	Тип	Uуст,кВ	Iн,А	Iр,А
ОРУ-110 кВ	ВЭБ-110	110	1250	612,08
ОРУ-3,3 кв	ВАБ-43-400/30-Л-У4	3,3	4000	3000
ОРУ-35 кВ	ВМК-35Э	35	630	601,2
ОРУ-10 кВ	ВМНЭ-10	10	3150	2104

Выбранные выключатели проверяют на действие токов КЗ. Проверка на отключающую способность заключается в выполнении условия:

I

_к I_от, (56)

где I_к - расчетное значение тока КЗ через выключатель;

I_от - номинальный ток отключения выключателя.

5.3 Выбор разъединителей

Разъединители выбирают по току и напряжению рабочего режима по формуле (55). Разъединители проверяют на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ.

Результаты выбора и проверки разъединителей представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Выбор разъединителей

Место установки	марка	Uуст	Iн,А
ОРУ-110 кВ	РГ-110	110	2000
ОРУ-10 кВ	РВР-10	10	2500
ОРУ-35 кВ	РГ-35	35	1000
ОРУ-3,3 кВ	РС-3000/3,3	3,3	3000

5.4 Выбор измерительных трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы тока выбирают по токам и напряжениям рабочего режима по формуле (55) и проверяют на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ. Результаты выбора и проверки трансформаторов тока представлены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Выбор измерительных трансформаторов тока

Место установки	марка	Uуст	Iн,А
ОРУ-110 кВ	ТФНД-110М	110	2000
ОРУ-35 кВ	ТФНД-35М	35	2000
ОРУ-10	ТПОЛ-10	10	2500

5.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения следует выбирать по конструкции, схеме соединения обмоток и напряжению электроустановки. Выбранный трансформатор напряжения необходимо проверить на работу в заданном классе точности:

(57)

где U_р - напряжение электроустановки;

U_н - номинальное напряжение ТН.

Таблица 5.5 - Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Место установки	марка	Uуст
ОРУ-110 кВ	НКФ-110-57	110
ОРУ-35 кВ	ЗНОМ-35-65	35
ОРУ-10 кВ	НТМК-10	10

6. Повышение качества электроэнергии

6.1 Регулирование напряжения на подстанциях постоянного тока

На подстанциях постоянного тока для регулирования выпрямленного напряжения, а также поддержания его на заданном уровне применяют различные устройства -- вольтодобавочные (ВДУ), бесконтактного регулирования фазных напряжений трансформаторов, компенсирующие. Целесообразность применения какого-либо из них определяют на основании технико-экономического анализа. К параметрам, которые необходимо учитывать при этом в первую очередь, относятся коэффициент полезного действия установки, коэффициент мощности, гармонический состав выпрямленного напряжения, эквивалентное мешающее напряжение на выходе подстанции и уровень радиопомех, создаваемых преобразователем.

Вольтодобавочные установки. ВДУ применяют в основном для усиления существующих устройств электроснабжения. На тяговых подстанциях используют преобразовательные агрегаты с различными ВДУ; с шестифазным ВДУ (преобразователи ПВЭР); с тиристорным регулятором ЛИИЖТа; с двенадцатифазным ВДУ Уральского отделения ВНИИЖТа; со ступенчатым регулированием напряжения ПКБ ЦЭ МПС и ВНИИХТа.

Преобразователь ПВЭР. Он состоит из последовательно соединенных нерегулируемого выпрямителя В (рисунок 6.1) и регулируемой вольтодобавочной части ВИ. Нерегулируемая часть -- преобразователь типа ПВЭ-5АУ1 на неуправляемых вентилях -- выполнена по схеме две обратные звезды с уравнительным реактором или трехфазной мостовой и подключена к соответствующему преобразовательному трансформатору. Регулируемая часть на тиристорах выполнена по трехфазной мостовой схеме. Для ее питания служит трансформатор типа ТМП-3200/10, включенный параллельно с трансформатором нерегулируемой части на шины 10 кВ.

Последовательное соединение преобразователей позволяет регулировать и повышать выпрямленное напряжение. Результирующее напряжение нерегулируемой и регулируемой частей равно сумме их напряжений.

