Проектирование тяговой подстанции постоянного тока

метки: Тяговый, Подстанция, Постоянный, Схема, Мощность, Нагрузка, Рисунок, Равный

Электрические железные дороги получают электрическую энергию от энергосистем, объединяющих в себе несколько электростанций. Электрическая энергия от генераторов электростанций передается через электрические подстанции, линии электропередачи различного напряжения и тяговые подстанции. На последних электрическая энергия преобразуется к виду (по роду тока и напряжения) используемому в локомотивах, и по тяговой сети передается к ним.

Вся совокупность устройств, начиная от генератора электростанции и кончая Тяговой сетью, составляет систему электроснабжения электрифицированных железных дорог. От этой системы питаются электрической энергией, помимо собственно электрической тяги, также все нетяговые железнодорожные потребители и потребители прилегающих районов.

Поэтому электрификация потребители железных дорог решает не только транспортную проблему, но и способствует решению важнейшей хозяйственной проблемы-электрификации.

Тяговые и трансформаторные подстанции являются одним из силовых элементов систем электроснабжения электрифицированных железных дорог. Они осуществляют преобразование не только уровня напряжения, но и рода тока (тяговые подстанции постоянного тока).

Проектирование тяговых подстанция- это сложная и ответственная задача, которая должна решаться в соответствии с действующими нормами и требованиями, а так же с применением современного электротехнического оборудования.

Основной целью данного курсового проекта является выработка умений при расчете тяговых подстанций, знакомство с конструкциями и видами силового оборудования.

В курсовом проекте ставятся задачи: составить схему внешнего электроснабжения, структурную схему тяговой подстанции. Рассчитать трансформаторные мощности тяговой подстанции; выбрать силовые трансформаторы.

Рассчитать токи короткого замыкания на шинах РУ, разработать схему главных электрических соединений, выбрать силовое оборудование тяговой подстанции.

Произвести технику безопасности при выводе в ремонт силового оборудования, составить технологическую карту по выводу в ремонт ТСН ЗРУ 10кВ.

Рассмотреть быстродействующие выключатели ВАБ-49.

1. Составление схемы внешнего электроснабжения

Составим план схемы внешнего электроснабжения. Для этого проведем в масштабе линию, равную длине электрифицируемого участка ( L=200 км).

От левого конца участка откладываем линию l1=10 к м и из этой точки поднимаем перпендикуляр, равный расстоянию от участка до источника питания A

Электроснабжение электрифицируемого участка железной дороги

... 1. Схема внешнего электроснабжения электрифицированной железной дороги должна обеспечивать питание тяговых подстанций на условиях, предусмотренных для потребителей с электроприёмниками первой категории, т. е. выход из работы одной из подстанций (секции шин) ...

( lA=40 км).

После этого откладываем расстояние между источниками питания lAB=60 км и из этой точки также поднимаем перпендикуляр равный расстоянию от участка до источника питания B (lB=70 км).

Затем откладываем расстояние между источниками питания lBC=100 км и из этой точки поднимаем перпендикуляр равный расстоянию от участка до источника питания C (lC=30 км).

После этого откладываем l2=30 к

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

, (1.1)

где INT( ) — функция, определяющая целую часть выражения в скобках;

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 длиной 185 км составит

Составим схему внешнего электроснабжения при двухцепной ЛЭП на раздельных опорах. В этом случае при UЛЭП=110 кВ между двумя опорными ТП допускается располагать не более пяти промежуточных ТП, причем две из них должны быть транзитными.

Допустим, что опорными ТП являются ТП2, ТП8 иТП14.

Рассмотрим данный вариант расположения ТП:

Все расстояния между подстанциями равны 15 км, кроме расстояния между ТП14 и ТП15, которое равно 5км.

Теоремой Пифагора по рис.1.1 определим расстояния от источника А до ТП2, от источника В до ТП8 и от источника С до ТП14:

км;

км;

км.

Суммарная длина от источников до ТП равна:

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovoy/tyagovaya-podstantsiya-postoyannogo-toka/

км

Рисунок 1.1 — Схема внешнего электроснабжения

2. Составление структурной схемы тяговой подстанции

Для дальнейшего расчета выберем тупиковую подстанцию ТП №15(рисунок 1.1).

Составим её структурную схему (рисунок 2.1), учитывая, что по заданию она имеет следующие РУ: 110; 10 (2 фидера НТП) 3,3; 0,4 кВ.

Рисунок 2.1 — Структурная схема расчетной тупиковой ТП15

3. Расчет трансформаторной мощности тяговой подстанции

Расчет трансформаторной мощности, выбор трансформаторов и преобразовательных агрегатов

Расчеты этого пункта произведем согласно методике изложенной в /9/. Расчетная трансформаторная мощность тяговой подстанции для совместного питания тяговой нагрузки и нетяговых потребителей S определяется по формуле:

S = (ST10+S35)KP1 , (1.2)

где	SТ10	—	необходимая расчетная трансформаторная мощность для питания тяговой и нетяговой нагрузки напряжением 10 кВ, кВА;
	SТ35	—	необходимая расчетная трансформаторная мощность для питания нетяговой нагрузки напряжением 35 кВ, кВА;
	KР1	—	коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов нагрузок на шинах 10 кВ В нашем случае равен 0,95 /9/.

