Расчеты, связанные с аппаратурой в энергосистеме Введение электрический энергосистема трансформатор напряжение Техническое перевооружение железнодорожного транспорта осуществляется на базе широкой электрификации линий, которая проводится с использованием новейших достижений техники, нового прогрессивного оборудования. Одним из перспективных направлений решения этой задачи является применение системы электроснабжения 2×25 кВ. С использованием этой системы в десятой и одиннадцатой пятилетках электрифицировано около 1100 км линий Московской, Белорусской, Целинной, Горьковской дорогах, в двенадцатой пятилетки было электрифицировано ещё не менее 1700 км на Горьковской, Целинной, Алма-атинской и Байкало-Амурской дорогах. Система электроснабжения 2×25 кВ имеет ряд достоинств по сравнению с обычной системой переменного тока 25 кВ: меньшие нагрузки на провода контактной сети и потери напряжения и энергии в тяговой сети, уменьшенные влияния на линии связи. Снижение потерь позволяет значительно увеличить расстояние между тяговыми подстанциями, что даёт определённый экономический эффект, и располагать их в наиболее удобных для эксплуатации местах. Положительные свойства системы электроснабжения 2×25 кВ дают возможность применять её для усиления устройств электроснабжения при возросшем грузопотоке без увеличения числа тяговых подстанций. Такой вид усиления можно производить на отдельных лимитирующих межподстанционных зонах и даже на части их около подстанций, где особенно велика нагрузка проводов и потери напряжения. При системе электроснабжения 2×25 кВ в пять раз по сравнению с системой 25 кВ уменьшается зона, в которой требуется реконструкция существующих воздушных линий связи и других коммуникаций по условиям электромагнитного влияния. Исходные данные Исходными данными для курсового проекта являются: 1. Вариант схемы питания (рисунок 1); Рисунок 4. Двухцепная ЛЭП-110 кВ 2. Номер проектируемой тяговой подстанции - 4; 3. Род тока – переменный (2×25 кВ); 4. Характеристика источников питания (таблица 1); Таблица 1. Параметры питающей энергосистемы № варианта Параметры системы ИП1 ИП2 Sкз1 , МВА Sс1 , МВА Sкз2 , МВА Sс2 , МВА 14 1700 ∞ 2200 760 5. Данные по подстанции (таблица 1). Таблица 2. Данные по понизительным трансформаторам (ТП), трансформаторам районной нагрузки (ТРН), фидерам районной нагрузки и количеству перерабатываемой электроэнергии. № варианта ТП ТРН Sф 35кВ / кол-во Sф 10кВ / кол-во Wгод , кВтч×106 Sн , МВА UВН , кВ UСН , кВ UНН , кВ кол-во Sн , МВА UВН , кВ UСН , кВ UНН , кВ кол-во 16 110 2*25 10 3 10 110 - 10 1 - 800/8 85 Таблица 3. Длины ЛЭП № варианта Длина, км l1 l2 l3 l4 l5 l6 l7 14 79 72 75 70 72 79 75 Таблица 4. Данные по цепям собственных нужд Наименование потребителя ku cosφ № варианта 7 Мощность, кВт Рабочее освещение 0,7 1,0 25 Аварийное освещение 1,0 1,0 2,3 Моторные нагрузки 0,75 0,8 32 Печи отопления и калориферы 0,65 1,0 23 Потребители СЦБ 0,75 0,8 43 Цепи управления, защиты и сигнализации 0,7 1,0 2,5 Зарядно-подзарядный агрегат 0,7 1,0 9,5 Таблица 5. Данные для расчёта заземляющих устройств № варианта Расчётный параметр Сопротивление верхнего слоя земли, ρ1, Ом×м Сопротивление нижнего слоя земли, ρ2, Ом×м Толщина верхнего слоя земли, h, м Время протекания , с 7 400 80 2,0 0,4 Таблица 6. Время выдержки защит № варианта Время выдержки, t, с Место установки защиты Вводы 220 кВ Вводы 35 кВ Вводы 2×27,5 кВ Вводы 10 кВ Фидер 35 кВ Фидер 2×27,5 кВ Фидер 10 кВ 4 2,0 1,5 1,0 1,0 1,0 0,5 0,5 Однолинейная схема главных электрических соединений. Структурная схема подстанции Наиболее экономичная схема подстанции для совместного питания районных и тяговых потребителей получается при использовании трёхобмоточных однофазных трансформаторов. В этой схеме трансформаторы 1,2,3 и 4 подключают к первичным шинам 110 кВ по схеме полного треугольника, для тяги используют вторичные обмотки трансформаторов , обмотки всех трёх трансформаторов соединяют в звезду для питания района. Трансформатор 4, питающий только район, является резервным для тяги и поэтому должен иметь три варианта подключения к шинам первичного напряжения 110 кВ и два варианта подключения к РУ 2×25 кВ. При выходе из строя одного из тяговых трансформаторов заменяет его трансформатор 4, а район в это время питается с ухудшенным качеством напряжения. Для улучшения электроснабжения районных потребителей схему с тремя трёхобмоточными трансформаторами дополняют одним трёхфазным двух- или трёхобмоточным трансформатором. В этом случае э.