Регулирование напряжения на ВИ - амплитудно-фазовое, осуществляется подачей импульсов на управляющие электроды тиристоров со сдвигом на угол а. Применяя различные законы изменения угла регулирования а, теоретически можно получить внешнюю характеристику любого вида (рисунок 6.2) в пределах зоны регулирования, которая ограничена естественной внешней характеристикой 1 неуправляемой части и суммарной характеристикой обеих частей преобразователя при а = 0.

Вольтодобавочное устройство позволяет регулировать (характеристики 4, 5) и стабилизировать (характеристика 3) напряжение на шинах подстанции. Если требуется уменьшить выпрямленное напряжение при малых нагрузках, то ВИ может работать в инверторном режиме (характеристика 2) при углах регулирования 2п/3 и более. ВИ подключается к основному преобразователю разъединителем 2Р (см. рис. 6.1) при разомкнутом разъединителе ЗР. В случае отключения или повреждения регулируемой части основной преобразователь может работать один; разъединитель ЗР замкнут. Ввиду того, что ВИ может работать в инверторном режиме, в ее выводы включены радиопомехозащитные реакторы РП1 и РП2, а для уменьшения влияния на линии связи установлен реактор РФ.



Рисунок 6.1 - Схема преобразовательного агрегата ПВЭР с регулированием напряжения

Рисунок 6.2 - Внешние характеристики агрегата ПВЭР: 1 -- естественная неуправляемой части, 2 -- в инверторном режиме регулируемой части; 3 -- стабилизированная, 4, 5 -- регулируемые; 6 - суммарная неуправляемой и управляемой частей

Для повышения энергетических показателей агрегата параллельно регулируемой части могут быть подключены шунтирующие диоды В_ш, изменяющие режим работы ВИ; при этом режим работы неуправляемой части не изменяется. Благодаря применению шунтирующих диодов повышается надежность работы подстанции, обеспечивается непрерывность цепи тягового тока при случайных исчезновениях управляющих импульсов, повышается коэффициент мощности регулируемой части на 2,5-- 4 %, снижается мешающее напряжение и уровень радиопомех.

6.2 Компенсация реактивной энергии на тяговых подстанциях постоянного тока

Для снижения уровня реактивной энергии, передаваемой по сети электроснабжения, на подстанциях постоянного тока применяют компенсирующие устройства. Оборудование 30--40 % тяговых подстанций постоянного тока устройствами поперечной компенсации может привести к ежегодной экономии около 200 млн. кВт^. ч электроэнергии.

Рисунок 6.3 - Схема УППК для подстанции постоянного тока

На рисунке 6.3 приведена принципиальная схема устройства поперечной емкостной компенсации для подстанции постоянного тока, предложенная УО ВНИИЖТ. УППК подключают параллельно трансформаторам преобразовательных агрегатов к шинам РУ 10,5 кВ. Конденсаторная батарея является симметричной трехфазной и собирается в звезду. Каждая фаза 10 батареи состоит из 21 конденсатора (по три параллельно и семь последовательно). Общая установленная мощность конденсаторов батареи составляет 3780 квар. Номинальное напряжение конденсатора 1,05 кВ, номинальное напряжение фазы батареи 7 х 1,05-7,35кВ, что в 7,35/10,5/3 = 1,214 раза превышает номинальное фазное напряжение РУ 10,5 кВ. Используемая мощность батареи 2800 квар.

Последовательно с каждой фазой батареи включают однофазные сдвоенные реакторы 2 РБСГ-10-2 X 630-0,56 так, что обе ветви реактора соединены последовательно.

При такой резонансной настройке для гармоник первичного тока тяговой подстанции выше 250 Гц устройство обладает индуктивным сопротивлением, конденсаторы защищены от перегрузок токами высокой частоты, а в первичной сети исключаются условия резонанса на высших частотах.

Для демпфирования бросков тока и снижения перенапряжений на конденсаторах при включениях УППК реакторы 2 шунтированы разрядниками 3 и резисторами 4. При включении УППК на первом этапе переходного процесса, пока конденсаторы не заряжены, все напряжение оказывается приложенным к реактору. Разрядник 3 срабатывает, и реактор шунтируется резистором. Как только начнется установившийся режим, цепь тока через разрядник прерывается.