ST10 = (ST + nтсн STСН +S10)KP3, (1.3)

где	SТ	—	трансформаторная мощность, необходимая для питания тяговой нагрузки;
	SТСН	—	мощность одного трансформатора собственных нужд;
	NТСН	—	количество основных и дополнительных трансформаторов собственных нужд, находящихся в работе;
	S10	—	расчетная трансформаторная мощность, необходимая для питания нетяговой нагрузки напряжением 10 кВ;
	KРЗ	—	коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов тяговой и нетяговой нагрузок, равен 0,95 /9/.

Расчетная трансформаторная мощность, необходимая для питания нетяговой нагрузки напряжением вычисляется по формуле

(1.4)

Где — коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузки отдельных фидеров, принимается равным 0,95;

• число фидеров;
• расчетная трансформаторная мощность, необходимая для питания нетяговой нагрузки по каждому из фидеров;

Рассчитаем величину трансформаторной мощности для питания тяговой нагрузки:

(1.5)

Где

• значение мощности для питания тяги, из исходных данных равно 9300 кВт.

Так как принимается 6-пульсовый преобразователь к использованию на тяговой подстанции то значение соsт принимаем равным 0,94 /9/;

Определим трансформаторную мощность для питания нетяговой нагрузки по одному из фидеров 10, 35 кВ по формуле:

SФ = 0,5кн (1+)SМ , (1.6)

Где

SМ — максимальная расчетная нагрузка фидера, кВА;

• коэффициент заполнения суточного графика нагрузки фидера;

КН — коэффициент, учитывающий внутремесячную неравномерность электропотребления нетяговой нагрузки (отношение среднемесячной нагрузки наиболее загруженного месяца к средне нагрузке наиболее загруженных суток), принимается равным 0,9.

Нагрузка фидера складывается из нагрузки промышленных предприятий, сельскохозяйственной и коммунально-бытовой нагрузки. С учётом разновременности максимума нагрузки определяется по формуле:

кВА (1.7)

кВА (1.8)

Где — постоянные потери в стали трансформатора, принимаем равными 2%;

• переменные потери потери в сетях с учетом потерь в обмотках трансформаторов, принимаем равными 8%;
• максимальная мощность, потребляемая промышленной нагрузкой, кВА;
• максимальная мощность, потребляемая сельскохозяйственной и коммунально-бытовой нагрузкой, кВА.

Расчет ведем по двум формулам (1.7) и (1.8), в качестве результата принимаем наибольшее значение.

Определим максимальную мощность, потребляемую отдельными нетяговыми потребителями по каждому из фидеров по формуле;

• , (1.9)

где — коэффициент спроса промышленной нагрузки, равный 0,5..0,55 в данном проекте принимаем его равенство 0,5. А для сельскохозяйственной и коммунально-бытовой нагрузки 0,58..0,62 принимаем равным 0,6;

• значение установленной мощности для каждого вида нетяговой нагрузки;
• коэффициент мощности промышленной или сельскохозяйственной и коммунально-бытовой нагрузки, принимаем равным 0,9.

Коэффициент заполнения суточного графика нетяговой нагрузки фидера найдем из выражения:

(1.10)

где — коэффициент заполнения суточного графика промышленной нагрузки, принимаем равным 0,6 при двухсменной работе, 0,8 при трехсменной и 1 при круглосуточной;

• то же, но для сельскохозяйственной и коммунально-бытовой нагрузки, принимаем равным 0,6;
• 0,8;
• 1 соответственно;

• Выполним расчеты мощности на фидерах нетяговых потребителей по формуле 1.9 для РУ-10 кВ:

Для промышленных нагрузок:

• кВА;
• кВА;

Для сельскохозяйственных и коммунально-бытовых нагрузок:

• кВА;
• кВА;
• Определим максимум нетяговой нагрузки по формуле 1.7 для РУ-10 кВ:
• кВА;
• кВА;
• То же, но по формуле 1.8 для РУ-10 кВ:
• кВА;
• кВА;

В качестве значения максимума нетяговой нагрузки по каждому из фидеров выбираем наибольшее значение, тогда:

Для РУ-10 кВ:

• кВА;
• кВА;
• Определим по формуле 1.10 коэффициент заполнения суточного графика движения нетяговой нагрузки:

;

;

• По формуле 1.6 определим трансформаторную мощность, необходимую для питания нетяговой нагрузки:
• кВА;
• кВА;
• Величина заданной трансформаторной мощности для питания тяговой нагрузки высчитывается по формуле 1.5:

кВА.

Тогда расчетная трансформаторная мощность по формуле 1.4:

• кВА;
• Величина трансформаторной мощности по формуле 1.3:

кВА.

Определим расчетную трансформаторную мощность тяговой подстанции для совместного питания тяговой нагрузки и нетяговых потребителей по формуле 1.2:

кВА.

4. Выбор силовых трансформаторов

4.1 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,

(4.1)

где SТГ — номинальная мощность повышающего трансформатора,

установленного после генератора;

• SНГ — номинальная мощность одного генератора.

Определим полную (кажущуюся) номинальную мощность генератора В для линии с напряжением =110 кВ, если =63 МВт, = 0,87.

=МВА. (4.2)

Выбираем трансформатор ТДЦ-80000/110 ( ) в количестве 6 штук.