п.с. в нормальном режиме получает питание от двух однофазных трансформаторов, районная нагрузка от трёхфазного. При отключении любого однофазного трансформатора его заменяет резервный трансформатор 4. Рисунок 2. Структурная схема соединений элементов ТП при системе 2×25 кВ. 1 – вводы 110 кВ; 2 – ОРУ – 110 кВ; 3 – трёхобмоточный однофазный трансформатор 110/2×25/10 – резервный трёхобмоточный однофазный трансформатор 110/10, 5 – РУ-2×25 кВ; 6 – фидеры к/сети или питающие провода; 7 – ДПР; 9 - РУ-10 кВ; 10 – фидеры районных потребителей 10 кВ; 11 – трансформатор районных нагрузок; 12 – ЗРУ-10 кВ; 8 – фидера районных потребителей 10 кВ. Выбор типа силового трансформатора Силовые трансформаторы общего назначения по своим основным техническим параметрам должны удовлетворять требованию ГОСТ 11677-75, а также ГОСТ на трансформаторы различных классов напряжения. Условное обозначение трансформатора содержит буквенное обозначение, характеризующее число фаз (О – однофазные, Т - трёхфазные), вид охлаждения (М – естественное масляное, Д – масляное с дутьём и естественной циркуляцией масла, ДЦ – масляное с дутьём и принудительной циркуляцией масла), число обмоток, если их больше двух, работающих на самостоятельные сети (для трёхобмоточного трансформатора применяют букву Т), и вид переключения ответвлений; цифровое обозначение, характеризующее номинальную мощность и класс напряжения; год выпуска рабочих чертежей трансформаторов данной конструкции; климатическое исполнение и категорию размещения по ГОСТ 15150-69 и 15543-70. Кроме того, в обозначении трансформаторов могут быть следующие буквы: Н – выполнение одной из обмоток с устройствами РПН; А – автотрансформатор (впереди обозначения); Р – трансформатор с расщеплённой обмоткой низшего напряжения (после числа фаз); Ж – для железнодорожного транспорта, электрифицированного на переменном токе; Э – трансформаторы, предназначенные для электрификации железных дорог (ставилось ранее в конце общего обозначения). Силовые трансформаторы имеют устройства для переключения ответвлений обмоток: РПН – ступенчатое регулирование (переключение) под нагрузкой; ПБВ – переключение при отключенном трансформаторе, т.е. без возбуждения. Трансформаторы допускают параллельную работу в следующих сочетаниях: двухобмоточные друг с другом, трёхобмоточные друг с другом на всех трёх обмотках; двухобмоточные с трёхобмоточными, если установлено, что нагрузка на одной из обмоток параллельно работающих трансформаторов не превышает её нагрузочную способность. В аварийных случаях трансформаторы с системами М, Д, ДЦ допускают кратковременные перегрузки сверх номинального тока независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры охлаждения среды и места установки согласно ГОСТ 14209-69. Трёхобмоточный трансформатор допускает любое распределение длительных нагрузок по его обмоткам при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим ток перегрузки, а суммарные нагрузочные потери не превысят сумму потерь холостого хода и наибольшего из значений потерь короткого замыкания трёх пар обмоток. Выбираем тяговый трансформатор типа – ОРДТНЖ-16000/110-79 У1. Обозначение типа трансформатора расшифровывается следующим образом: О – однофазный, Р – с расщеплённой обмоткой НН, Д – охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, Т - трёхобмоточный, Н – с регулированием напряжения под нагрузкой, Ж – для питания переменным током электрифицированных железных дорог; номинальная мощность – 16000 кВА; класс напряжения обмотки ВН – 110 кВ; год выпуска рабочих чертежей 1979; У1 – исполнение для районов с умеренным климатом при размещении на открытом воздухе. Таблица 8. Основные технические данные трансформатора ОРДТНЖ-16000/110-79 У1 Номинальная мощность, кВА Номинальное напряжение обмоток, кВ Схема и группа соединения Напряжение к.