Для защиты от повреждений и для коммутации в УППК используются трехфазные вакуумный 5 и масляный 6 выключатели. Масляный выключатель имеет номинальное напряжение 35 кВ, что исключает повторные пробои межконтактных промежутков при отключении УППК и связанные с этим перенапряжения. Последовательно с масляным в цепь УППК включен вакуумный выключатель. Функции между ними распределены следующим образом. Защиту обеспечивает масляный выключатель; отключение УППК этим выключателем не связано с повторными пробоями. При работе УППК в режиме одноступенчатого регулирования с большим количеством переключений используется вакуумный выключатель.

Разъединители 7 и 8 служат для отделения предварительно обесточенной УППК, а разъединители 9 и 11 -- для заземления ее токоведущих частей при ремонтах и ревизиях. Трансформаторы напряжения 12 позволяют измерять линейные напряжения между фазами УППК, а к трансформаторам напряжения 12 подключено устройство защиты от коротких замыканий в отдельных конденсаторах. Защита основана на измерении напряжения небаланса между нейтралями конденсаторной батареи и трансформаторов напряжения 12, соединенных на первичной стороне в звезду. Их вторичные обмотки соединены в разомкнутый треугольник, к выходу которого через фильтр 50 Гц присоединено реле напряжения 13, реагирующее на небаланс напряжений между нейтралями.

Наряду с этой защитой предусмотрены следующие: токовая отсечка от перегрузки конденсаторов, отключающая УППК при действующем значении тока, большем 1,3 I_ном; от повышения напряжения на конденсаторах выше 1,1 U_ном, действующая на отключение с выдержкой времени; от однофазных замыканий на землю; от снижения напряжения.

7. Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного устройства

Для питания оперативных цепей постоянным током на тяговых подстанциях устанавливают стационарную свинцово - кислотную аккумуляторную батарею типа СК, работающую в режиме постоянного подзаряда. Такое решение вызвано высокой надежностью аккумуляторной батареи (АБ), являющейся независимым источником питания.

7.1 Выбор аккумуляторной батареи (АБ)

Ток длительного разряда в аварийном режиме

, (58)

где I_п - ток постоянной нагрузки;

I_а - ток аварийной нагрузки;

I_др А.

Расчетная разрядная емкость батареи:

, (59)

где t_а - продолжительность аварийного режима (t_а = 2ч);

А^.ч.

Номер аккумуляторной батареи по емкости:

, (60)

где Q₁ - емкость АБ первого номера (при tа=2 ч имеем Q1 = 22 Ач);

1,1 - коэффициент запаса;

=.

Ток кратковременного разряда:

, (61)

где I_в-ток привода наиболее мощного выключателя при включении (I_в =80 А);

I_кр А.

Номер АБ по току:

, (62)

где I₁- допустимый ток кратковременного разряда для АБ первого номера (I₁= 46 А).

N_т .

Округляя полученные значения и в большую сторону до целого числа принимаем большее из них. Выбираем СН-3.

Число элементов АБ:

, (63)

где - напряжение на шинах АБ (=230 В);

- напряжение постоянного подзаряда на единичный элемент ( = 2,15 В);

n.

7.2 Выбор зарядно-подзарядного устройства

Ток в режиме постоянного подзаряда:

, (64)

где I_под - ток подзаряда, определяемый номером АБ;

, (65)

I_под А,

I_пп А.

Мощность в режиме постоянного подзаряда:

, (66)

Вт.

Ток ЗПУ в режиме заряда:

, (67)

где I_з1 - ток заряда первой ступени, определяемой номером АБ;

, (68)

где к - коэффициент равный 5 для СН - 3.

А;

А.

Напряжение ЗПУ в режиме заряда:

, (69)

где 2,75 - напряжение на единичный аккумуляторный элемент в конце заряда.

U_з В.

Мощность ЗПУ при заряде 1:

, (70)

Вт.