Сведем технические характеристики трансформатора в таблицу 4.1, Таблица 4.1 — Технические характеристики ТДЦ-80000/110

Тип трансформатора	Мощность трансформатоа Sном,МВА	Напряжение обмоток, кВ	Потери кВт	Напряжение КЗ UkВН-НН,%	Ток х.х. IХХ, %
		UВН	UСН	UНН	РХ	РК
ТДЦ-80000/110	80	121	—	10,5	85	310	11,0	0,6

Определим полную (кажущуюся) номинальную мощность генератора С для линии с напряжением =110 кВ, если =60 МВт, = 0,86.

=МВА.

Выбираем трансформатор ТДЦ-80000/110 () в количестве 4 штук. Параметры трансформатора приведены в таблице 4.1.

4.2 Головные понижающие трансформаторы подстанций

На ТП (кроме подстанций слабозагруженных линий) устанавливают два головных понижающих трансформатора, которые на подстанциях переменного тока одновременно являются и тяговыми. При этом должна быть обеспечена возможность как параллельной, так и раздельной работы трансформаторов. В последнем случае работающий трансформатор должен обеспечивать питание тяговой нагрузки при заданных размерах движения поездов, а так же питание нетяговых потребителей I-й и II-й категории.

Поэтому мощность каждого трансформатора выбирается из условия

(4.3)

где S — расчетная трансформаторная мощность ТП.

В соответствии с условием 4.3 выбираем из /11/ в качестве понизительных трансформаторов — два трансформатора типа ТДН — 16000/110, приведем их технические характеристики в таблице 4.2.

Таблица 4.2 — Технические характеристики трансформатора

ТДН — 16000/110

Тип трансформатора	Мощность трансформатора Sном, МВА	Напряжение обмоток, кВ	Потери, кВт	Напряжение КЗ Uk,%	Ток х.х.	Схема соединения
		Uвн	Uнн	Pxx	Pкз		Iхх, %
ТДН-16000/110	16,0	115	11	18	85	10,5	0,7	YН/-11

4.3 Трансформаторы для питания собственных нужд

На тяговых подстанциях цепи собственных нужд (СН) переменного тока напряжением 380/110 В получают питание от трансформатора собственных нужд (ТСН).

На подстанциях постоянного тока ТСН подключают к шинам 10 кВ.

На тупиковых подстанциях устанавливают два ТСН. На вновь проектируемых подстанциях следует применять ТСН мощностью 400 кВА. Из /12/ выбираем в качестве ТСН — ТС3-400/10 У3.

Сведем технические характеристики трансформатора в таблицу 4.3, Таблица 4.3 — Технические характеристики ТСН — ТС3-400/10 У3

Тип трансформатора	Мощность трансформатоа Sном,МВА	Напряжение обмоток, кВ	Потери кВт	Напряжение КЗ UkВН-НН,%	Ток х.х. IХХ, %
		UВН	UСН	UНН	РХ	РК
ТС3-400/10 У3	0.4	10	—	0.4	0,97	4,4	6	0,6

4.4 Преобразовательные трансформаторы

На тяговых подстанциях постоянного тока широкое применение получили 6-пульсовые полупроводниковые выпрямительные и выпрямительно-инверторные преобразователи.

В данном проекте установим на тяговой подстанции 6 — пульсовые преобразовательные агрегаты типа В-ТПЕД-3,15к-3,3 и И-ПТП-1,6к-3,8к

Расчётное количество выпрямительных преобразователей определим из формулы:

(4.3)

где — значение выпрямленного тока подстанции, А;

• номинальный выпрямленный ток принятого типа выпрямителя, в нашем случае принимается равным 3150 А.

По заданной в исходных данных величине мощности PТ, необходимой для питания тяги, определим IdТП по формуле:

(4.4)

где — номинальное напряжение на шинах подстанций, в расчете принимается 3,3 кВ.

Тогда для В-ТПЕД-3,15к-3,3:

А;

То же для И-ПТП-1,6к-3,8к

А;

• В дополнение к основным преобразователю примем ещё по одному резервному, поэтому полное количество преобразовательных агрегатов будет равно двум.

Тип преобразовательного трансформатора выбирается с учётом принятой схемы выпрямления.

Технические данные выбранного выше оборудования, представлены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 — Электрические характеристики выпрямителя и инвертора

Тип преобразователя	UdН,В	IdН,А	Схема выпрямления	Тип вентилей	Кол-во вентилей,
В-МППД-3,15-3,3	3300	3150	6-пульсовая мостовая	ДЛ252-2000-20	6 х 2 х 4 = 48
И-ПТП-1,6-3,8	3800	1600	6-пульсовая мостовая	Т273-1250- 46	6 х 1 х 3 = 18

Таблица 4.5 — Электрические характеристики преобразовательного трансформатора

Тип

СО

BO

Преобразователь

Напряжение UКЗ %

Потери, КВт

U1, KB

I1, A

S1, kBA

U2,

I2,

Ud,

Id,

Iхх, %

Pхх

Pкз

Схема соединения обм.

ТДРУ -20000/И

10,5

651/508

11800/9246

3,02/3,77

920/580

3,3/3,7

3200/2000

7,5/5,9

2,7/3,5

29

101/53

/ Y„@ Y„@ -1-7 Y / Y „@Y „@-0-6

4.5 Оформление результатов выбора

Рисунок 4.1- Упрощенная схема внешнего электроснабжения и ТП с указанием типов трансформаторов

5. Расчет токов короткого замыкания на шинах РУ

5.1 Расчет сопротивлений от источника питания до точки КЗ, Составления расчетной схемы

На расчетной схеме должны быть указаны все источники питания, ЛЭП трансформаторы и прочие элементы, которые имеют достаточно большое сопротивление по отношению к токам КЗ. На расчетной схеме указываются все ступени напряжений; точки КЗ на сборных шинах РУ подстанции; параметры элементов расчетной схемы, которые необходимы для определения сопротивлений этих элементов.