з., % Потери, кВт Ток х.х., % Масса, кг Габаритные размеры, мм ВН СН НН (расщеплённая) ВН-НН ВН-СН СН-НН НН1-НН2 холостого хода Короткого замыкания ВН-НН ВН-СН СН-НН 16000 110 27,5 10 11 9,6 17 6 - 26 135 140 90 0,5 83500 7960×4900×7640 Выбор типа трансформатора районной нагрузки Выбираем районный трансформатор типа – ТДН -16000/110- 86. Обозначение типа трансформатора расшифровывается следующим образом: Т – трёхфазный, М – естественная циркуляция воздуха и масла, Н – наличие системы регулирования напряжения под нагрузкой; номинальная мощность – 16000 кВА; класс напряжения обмотки ВН 110 кВ. Таблица 9. Основные технические данные трансформатора ТМН-10000/110 Номинальная мощность, кВА Номинальное напряжение обмоток, кВ Схема и группа соединения Напряжение к.з., % Потери, кВт Ток х.х., % Масса, кг Габаритные размеры, мм ВН НН ВН-НН холостого хода короткого замыкания 10000 110 10 / - 11 10,5 5,6 33,5 0,9 12900 4020×3350×3800 Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции Первоначальной задачей курсового проекта является разработка однолинейной схемы подстанции, которая определяет состав необходимого оборудования и аппаратуры. Схемы распределительных устройств подстанции определяется местом тяговой подстанции (ТП) в схеме её внешнего электроснабжения (опорная, промежуточная, тупиковая) и назначением конкретного РУ, а также количеством силовых и тяговых трансформаторов. Однолинейная схема ТП составляется на основе типовых проектов и конкретных условий задания. В курсовом проекте однолинейная схема выполняется в виде чертежа, на котором показаны все РУ подстанции и соединения между ними. После выбора оборудования и аппаратуры на чертеже указываются их типы. Чертёж выполняется с учётом требований ЕСКД для электрических схем. При выборе схемы главных электрических соединений ТП необходимо учитывать следующие требования: - надёжность работы; - экономичность; - удобство эксплуатации; - безопасность обслуживания; - возможность расширения. Надёжность работы ТП обеспечивается: -резервированием силовых трансформаторов, преобразовательных агрегатов, аппаратуры и токоведущих частей; - секционирование сборных шин разъединителями или выключателями, снабжёнными соответствующими автоматическими устройствами; - устройством обходных цепей с выключателями для замены основных выключателей на время ремонта. Удобство эксплуатации и безопасность обслуживания основного оборудования схемы главных электрических соединений обеспечивается простотой и наглядностью схемы, обеспечением минимального объёма переключений при изменении режима работы, доступностью оборудования и аппаратуры для ремонта. В соответствии с указанными требованиями разработаны типовые схемы РУ: 1 ОРУ-110 (220) кВ опорных ТП: а) с количеством вводов до 5 выполняется по схеме с одинарной, секционированной выключателем, и обходной системой шин; б) с количеством вводов 5 и более – с двумя рабочими системами шин и обходной системой шин. 2 ОРУ-110 (220) кВ транзитных ТП выполняют по мостиковой схеме с рабочей и ремонтной перемычками. 3 ОРУ-110 (220) кВ отпаечных и тупиковых ТП выполняют по схеме «два блока (ввода) с неавтоматической перемычкой (без выключателя)». 4 ОРУ-35 (10) кВ с первичным напряжением ТП 110 (220) кВ выполняется по схеме с одной рабочей системой шин, секционированной выключателем. 5 РУ-27,5 кВ имеет трёхфазную рабочую систему шин и запасную шину. Две фазы секционированы разъединителями. Третья фаза соединяется с контуром заземления и не секционируется. 