В качестве ЗПУ принимают полупроводниковое выпрямительное устройство ВАЗП - 380/260 - 40/80 с автоматической стабилизацией напряжения. Оно обеспечивает постоянный подзаряд АБ до СН - 20, подзаряд напряжением 2,3 В на элемент и первичный формовочный заряд АБ после монтажа или капремонта, а также длительное питание нагрузок.

Рисунок 7.1- Принципиальная схема питания СН постоянного тока. Цепи питания: 1-привод выключателей высоковольтных (переменный ток) и быстродействующих; 2-устройство управления и сигнализации; 3-аварийного освещения; 4-земляной защиты; 5-унифицированного преобразователя напряжения устройств автоматики и телемеханики

Отмеченные недостатки определили применение аккумуляторных батарей, работающих в режиме постоянного подзаряда без элементного коммутатора, но имеющих ответвления для питания потребителей с различными требованиями к уровню напряжения (рисунке 7.1). При номинальном напряжении СН 110 В напряжение 115 В подается потребителям, для которых недопустимо превышение напряжения над номинальным (оперативные цепи, аварийное освещение и др.); напряжение 148 В используется для питания включающих катушек быстродействующих выключателей и приводов, выключателей переменного тока всех ступеней напряжения. При номинальном напряжении 220 В напряжение 230 В используется для питания оперативных цепей, аварийного освещения, включающих катушек быстродействующих выключателей и приводов выключателей переменного тока напряжением 10--35 кВ, а напряжение 258 В для питания включающих катушек приводов высоковольтных выключателей переменного тока 110--220 кВ.

При нормальном режиме работы тяговой подстанции переключатели подзарядно-зарядных преобразователей 1П и 2П находятся в положении, в котором контакты 1-2, 5-4 и 9-6 замкнуты. При этом от подзарядно-зарядного преобразователя ПЗП1 получают питание потребители, которые постоянно подключены к шинам 230 (115) В, и подзаряжаются элементы между зажимами а и б аккумуляторной батареи. Подзаряд элементов между ее выводами б и в осуществляется вторым зарядно-подзарядным преобразователем ПЗП2. Ток подзаряда контролируется токовыми реле РТК.

Толчковые нагрузки, как в схеме с двойным элементным коммутатором, воспринимает аккумуляторная батарея.

Для заряда аккумуляторной батареи переключатели 1П и 2П зарядно-подзарядных преобразователей устанавливают в положение, в котором замкнуты контакты 3-2, 7-4 и 11-6. По окончании заряда аккумуляторную батарею переводят в режим постоянного подзаряда.

8. Расчет заземляющего устройства

8.1 Конструктивное выполнение заземляющего устройства

Согласно требованиям ПУЭ при выполнении (ЗУ) необходимо выполнить следующие условия:

обеспечить определенное сопротивление ЗУ;

либо обеспечить нормированное напряжения прикосновения на территории электроустановки;

в любом случае обеспечить требования к конструктивному выполнению ЗУ;

в любом случае соблюдать требования к ограничению напряжения на ЗУ.

На тяговых подстанциях сооружают ЗУ сложной конфигурации, состоящие, как правило, из горизонтальной металлической сетки и вертикальных электродов. Моделью заземлителя служит квадратная сетка из пересекающихся полос с вертикальными электродами, площадью S, стороной квадрата и эквивалентным сопротивлением земли .

Число вертикальных элементов:

, (71)

где а - расстояние между электродами

, м,

где - длина вертикального электрода

, l_в=5,4 м,

где h₁ - глубина верхнего слоя земли;

n шт.

Общая длина горизонтальных электродов:

, (72)

.

Общая длина вертикальных электродов:

; (73)

.

8.2 Сопротивление заземляющего устройства

Сопротивление ЗУ в двухслойной земле:

, (74)

где А - коэффициент определяемый выражением:

А = 0,444 - 0,84 при (75)



А = 0,444 - 0,84 ·0,0596 = 0,394,

где t_В - глубина заложения верхнего конца вертикального электрода в земле t_В = 0,6 м.

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление двухслойной земли:

, (76)

при

, (77)

К,

Ом^.м,

Ом.