Рисунок 5.1 — Расчетная схема для ТП15

5.3 Составление и расчет схемы замещения

Составим схему замещения, на которой каждый элемент расчетной схемы заменяется индуктивным сопротивлением. Для расчета сопротивлений схемы замещения существует два основных метода: относительных единиц и именованных единиц.

Рисунок 5.2 — Схема замещения для ТП3

Определяем сопротивления источников питания, расчет выполняется по схеме рис.5.2 в относительных единицах при SБ=1000 МВА.

Для энергосистемы (источник В):

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovoy/tyagovaya-podstantsiya-postoyannogo-toka/

(5.1)

Для электростанций:

(5.2)

(5.3)

(5.4)

Трансформаторы:

Силовой двухобмоточный трансформатор:

Трансформатор собственных нужд:

Выполним преобразование схемы до точки К1. Последовательность действий приведена на рисунке 5.3

Рисунок 5.3 — Преобразование схемы замещения до точки К1

На рисунке 5.3 обозначено:

Преобразуем схему до точки К2. Последовательность действий приведена на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 — Преобразование схемы замещения до точки К2

На рисунке 5.4 обозначено:

Преобразуем схему до точки К4. При преобразовании схемы до точки К4 необходимо учесть активную составляющую сопротивления трансформатора собственных нужд. Последовательность изменения схемы до точки К4 приведена на рисунке 5.5.

Рисунок 5.5- Преобразование схемы замещения до точки К5

5.4 Расчет токов трехфазного симметричного КЗ

Найдем ток КЗ в точке К1.

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

кА

В начале определим ток КЗ от энергосистемы (источник питания В).

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 и С), необходимо оценить удаленность точек КЗ от этих источников.

кА

кА

Суммарная мощность всех генераторов источников В и С равна:

МВА

МВА

Определим номинальные токи генераторов источников В и С, приведенные к напряжению шин Uср1=115 кВ:

кА

кА

Для оценки удаленности точки К1 от источников найдем соотношение:

Так как отношение больше единицы, то точка К1 является не удаленной, поэтому расчет токов КЗ проводится методом типовых кривых.

Суммарный ток КЗ в точке К1:

кА

Ударный ток и мощность К1:

кА

МВА

Токи КЗ в точках К2 и К4 рассчитываются аналогичным образом. Сведём результаты расчётов в таблицу 5.1.

Для точки К3 расчет производится следующим образом:

Установившийся максимальный рабочий ток К3 на шинах тяговой подстанции постоянного тока 3,3 кВ находится по формуле:

(5.5)

где Idн номинальный ток одного выпрямительного агрегата подстанции, кА;

Uk% напряжение К3 преобразовательного трансформатора;

УSПА мощность трансформаторов всех преобразовательных агрегатов тяговой подстанции, находящихся в работе, МВА;

SК мощность К3 на шинах, от которых питаются преобразовательные трансформаторы, МВА;

N количество преобразовательных агрегатов тяговой подстанции, которые могут одновременно находится в работе.

Расчеты сведем в таблицу 5.1.

5.5 Оформление результатов расчета

Результаты расчетов токов КЗ сводим в таблицу 5.1

Таблица 5.1 — Результаты расчетов токов КЗ на ТП

№	Точка КЗ (Uср)	X*БА о.е. (Ом)	X*БВ о.е. (Ом)	X*БС о.е. (Ом)	IПОА IПtА, кА	IПОВ IПtВ, кА	IПОС IПtС, кА	IПО IПt, кА	iУ, кА	SКЗ, МВА
1	К1 (115 кВ)	6,704	3,882	1,633	0,809 0,809	1,293 1,293	3,319 2,894	5,421 4,996	13,825	1079,873
2	К2 (10,5кВ)	29,19	16,86	7,095	2,039 2,039	3,261	8,37 8,37	13,671 13,671	34,86	248,619
3	К3 (3,3 кВ)	—	—	—	—	—	—	72,763	—	240,118
4	К4 (0,4кВ)	79,194	—	18,226	46,476	12,627

6. Разработка схемы главных электрических соединений

Схема главных электрических соединений (СГЭС) подстанции определяется местом ТП в схеме внешнего электроснабжения (опорная, транзитная, отпаечная, тупиковая), типом ТП (постоянного тока, переменного тока, стыковая), назначением каждого РУ (питание тяговой нагрузки, нетяговых потребителей, собственных нужд), количеством понижающих и преобразовательных трансформаторов.

На рисунке А1 в приложение А приведена СГЭС РУ 110кВ тупиковой ТП. Оба вывода РУ подключены к двухбмоточному трансформатору.

Так же на рисунке А1 приведена СГЭС РУ 10 кВ переменного тока с питающим напряжением 110 кВ. Распределительное устройство 10 кВ выполняется с одинарной системой шин, секционированной выключателем. Каждая секция имеет ввод, трансформатор напряжения с ОПН, фидеры нетяговых потребителей, фидер продольного электроснабжения и присоединение, питающее тяговый трансформатор.

На рисунке А1 изображена СГЭС РУ-3,3 кВ постоянного тока. Она состоит из трех секций шин, имеет обходную шину. Каждая рабочая секция содержит фидеры контактной сети. Также от РУ идет фидер обратного тока.