6 РУ-2×27,5 кВ имеет трёхфазную рабочую и запасную системы шин. Четыре шины, к которым подключены фидеры контактной сети и питающие провода соответствующих двух фаз, секционируют разъединителями. Шина третьей фазы не секционируется. Описание назначения основных элементов схемы тяговой подстанции - Силовой трансформатор предназначен для преобразования электрической энергии по уровню напряжения. - Выключатель предназначен для коммутации электрических цепей под нагрузкой в нормальных и аварийных режимах. - Разъединитель предназначен для включения и отключения под напряжением участков электрической цепи при отсутствии тока нагрузки для токов воздушных и кабельных линий, токов холостого хода трансформаторов и токов небольших нагрузок, также для обеспечения безопасности работы на отключаемом участке или оборудовании путём создания видимого разрыва между токоведущими частями. - Ограничители перенапряжения предназначены для защиты изоляции токоведущих частей, изоляции силового оборудования и изоляции аппаратуры от коммутационных и атмосферных напряжений. - Трансформаторы тока предназначены для уменьшения величины тока до значений удобных для питания измерительных приборов и реле, также для изоляции цепей измерения и защиты от цепей высокого напряжения, возможность вывести измерительные приборы и реле на большие расстояния от места измерения в щитовую. - Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного и для отделения цепей измерения, учёта электроэнергии и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. - Заградительный реактор предназначен для пропуска токов частотой 50 Гц к силовому трансформатору. - Конденсатор связи предназначен для пропуска токов частотой более 50 Гц к высокочастотному приёмо-передатчику. Выбор аппаратуры и токоведущих частей подстанции. Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции Для обеспечения надёжной работы аппаратуры и токоведущих частей электроустановки необходимо правильно выбрать их по условиям длительной работы в нормальном режиме и проверить для условий кратковременной работы в режиме к.з. Выбор аппаратуры и токоведущих частей выполняются по номинальному току и напряжению . где Iраб max – максимальный рабочий ток присоединения, в котором установлен аппарат, А; Iном – номинальный ток аппарата, А; Uуст – номинальное напряжение установки, кВ; Uном – номинальное напряжение аппарата, кВ. Максимальный рабочий ток вводов транзитной ТП: , где Sном тр Σ – суммарная номинальная мощность силовых трансформаторов, кВА; kпр – коэффициент перспективы (kпр =1,3); kтр – коэффициент транзита (kтр =2 для опорных ТП). Расчёт максимального рабочего тока вводов транзитной ТП, А: .А , где kрн1 – коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения (kрн1 =0,75). Расчёт максимального рабочего тока сборных шин транзитной ТП, А: (2. Максимальный рабочий ток сборных шин транзитной ТП: Максимальный рабочий ток сборных шин СН и НН: , (2.1.6) где k рн2 – коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения (k рн2 =0,6). Расчёт максимальных рабочих токов сборных шин СН и НН, А: , . Максимальный рабочий ток фидеров районных потребителей: , (2.1.7) где Sф max – полная мощность потребителя, кВА; Uном (35,10) – номинальное напряжение соответствующее напряжению фидера районного напряжения, кВ. Расчёт максимальных рабочих токов фидеров районных потребителей, А: Максимальный рабочий ток фидера контактной сети 2×27,5 кВ принимаем, А: . (2.1.8) Максимальный рабочий ток обмоток ВН и НН районного трансформатора, , (2.1.9) Расчёт максимальных рабочих токов обмоток ВН и НН районного трансформатора, А: , , Максимальный рабочий ток сборных шин 10 кВ: , (2.1.10) Расчёт максимального рабочего тока сборных шин 10 кВ, А: . Максимальные рабочие токи в цепи ввода трансформатора собственных нужд (ТСН): , (2.1.11) где Sном ТСН – номинальная мощность ТСН, кВА; Uном 1(2) – номинальное напряжение первичной (вторичной) обмотки ТСН, кВ. Расчёт максимальных рабочих токов в цепи ввода трансформатора собственных нужд (ТСН), А: , . Выбор сборных шин и токоведущих элементов. Выбор изоляторов Шины