При естественном заземлителе сопротивление ЗУ:

, (78)

где R_е - сопротивление естественных заземлителей (R_е = 2,5 Ом);

Ом.

8.3 Проверка заземляющего устройства по допустимому сопротивлению

, (79)

где R_з,доп - допустимое сопротивление заземляющего устройства (R_з,доп= 0,5 Ом);

0,45 Ом 0,5 Ом.

Так как условие соблюдается, то ЗУ соответствует требованию ПУЭ по параметру R_з.

8.4 Проверка условия ограничения напряжения на заземляющем устройстве

Такая проверка осуществляется по выражению:

I1k.RЗ UЗ,д, (80)

где I1k - ток однофазного КЗ на сборных шинах питающего напряжения;

UЗ,д = 10 кВ - допустимое напряжение на ЗУ.

Ток однофазного КЗ может быть определен по формуле:

I1k = 0,55.Iк, (81)

где Iк - ток трехфазного КЗ на сборных шинах питающего напряжения;

для К1; I1k = 0,55.2,37=1,304 кА,

0,45.1,304=0,59 кВ 10 кВ,

для К2: I2k = 0,55.*5,5 =3,02кА,

0,45.3,02=1,36 кВ 10 кВ,

для К3: I3k = 0,55.4,8=2,64 кА,

0,45.2,64=1,18 кВ 10 кВ,

для К4: I4k = 0,55.33=18,15 кА,

0,45.18,15=8,16 кВ 10 кВ,

для К5: I5k = 0,55.5,629=3,096 кА,

0,45.3,096=1,39 кВ 10 кВ.

Данная проверка по условию ограничения напряжения на заземляющем устройстве выполняется.

В пояснительной записке приведем схему заземляющего устройства тяговой подстанции постоянного тока и ее описание.

Рисунок 8.1 -Принципиальная схема заземляющего устройства тяговой подстанции постоянного тока.

На тяговых подстанциях постоянного тока в качестве заземлителей используют (рисунок 8.1) искусственный заземлитель -- контур заземления подстанции КЗП, охватывающий практически всю территорию подстанции; естественные заземлители ЕЗ -- водопроводные и другие подземные металлические коммуникации 18, металлические оболочки силовых кабелей 19 напряжением до 1000 В и выше, проложенных по территории подстанции.

Заземляющее устройство подстанций постоянного тока в нормальных условиях эксплуатации не используется в качестве рабочего для цепи тягового (в данном случае постоянного) тока, т. е. в качестве одного из путей возврата тягового тока на подстанцию, как на подстанциях переменного тока. Другими словами, шина «минус» подстанции нормально не присоединена к заземляющему контуру КЗП, так как при таком присоединении иногда создавалась бы возможность протекания тока по цепи: рельс, рельсовый фидер, фидер, КЗП, земля. Ток, стекающий с КЗП в землю, вызывал бы интенсивное корродирование КЗП, и этот контур скоро вышел бы из строя. Однако все же предусматривается возможность аварийного соединения шины «минус» с КЗП; оно осуществляется в момент КЗ в цепях 3,3 кВ выпрямленного тока на землю. Таким образом, заземляющее устройство на подстанциях постоянного тока выполняется как защитное и рабочее для цепей и переменного, и постоянного тока, причем в режим рабочего в цепи постоянного тока оно переводится автоматически лишь на короткое время после КЗ в цепях «плюс» постоянного тока.

Для этой цели шину «минус» и рельсовый фидер на подстанции тщательно изолируют от земли, а участки рельсов подъездного пути РПП, расположенные на территории подстанции (рисунок 8.1), изолируются от участков пути, находящихся за ней, а последние -- от рельсов станции или перегона. С этой целью устраивают три изолирующих стыка: один 13 -- вблизи места примыкания, другой 12 -- в 25 м от него по направлению к подстанции и третий -- у ворот на территории подстанции. С КЗП рельсы подъездного пути не соединяют.