Все РУ соединяются между собой силовыми трансформаторами или преобразовательными агрегатами.

7. Выбор силового оборудования тяговой подстанции

7.1 Расчет максимальных рабочих токов в распределительном устройстве переменного тока

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

IР МАХ = , (7.1)

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

UН -номинальное напряжение РУ (UН =110;10; 0,4 кВ).

Значение мощности SMAX и значение тока IPMAX можно определить в соответствие с таблицей 7.1.

Таблица 7.1 — Максимальные мощности и токи в элементах РУ

Элемент РУ	Выражение для нахождения SМАХ ; IР МАХ	Значение мощности SМАХ, кВА	Ток, IР МАХ А
РУ 110 кВ питающего напряжения транзитной подстанции
Ввод	SТП	16000	83,978
Участок присоединения понизительного трансформатора	SТП	16000	83,978
РУ — 10кВ
Ввод и сборные шины	S?10	14631,814	886,184
Фидера нетяговых потребителей:
№1	S10(1)	1732	99,997
№2	S10(2)	1185,8	68,460
Участок присоединения ТСН	SТСН	400	23,094
Участок присоединения тягового трансформатора	S1Н	11830	683,005
РУ-3,3
Участок присоединения преобразователя	I2Н		920
Ввод и сборные шины	IdН		3150
Фидер КС	2 IdН/3		2200
Фидер обратного тока	IdН		3150

SТП — мощность тяговой подстанции, которая определяется наибольшим

числовым значением из величин:

, (7.2)

где SГТ — номинальная мощность одного головного понижающего

трансформатора проектируемой тяговой подстанции;

S — расчетная трансформаторная мощность проектируемой тяговой

подстанции;

S?10 — расчетная трансформаторная мощность, необходимая

для питания тяговых и нетяговых потребителей

соответственно РУ 35;10 кВ;

SФi — расчетная мощность i-го фидера нетяговых потребителей;

SДТ — номинальная мощность дополнительного районного

трансформатора;

SТЯГИ — расчетная мощность, необходимая для питания тяговой нагрузки;

SТСН — номинальная мощность одного трансформатора собственных нужд.

После выполнения расчетов максимальных рабочих токов, нарисуем упрощенную схему тяговой подстанции, указав на ней выводы, фидеры и сборные шины всех РУ. На схеме , приведенной на рисунке 7.1, через дробь указаны значения мощностей SMAX и максимальных рабочих токов IpMAX , протекающих по всем элементам подстанции (в числителе приведены SMAX , а в знаменателе — IpMAX ).

Схема транзитной тяговой подстанции постоянного тока с указанными мощностями и токами приведена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 — Упрощенная схема тупиковой тяговой подстанции постоянного тока (в числителе приведены SMAX , а в знаменателе — IPMAX )

7.2 Выбор токоведущих частей (проводников) Выбор гибких проводников

Выбор проводников в ОРУ переменного тока

Выбор гибких проводников

На тяговых подстанциях электрифицированных железных дорог распредустройства 110 кВ, 35 кВ, 27,5 кВ выполняют открытыми (ОРУ).

В качестве токоведущих частей в них используют гибкие сталеалюминевые провода круглого сечения (марки АС).

Сечение проводов для ОРУ выбирается по условию

(7.3)

где IДОП — максимально допустимый ток проводника выбранного сечения;

IpMAX — максимальный рабочий ток данного элемента РУ.

Так как провода ОРУ находятся на открытом воздухе и крепятся к опорным конструкциям при помощи гирлянд подвесных изоляторов, то проверки на электродинамическую и термическую стойкости для них не производятся. Исключение составляют провода воздушных линий (ВЛ), ударный ток КЗ которых превышает 50 кА.

По условию механической прочности сечение проводов ОРУ выбирается в зависимости от района по гололеду. Т.к. в нашем случае район по гололеду не задан, то сечение проводов ОРУ принимаем не менее 50 мм2.

Кроме этого, по условию коронирования сечение проводов при напряжении 110 кВ должно быть не менее 240 мм2.

Выбранные сечения проводов вводов питающего напряжения подстанции и

фидеров НТП проверяем по экономической плотности тока. Сечения проводов данных присоединений выбираем из соотношения:

, (7.4)

где jЭК — нормированное значение экономической плотности тока.

Выберем гибкие сталеалюминиевые провода для ОРУ 110 кВ.

Ввод, по которому производится питание от энергосистемы IpMAX =211,62 А.

По условию (7.3) выбираем провод АС-70 с IДОП =265 А. По условию механической прочности выбираем провод АС-50, а по условию коронирования — АС-70. По экономической плотности тока сечение должно быть равно

S= =64,599 мм2.

Ближайший из стандартных сечений является сечение 70 мм2. Поэтому окончательно для ввода ОРУ 110 кВ принимаем провод АС-70 с Iдоп = 265 А.

Результаты выбора гибких проводников ОРУ 110 кВ сводим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 — Результаты выбора гибких проводников

Элемент РУ	По Iр max	По механ. прочности	По корониро-ванию	По экономической плотности тока	Окончательное сечение
РУ — 110 кВ
Ввод	АС-10	АС-50	АС-70	АС-70	АС-70
Участок присоединения понизительного трансформатора	АС-10	АС-50	АС-70	АС-70	АС-70

Выбор проводников в ЗРУ переменного тока

Выбор жестких проводников

На тяговых подстанциях электрифицированных железных дорог РУ 10 кВ выполняются закрытыми (ЗРУ).