открытых РУ-27,5; 35; 110; 220 кВ выполняют сталеалюминевыми гибкими проводами марки АС. Выбор сечения сборных гибких шин и проводов всех присоединений выполняем по длительно допускаемому току: , (2.2.1) где Iдоп – длительно допускаемый ток для выбранного сечения, А; Iраб max – максимальный рабочий ток токоведущих элементов, А. Выбор сборных гибких шин и проводов всех присоединений сводим в таблицу 10. Таблица 10. Выбор сборных гибких шин и поводов всех присоединений. Наименование присоединения Тип провода Условие выбора - по длительно допускаемому току, А Ввод 110 кВ АС-240/56 610 341,162 Обмотка ВН силового трансформатора АС-240/56 610 98,412 Сборные шины ВН ТП АС-240/56 610 255,871 Обмотка СН силового трансформатора АС-300/39 710 618,59 Сборные шины СН ТП АС-185/29 510 494,872 Обмотка ВН районного трансформатора АС-70/11 265 98,974 Обмотка НН силового трансформатора АС-400/22 830 787,296 Сборные шины НН ТП АС-300/66 680 629,837 Фидера к/сети АС-150/19 450 400 В РУ-10 кВ применяются жесткие алюминиевые шины. При токах до 3 кА применяются однополосные и двухполосные шины прямоугольного сечении; при больших токах – шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери и лучшие условия охлаждения. Выбор сборных жёстких шин сводим в таблицу 11. Таблица 11. Выбор сборных жёстких шин Наименование присоединения Тип шины Условие выбора - по длительно допускаемому току, А РУ-10 кВ АДО-30×4 365 277,128 Выбор силовых кабелей линий не тяговых потребителей выполняем: - по номинальному напряжению: , (2.2.2) где Uном – номинальное напряжение токоведущего элемента, кВ; Uраб – рабочее напряжение линии (РУ), кВ. Маркировка кабелей: А – токоведущая жила алюминиевая; А – оболочка алюминиевая; ОС – отдельная оболочка каждой жилы свинцовая; Ц – бумажная изоляция с нестекающими массами; Б – броня из плоских стальных лент; л - подушка под бронёй из крепированной бумаги, пропитанной битумом + одна пластмассовая лента; Шв – наружный покров из поливинилхлоридного шланга; 3 – трёхжильный; (сечение одной жилы, мм2 – номинальное напряжение, кВ). Шины ОРУ 10; 27,5 и 110 подвешивают на изоляторах ПФ или ПС, собранных в гирлянды или используют полимерные подвесные изоляторы. Выбор изоляторов сводим в таблицу 14 . Таблица 14. Выбор подвесных изоляторов Характеристики изоляторов РУ-110 кВ РУ-27,5 кВ РУ-10 кВ Тип изоляторов ЛК-120/110 ЛК-120/35 3×ПС-70 Номинальное напряжение, кВ 110 27,5 10 Разрушающая сила при растяжении, кН 120 120 70 Длина пути утечки, не менее, мм 2500 900 - Длина изоляционной части, мм 1010 370 - Масса, кг 3,2 1,6 - Строительная высота, мм 1377 597 - Расстояния между фазами, см 300 160 160 В РУ-10 кВ жёсткие шины крепят на опорных и проходных изоляторах. Проходные изоляторы применяют для соединения частей электроустановок внутри помещений и для соединения наружных и внутренних частей установок. Выбор опорных изоляторов выполняем: - по номинальному напряжению (2.2.2); Выбор проходных изоляторов выполняем: - по номинальному напряжению (2.2.2); - по номинальному току: , (2.2.4) где Iном – номинальный ток токоведущего элемента, А. Выбор опорных и проходных изоляторов сводим в таблицу 15 . Таблица 15. Выбор опорных и проходных изоляторов Наименование присоединения По конструктивному исполнению Типы изоляторов Условия выбора - по номинальному напряжению, кВ - по номиналь- ному току, А РУ-10 кВ опорный ОНШ-10-20 УХЛ1 10 10 - проходной ИП-10/630-750 УХЛ1 10 10 630 277,128 Маркировка изоляторов: О – опорный; Н – наружный; Ш – штыревой; И – изолятор; П – проходной; П – подвесной; С – стеклянный; Ф – фарфоровый; ЛК – полимерный; ( номинальное напряжение, кВ / номинальный ток, А – минимальное разрушающее усилие на изгиб, даН); УХЛ – для умеренно-холодного климата; 1 – категория размещения на открытом воздухе. Выбор коммутационной аппаратуры. Выключатели Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям: - по напряжению установки: , (2.3.1.1) где Uном уст – номинальное напряжение установки, кВ. - по