Все подлежащие заземлению части оборудования постоянного тока, расположенные в здании подстанции или на открытой части, заземляют на специально выполненные внутренние контуры заземления оборудования постоянного тока КЗОПТ, которые соединяют проводниками 8 с КЗП через обмотки 5 токовых реле земляной защиты. Между рельсовым фидером 16 до реакторов 15 устанавливают короткозамыкатель 17, приводимый в действие реле земляной защиты 5.

Земляная защита работает только в момент КЗ в цепях + 3,3 кВ и обеспечивает быстрое отключение поврежденного оборудования постоянного тока. Срабатывание короткозамыкателя приводит к увеличению тока КЗ от соседних подстанций в момент КЗ в цепях + 3,3 кВ, чем обеспечивается надежная работа их собственных выключателей, а значит, исключение подпитки места КЗ со стороны соседних подстанций.

КЗП выполняют по тем же принципам, что и на подстанциях переменного тока, т. е. применяют сетку 2 и вертикальные заземлители 7; соединяют их между собой и с арматурой опор с молниеотводами, используют потенциальные козырьки 14.

К КЗП на открытой части подстанции присоединяются: выводы 8 внутреннего КЗОПТ через реле заземления 5; фланцы опорных изоляторов, реакторов 15 сглаживающего устройства; камеры реакторов; выводы от нулевых точек трансформаторов собственных нужд; ригели порталов; корпуса К.РУН всех напряжений; корпуса трансформаторов; корпуса шкафов выводов и т. п. (на рисунке 8.1 условно показано лишь присоединение к КЗП корпуса понижающего трансформатора 9 заземляющим проводником 10). Рельсы РПП на территории подстанции не заземляются.

Присоединения заземляющих проводников к конструкциям и аппаратам должны быть видимыми -- сварными или болтовыми. Каждый заземляемый элемент следует присоединять отдельным круглым или плоским проводником сечением не менее 100 мм². Заземляющие ножи разъединителей, предназначенные для заземления выключателей с двух сторон, присоединяются к одной точке КЗП. Оборудование, расположенное в закрытой части подстанции, заземляется на два отдельных контура; оборудование переменного тока -- на внутренний контур переменного тока, расположенный по периметру здания на высоте 1,2 м и соединенный с КЗП; оборудование постоянного тока -- на КЗОПТ, расположенный на высоте 3 м и соединенный КЗП выводами 8. У КЗОПТ присоединяют все элементы оборудования постоянного тока, которые при нарушении изоляции могут оказаться под потенциалом + 3,3 кВ. К ним относятся арматура оснований быстродействующих выключателей постоянного тока, конструкции сглаживающих устройств (включая корпуса конденсаторов фильтров), конструкции щитов и панелей управления с высоковольтными приборами и проводами цепей 3,3 кВ, оболочка силовых кабелей 3,3 кВ (кроме анодных и рельсового фидера), шкафы и фланцы изоляторов выпрямителей конструкции РУ 3,3 кВ, включая арматуру разъединителей и фланцы изоляторов сборных шин, проходные плиты изоляторов фидеров контактной сети, изоляторов реакторов и т. п. На рисунке 8.1 условно показано лишь присоединение к КЗОПТ шкафа выпрямителя 6 проводником 7.

Аналогичным образом через отдельный КЗОПТ и реле заземления присоединяют к КЗП шкафы и фланцы изоляторов выпрямителей, установленные на открытой части подстанции.

Заключение

В курсовом проекте сделан расчет транзитной тяговой подстанции постоянного тока 110/35/10 кВ.

В результате расчета был выбран трансформатор ТДТН - 40000/110, принят вид выключателей ВМТ-110Б, ВМК-35Э, ВМПЭ-10, ВАБ-43-400/30-Л что обеспечивает применение данной схемы без крупных затрат и ее пожаробезопастность. Также был выбраны разъединители, обеспечивающие надежность эксплуатации. Для СН и СЦБ приняты трансформаторы ТСЗГЛ-630/10 и трансформатор ТСЗГЛ-100/10. Выбраны разъединители типа РДЗ-110/630 и РДЗ-35/1000 УХЛ1, РВК-10/3000, РС-3150/3,3.

Результаты данного расчета могут быть использованы для создания транзитной тяговой подстанции постоянного тока.