В качестве токоведущих частей в них используются однополосные или двухполосные жесткие алюминиевые проводники прямоугольного сечения (шины) марки АДО.

Алюминиевые проводники прямоугольного сечения для ЗРУ выбираются по условию (7.3).

При выборе сечения алюминиевых проводников прямоугольного сечения необходимо учитывать их расположение в РУ. Проводники могут быть расположены «на ребро» или «плашмя». Если проводники расположены «плашмя», то их допустимый ток уменьшается: при при .

Жесткие токоведущие части проверяются на электродинамическую и электротермическую стойкости.

7.3 Проверка жестких проводников на электродинамическую стойкость

Проведем методику проверки на электродинамическую стойкость трехфазных однополосных жестких проводников.

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

Н, (7.5)

где iу — ударный ток КЗ в данном РУ, кА;

l=1 м — расстояние между осями изоляторов;

а=0,25 м — расстояние между осями проводников разных фаз.

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

,мм3 (7.6)

а при расположении проводников «плашмя»:

,мм3 (7.7)

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

После этого определяем наибольшее расчетное механическое напряжение в материале РАСЧ по следующей формуле:

,МПа. (7.8)

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

, (7.9)

где [] — допустимое механическое напряжение материала проводника, для

алюминия — []=65 МПа, для меди — []=130 МПа, для стали —

[]=160 МПа.

Выберем жесткие алюминиевые проводники для ввода и сборных шин ЗРУ 10 кВ на IpMAX =886,184 A при ударном токе КЗ iУ=34,86 кА.

Для ввода и сборных шин ЗРУ 10 кВ, по условию (7.3) выбираем однополосный алюминиевый проводник АДО-806 ( h=80 мм, b=6 мм).

При расположении «на ребро» IДОП =1150 А.

Примем, что l=1 м, а a=0,25 м. Тогда наибольший изгибающий момент М , действующий на проводник будет равен

Нм.

Для однополосного проводника АДО-806, расположенного «на ребро», момент сопротивления равен

мм3,

а наибольшее расчетное напряжение в материале проводника составит

МПа.

Для алюминиевых токоведущих частей []=65 МПа. Поэтому проводники выбранного сечения на электродинамическую устойчивость не проходят. Выбираем проводники АДО-80х10, которые проходят проверку на электродинамическую устойчивость.

МПа.

Аналогично произведем выбор жестких алюминиевых проводников для фидеров НТП ЗРУ 10 кВ.

7.4 Проверка жестких проводников на термическую стойкость

Проверим выбранный проводник на термическую устойчивость:

Рассчитываем сечение q В выбранных проводников

,мм2 (7.10)

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

, мм2

Определяем полный тепловой импульс ВК тока КЗ:

,А2с (7.11)

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 равным

0,1 с;

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

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

, А2с.

Находим сечение проводников, которые могут выдержать термическое действие токов КЗ:

,мм2 (7.12)

где С — коэффициент, равный для алюминиевых проводников 90 Ас1/2/мм2.

, мм2

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

• (7.13)

Так как то проводники АДО-80х10 в данном случае будут термически устойчивы.

Остальные проводники ЗРУ 10 кВ выбираются аналогично. Результаты выбора жестких алюминиевых проводников ЗРУ 10 кВ сведем в таблицу 7.3.

Выбор проводников в ЗРУ постоянного тока

На тяговых подстанциях электрических железных дорог РУ-3,3 кВ выполняют закрытыми. В качестве токоведущих частей в них используют жесткие алюминиевые проводники прямоугольного сечения (шины) марки АДО.

Сечение алюминиевых проводников прямоугольного сечения для ЗРУ постоянного тока выбирается по условию (7.1).

Результаты выбора жестких алюминиевых проводников ЗРУ 3,3 кВ сведем в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 — Результаты выбора жестких проводников в элементах ЗРУ

Элемент РУ	По Iр мах	По электродинамической устойчивости	По электротермической устойчивости	Окончательное сечение
РУ-10кВ
Ввод и сборные шины	805	8010ребро	8010	8010
1й фидер НТП	153	8010ребро	8010	8010
2й фидер НТП	153	8010ребро	8010	8010
Участок присоединения ТСН	153	8010ребро	8010	8010
Участок присоединения тягового трансформатора	506	8010ребро	8010	8010
РУ-3,3кВ
Участок присоединения преобразователя	2*40×5	—	—	2*40×5
Ввод и сборные шины	2*120х8	—	—	2*120х8
Фидер КС	5*A-150	—	—	5*A-150
Фидер обратного тока	7*A-185	—	—	7*A-185

По данным таблицы 7.3 начертим упрощенную схему тяговой подстанции с указанием марок выбранных проводников (рисунок 7.2).

Рисунок 7.2 — Упрощенная схема тяговой подстанции с марками токоведущих частей

7.5 Выбор изоляторов

Выбор изоляторов в ОРУ переменного тока

Сталеалюминевые провода открытых РУ 110 кВ подвешиваются на одинарных гирляндах, составленных из подвесных изоляторов типа ПФ-6А (ПС-6А).

Выберем для РУ 110 кВ гирлянду из 8 подвесных изоляторов ПФ-6А.

Выбор изоляторов в ЗРУ переменного тока, Опорные изоляторы

Токоведущие части ЗРУ (жесткие алюминиевые проводники прямоугольного сечения) крепятся на опорных изоляторах типа ИО.