номинальному току: , (2.3.1.2) где Iном – номинальный ток токоведущего элемента, А; Iраб max - максимальный рабочий ток присоединения, где устанавливают выключатель, А. - по конструктивному исполнению: масляные с большим или малым объёмом масла; вакуумные; элегазовые. Выбор высоковольтных выключателей сводим в таблицу 16. Таблица 16. Выбор высоковольтных выключателей Наименование присоединения Типы выключателей Условия выбора - по напряжению установки, кВ - по номинальному току, А - по конструктивному исполнению РУ-110 кВ ВГТ-110-40/1600 У1 110 110 1600 341,162 элегазовый РУ-27,5 кВ ВВС-27,5-20/1600 УХЛ1 27,5 27,5 1600 787,296 вакуумный РУ-10 кВ ВВ/ТEL-10-20/1000 10 10 1000 346,41 вакуумный Маркировка выключателей: В – выключатель; В – воздушный (вакуумный); Т - трёхполюсной; С – обозначение серии; Г – элегазовый; (номинальное напряжение, кВ – номинальный ток отключения, кА / номинальный ток, А). Климатическое исполнение: УХЛ – для районов с умеренно-холодным климатом. Категория размещения: 1 – на открытом воздухе. Разъединители Разъединители выбирают: - по напряжению установки (2.3.1.1); - по номинальному току (2.3.1.2); - по виду установки: внутренняя или наружная; -по конструктивному исполнению: однополюсные или трёхполюсные, с заземляющими ножами или без них, с вертикальным расположением главных ножей или с горизонтальным. Выбор разъединителей сводим в таблицу 17 Таблица 17. Выбор разъединителей Наименование присоединения Марки разъединителей Тип привода Условия выбора - по напряжению установки, кВ - по номинальному току, А - по виду установки - по конструктивному исполнению Ввод 110 кВ РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1 ПР-УХЛ1 110 110 1000 341,162 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами Ввод ВН силового трансформатора РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1 ПР-УХЛ1 110 110 1000 98,412 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами Сборные шины 110 кВ РНДЗ.1-110/1000 УХЛ1 ПР-УХЛ1 110 110 1000 255,817 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами Ввод СН силового трансформатора РНДЗ.1-27,5/1000 ХЛ1 ПВ-20У2 25 25 1000 618,59 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами Ввод НН силового трансформатора РНДЗ.1-10/1000 ХЛ1 ПВ-20У2 27,5 10 1000 787,296 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами Фидера к/сети 2×25 кВ РНД-25/1000 ХЛ1 ПВ-20У2 27,5 27,5 1000 400 наружная трёхполюсной РУ-10 кВ РЛНД.1-10/400 ХЛ1 ПРНЗ-10 ХЛ1 10 10 400 346,41 наружная трёхполюсной с заземляющими ножами Маркировка разъединителей: Р – разъединитель; Н – наружной установки; Д – двухколонковый или вертикально-поворотный; З – с заземляющими ножами. Числа после точек означают количество заземляющих ножей. Числа перед дробной чертой и за ней означают соответственно номинальное напряжение, кВ, и номинальный ток, А. Климатическое исполнение: УХЛ – для районов с умеренно-холодным климатом. Категория размещения: 1 – на открытом воздухе. Предохранители Предохранители на напряжение свыше 1000 В используют для защиты трансформаторов напряжения (ТН) в РУ-10 кВ. При этом применяют предохранители типа ПКН, ПК и ПКТ (трубчатые с кварцевым заполнителем). Предохранители выбирают: - по номинальному напряжению кВ: - по номинальному току А: Выбираем предохранитель марки: ПКН 001-10 У3. Маркировка предохранителей: П – предохранитель; К – кварцевый; Т – для защиты силовых трансформаторов и линий; Н – для трансформаторов напряжения; цифры после букв: первая – наличие ударного устройства (1) или его отсутствие (0), вторая и третья – конструкция контактов, в которых установлен патрон предохранителя. Число после дефиса – номинальное напряжение, кВ. Климатическое исполнение: У – для районов с умеренным климатом. Категория размещения: 3 – в закрытом помещении с естественной вентиляцией. Выбор измерительных трансформаторов Выбор объёма измерений Контрольно-измерительные приборы устанавливаются для контроля электрических параметров в схеме подстанции и расчётов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую ТП. 1. Измерение тока выполняется на вводах силовых трансформаторов со стороны всех ступеней напряжения; на всех питающих и отходящих линиях, фидерах контактной сети, ТСН (по вводу НН). 