Выбираем опорные изоляторы по следующему условию:

, (7.14)

где UУСТ — номинальное напряжение установки или РУ;

UН — номинальное напряжение изолятора.

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

, (7.15)

где FРАСЧ — сила, действующая на изолятор при протекании по проводникам ударного тока КЗ; определяем по следующей формуле:

,Н, (7.16)

где iу — ударный ток КЗ в данном РУ, кА;

l=1 м — расстояние между осями изоляторов;

а=0,25 м — расстояние между осями проводников разных фаз;

kН — поправочный коэффициент для проводников расположенных

«плашмя». kН=1 ;

FРАЗР — наименьшая разрушающая изолятора нагрузка при изгибе.

Для ЗРУ 10 кВ по условию (7.14) выбираем изолятор ИО-10-3,75УЗ (UН=10 кВ, FРАЗР=3,75 кН).

Сила, действующая на изолятор при протекании по проводникам ударного тока КЗ равна:

кН

Условие (7.15) 1,192?0,6*3,75=2,25 кН соблюдается. Поэтому для ЗРУ 10 кВ окончательно выбираем опорный изолятор ИО-10-3,75УЗ.

Проходные изоляторы

Для проведения токоведущих частей сквозь стены и перекрытия зданий служат проходные изоляторы типа ИП.

Выбор проходных изоляторов производится по условиям:

UУСТ UН , (7.17)

IР МАХ IН

где UУСТ — номинальное напряжение установки или РУ;

• UН — номинальное напряжение изолятора;
• IРМАХ — максимальный рабочий ток в данном элементе РУ;
• IН — номинальный ток проходного изолятора.

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

FРАСЧ 1,2·FРАЗР

Выберем проходные изоляторы для ЗРУ 10 кВ.

Для участка присоединения тяговых трансформаторов по условию (7.17, 7.18) выберем изолятор ИП-10/1000-750УХЛ1 (UН=10 кВ, IН=1000 А, FРАЗР=7,5 кН).

кН

Условие (7.19) 1,192?1,2*7,5=9 кН соблюдается. Поэтому для ЗРУ 10 кВ окончательно выбираем проходной изолятор ИП-10/1000-750УХЛ1.

Выбор изоляторов в ЗРУ постоянного тока

В качестве опорных в РУ-3,3 кВ применяются изоляторы типа ИО. Они выбираются по условию (7.14).

Выберем ИО-6-3,75

В качестве проходных в РУ-3,3 кВ применяются изоляторы типа ИП. Они выбираются по условиям (7.17 и 7.18).

Выберем ИП-10/5000-4250 УХЛ1.

Рисунок 7.3 — Упрощенная схема тяговой подстанции с указанием типов изоляторов

7.6 Выбор коммутационной аппаратуры

Выбор выключателей

Выключатели переменного тока

В РУ переменного тока тяговых 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.

Высоковольтные выключатели выбираются при соблюдении условий:

по номинальному напряжению —

, (7.20)

по номинальному току —

, (7.21)

где UУСТ — номинальное напряжение установки или РУ;

UH — номинальное напряжение аппарата;

IpMAX — максимальный рабочий ток в данном элементе РУ;

IH — номинальный ток аппарата.

Высоковольтные выключатели проверяются на отключающую способность, а также на термическую и электродинамическую стойкость.

При проверке выключателя на отключающую способность по номинальному току отключения должно соблюдаться условие на возможность отключения периодического тока:

, (7.22)

где IП — периодический ток КЗ в момент отключения выключателя , этот

момент, в свою очередь равен

, (7.23)

где tЗАЩ min — минимальное время срабатывания релейной защиты,

принимаем равным 0,01 с;

tCB — собственное время срабатывания выключателя;

IН откл — номинальный ток отключения выключателя.

Проверка на возможность отключение апериодического тока КЗ —

, (7.24)

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

, (7.25)

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

, (7.26)

где Н, — нормированное значение апериодического тока КЗ

выключателя для момента .

Если условие (7.24) не выполняется, то производится проверка на возможность отключения полного тока КЗ:

, (7.27)

При проверке выключателя на электродинамическую стойкость должно соблюдаться условие

, (7.28)

где iУ — ударный ток КЗ в данном РУ;

iMAX — наибольшее допускаемое значение амплитуды прямого тока аппарата.

При проверке выключателя на термическую стойкость должно соблюдаться условие

, (7.29)

где ВК — полный тепловой импульс, находим по выражению (7.11);

IT, tT — соответственно ток термической стойкости аппарата и допустимое

время его протекания.

IПО=5,421

По условиям (7.20) и (7.21) выбираем элегазовый выключатель

ВГБУ-110-40/2000У1:

UH=110 кВ, IH=2000 A, tCB=0,03 c, IН ОТКЛ=40 кА, Н=45 , iMAX=102 кА, IT=40 кА, tT=3 c, привод гидро.

По формуле (7.23) находим момент отключения выключателя:

с

По выражениям (7.25) и (7.26) определяем:

кА

кА

условие (7.24) выполняется.

Проверяем на возможность отключения полного тока КЗ по выражению (7.27):

условие выполняется.

По формуле (7.11) определяем:

, кА2с

Допустимое значение теплового импульса для выбранного выключателя равно:

кА2с

Анализируя вышеприведенные расчеты можно сделать вывод, что расчетные величины во всех случаях меньше паспортных значений выключателя. Следовательно, выключатель ВГБУ-110-40/2000У1 подходит для установки в РУ-110 кВ тяговой подстанции постоянного тока.

Аналогичным образом выбираем выключатели для остальных элементов всех РУ тяговой подстанции и заносим в таблицу 7.6.

Выключатели постоянного тока

Основными аппаратами, осуществляющими коммутацию в РУ постоянного тока, являются быстродействующие выключатели (БВ).

Они сочетают в себе две функции: выключателей, разрывающих цепь постоянного тока, и мгновенных максимальных токовых защит. БВ выбираются по условиям (7.20) и (7.21).

В РУ-3,3 кВ применяют БВ двух типов. Катодные БВ устанавливают в цепи, соединяющей преобразователь со сборными шинами 3,3 кВ. В их обозначении присутствует буква «К». Линейные БВ устанавливаются в цепи фидера контактной сети. В их обозначении есть буква «Л». Для увеличения отключающей способности в каждом фидере контактной сети устанавливают два последовательно включенных линейных БВ.

Быстродействующие выключатели постоянного тока на электродинамическую и термическую стойкость не проверяюся.

Выберем для ввода РУ-3,3 кВ выключатель ВАБ-49-4000/30-К-УХЛ4, а для фидеров КС два последовательно включенных ВАБ-49-3200/30-Л-УХЛ4. Результаты выбора занесём в таблицу 7.4.

Таблица 7.4 — Результаты выбора выключателей переменного и постоянного тока

РУ

Место установки

, кВ

, А

Тип выклю-чателя

tCB , с

, с

IП0 , кА

, кА

, кА

, кА

,кА2·с

Тип привода

110

Участок присоединения понизительного трансформатора

110/ 110

83,978/ 2000

ВГБУ-110-40/2000У1

0,03

0,04

5,421

4,996/40

3,445/ 25,151

34,86/ 102

47,909/ 4800

гидро

10

Ввод и сборные шины

10/10

886,184/1000

ВВПЭ-10-20/1000УЗ

0,055

0,065

13,671

13,671/ 20

5,269/ 14,142

34,86/ 52

311,16/1200

ПЭ-11

10

1-ый фидер

10/10

99,997/ 630

ВВПЭ-10-20/630УЗ

0,055

0,065

13,671

13,671/ 20

5,269/ 14,142

34,86/ 52

311,16/1200

ПЭ-11

10

2-ой фидер

10/10

68,462/630

ВВПЭ-10-20/630УЗ

0,055

0,065

13,671

13,671/ 20

5,269/ 14,142

34,86/ 52

311,16/1200

ПЭ-11

10

Участок присоединения ТСН

10/10

23,094/ 630

ВВПЭ-10-20/630УЗ

0,055

0,065

13,671

13,671/ 20

5,269/ 14,142

34,86/ 52

311,16/1200

ПЭ-11

10

Участок присоединения тягового трансформатора

10/10

683,005/ 1000

ВВПЭ-10-20/1000УЗ

0,055

0,065

13,671

13,671/ 20

5,269/ 14,142

34,86/ 52

311,16/1200

ПЭ-11

3,3

Ввод

3,3/3,3

3200/ 4000

ВАБ-49-4000/30-К-УХЛ4

—

—

—

—

—

—

—

—

3,3

Фидера КС

3,3

2133,3/ 3200

2хВАБ-49-3200/30-Л-УХЛ4

—

—

—

—

—

—

—

—

Рисунок 7.4 — Упрощенная схема тупиковой тяговой подстанции постоянного тока с указанием выключателей и отделителей

Выбор разъединителей

Выбор разъединителей в РУ переменного тока

Для обеспечения видимого разрыва цепи в открытых РУ переменного тока тяговых и трансформаторных подстанций (РУ 110 кВ, РУ 35 кВ) применяются разъединители наружной установки типов РЛНД или РНД(З) (Р — разъединитель, Л — линейный, Н — наружной установки, Д — двухколонковый, З — с заземляющими ножами, n — число заземляющих ножей).

Закрытые РУ переменного тока (РУ 10 кВ, РУ 6 кВ) обычно выполняются комплектными ячейками и поэтому не требуют применения разъединителей. Исключение составляют только вводы ЗРУ, в которых на открытой части подстанции устанавливают ячейку с разъединителем типов РВЗ или РВРЗ (Р — разъединитель, В — внутренней установки, Р — рубящего типа, З — с заземляющими ножами) и разъединитель типа РВЗ в цепи трансформатора напряжения.

Для вводов РУ-110 кВ ( UУСТ=110 кВ, Ip MAX=83,978 А, iУ=13,825 кА) по условиям (7.20) и (7.21) выбираем шинный разъединитель наружной установки РНДЗ.2-110/2000У1: UH=110 кВ, IH=2000 А, iMAX=100 кА, IT=40 кА, tT=3 с с приводом ПРН-110У1.

По формуле (7.11) находим:

, кА2с

Допустимое значение теплового импульса для выбранного разъединителя равно

кА2с

В соответствии со стандартной схемой главных электрических соединений РУ питающего напряжения транзитной тяговой подстанции все шинные разъединители имеют ручной привод. Анализируя вышесказанное можно сделать вывод, что рассчитанные величины во всех случаях меньше паспортных значений разъединителя. Следовательно, разъединитель РНДЗ.2-110/2000У1 проходит для установки на вводах РУ-110 кВ транзитной тяговой подстанции.

Аналогичным образом выбираем разъединители для остальных элементов всех РУ тя…