2. Учёт активной и реактивной энергии с помощью счётчиков выполняется на вводах низкого напряжения понизительных, тяговых трансформаторов, фидерах потребителей, ТСН (счётчик активной энергии устанавливается по вводу НН). При выборе трансформаторов тока (ТТ) необходимо учитывать его назначение – для присоединения каких видов защит и измерительных приборов предназначен ТТ. Класс точности ТТ должен соответствовать его назначению. ТТ класса 0,5 применяют для присоединения расчётных счётчиков (класс точности этих счётчиков на подстанции обычно 2,0), класса точности 1 – для присоединения приборов технического учёта , класса 3(Р) или 10–для присоединения релейной защиты. В РУ-110 кВ устанавливаем амперметр Э377, реле максимального тока РТ-40/100, реле времени РВМ-12. В РУ-2×25, и 10 кВ устанавливаем амперметр Э377, реле максимального тока РТ-40, реле времени РВМ-12. На фидере к/сети к ТТ присоединяют: Э377; РТ-40/50; РВМ-12; УЭЗФ и ОМП. При выборе трансформаторов напряжения (ТН) конструкция и схема соединения обмоток должны соответствовать назначению трансформатора, которые могут быть одно- или трехфазными. Последние применяют при напряжении 6 (10) кВ, а однофазные – при любых напряжениях. При необходимости обеспечивать контроль изоляции электроустановки применяют трехобмоточные трансформаторы. Необходимый класс точности ТН зависит от его назначения и выбирается по тем же соображениям, что и для трансформаторов тока. Потерю мощности в соединительных проводах обычно не учитывают. Для упрощения расчетов нагрузку однофазных ТН, соединённых в трехфазную группу, можно вычислить, не разделяя ее по фазам, так же как для трехфазных трансформаторов. К ТН обычно подключают вольтметр (Э378) для измерения напряжения на шинах РУ, счетчики электрической энергии, комплекты реле для контроля напряжения между всеми фазами РУ, при необходимости – обмотки реле мощности, некоторых типов реле времени, реле частоты. На тяговых подстанциях переменного тока к ТН присоединяют, помимо измерительных приборов и реле напряжения, электронные реле защиты фидеров контактной сети и определители места к.з. на контактной сети. Если вторичная нагрузка S2 превышает номинальную мощность трансформатора S2ном в требуемом классе точности, следует установить дополнительно трансформатор напряжения и присоединить к нему часть приборов. Выбор трансформаторов тока Рисунок 4. Схемы соединения трансформаторов тока с приборами Выбор ТТ выполняем: - по напряжению установки (2.3.1.1); - по номинальному току первичной обмотки: , (2.4.3.1) где I1ном – номинальный ток первичной обмотки ТТ, А; его значение должно быть как можно ближе к значению Iраб max , так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности измерения. - по виду установки: внутренняя или наружная; - по классу точности: при питании расчётных счётчиков – 0,5; щитовых приборов и контрольных счётчиков – 1; релейной защиты – 10(Р). Выбор ТТ сводим в таблицу 18. Маркировка ТТ: Т – трансформатор тока; В – встроенный; К – для КРУ; П - проходной; Л – с литой изоляцией. Числа после букв – номинальное напряжение, кВ; римская цифра – вариант конструктивного исполнения; в числителе – номинальный ток, А, в знаменателе – номинальный вторичный ток, А. Буква после чисел: У – для работы в районах умеренного климата. Последняя цифра: 2 – для работы в помещениях со свободным доступом наружного воздуха; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией. Таблица 18. Выбор ТТ Наименование присоединения Тип трансформатора Условия выбора - по напряжению установки, кВ - по номинальному току, А - по виду установки - по классу точности РУ-110 кВ ТВ-110-I-1500/5 У2 110 110 1500 341,162 наружная 0,5 и 10(Р) Фидера к/сети 2×25 кВ ТВ-27,5-III-750/5 У2 35 27,5 750 400 наружная 0,5 и 10(Р) Ввод СН силового трансформатора ТВ-27,5-III-750/5 У2 27,5 27,5 750 618,59 наружная 0,5 и 10(Р) Сборные шины СН ТВ-27,5-III-750/5 У2 27,5 27,5 750 400 наружная 0,5 и 10(Р) РУ-10 кВ 2×ТПЛК-10-400/5 У3 10 10 400 346,41 внутренняя 0,5 и 10(Р) Фидера районных потребителей 10 кВ 2×ТПЛК-10-200/5 У3 10 10 200 180,133 внутренняя 0,5 и 10(Р) Выбор трансформаторов напряжения Выбор ТН выполняем: - по напряжению установки (2.3.1.1); - по конструкции и схеме соединения обмоток (в соответствии с измерительными приборами и реле, присоединёнными к ТН); - по классу точности: при питании расчётных счётчиков – 0,5; щитовых приборов, контрольных счётчиков и реле – 1; 3. Выбор ТН сводим в таблицу 19. Маркировка ТН: Н – трансформатор напряжения; О – однофазный; М- с естественным масляным охлаждением; Г – с газовой изоляцией; З – заземляемый с одним заземляющим вводом обмотки высшего напряжения. Числа после букв: после первого дефиса – класс напряжения, кВ, после второго – год разработки конструкции. Буква после чисел: У – для работы в районах умеренного климата. Последняя цифра: 1 – для работы на открытом воздухе; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией. Таблица 19. Выбор ТН. Наименование присоединения Тип трансформатора Условия выбора - по напряжению установки, кВ - по конструкции и схеме соединения обмоток - по классу точности Шины ТП 3×ЗНОГ-110-82 У1 110 110 0,5 и 1 Обходная система шин РУ-110 кВ ТП ЗНОГ-110-82 У1 110 110 0,5 и 1 Шины РУ-2×25 кВ 4×ЗНОМ-27,5-72 У1 27,5 27,5 0,5 и 1 Шины районных РУ-10 кВ 3×НОМ-10-66 У3 10 10 0,5 и 1 Выбор устройств защиты от перенапряжений Здания и РУ подстанции защищаются от прямых ударов молнии и от волн перенапряжения, набегающих с линии, а также от коммутационных перенапряжений. Защита от прямых ударов молнии открытых подстанций и ОРУ напряжением 20-500 кВ выполняется молниеотводами, установленными на конструкциях открытых распределительных устройств или отдельно. Защита от волн перенапряжений, набегающих по воздушным линиям, может выполняться тросовыми молниеотводами, кабельными вставками и разрядниками. Для РУ напряжением 10 кВ и выше, к которым присоединены воздушные линии, должны быть предусмотрены вентильные разрядники или ограничители перенапряжений (ОПН). Вентильные разрядники (ОПН) должны быть установлены без коммутационных аппаратов в цепи между защищаемыми трансформаторами и разрядниками. Вид защищаемого оборудования влияет на серию устанавливаемого разрядника в связи с тем , что разные виды оборудования имеют различные уровни изоляции. Для защиты РУ переменного тока подстанции используют вентильные разрядники соответствующих напряжений: ТВС-220, РВМГ-220, РВС-110, РВС-35, РВО-10. Для защиты РУ тягового напряжения применяют для подстанций постоянного тока – РВКУ-3,3, устанавливаемые на выводах всех фидеров контактной сети, и РВПК-3,3, присоединяемых к шинам РУ 3,3 кВ. Для защиты от перенапряжений выпрямительных агрегатов на вторичной стороне преобразовательного трансформатора устанавливают разрядники. В ряде случаев, определяемых ПУЭ, на вводах подстанции, на отходящих воздушных линиях, в том числе на фидерах контактной сети переменного тока и на линиях ДПР, устанавливают трубчатые разрядники. В курсовом проекте для всех РУ выбираем ОПН. ОПН выбирают: - по напряжению установки (2.3.1.1) Выбор ОПН сводим в таблицу 20. Таблица 20. Выбор ОПН Наименование присоединения Тип ОПН (Производитель: ОАО “Электрозавод” + Cooper Power Systems Division) Условие выбора - по напряжению установки, кВ РУ-110 кВ VariSTAR–AZG4-220 110 110 РУ-2×25 кВ VariSTAR–Ultra-35 35 27,5 РУ-10 кВ VariSTAR–Ultra-10 10 10 Расчёт токов короткого замыкания При проектировании любой электроустановки необходим расчёт токов короткого замыкания, так как на основании его результатов производится проверка выбранного оборудования, аппаратуры, токоведущих частей и расчёт релейных защит. Расчётным режимом для проверки аппаратуры и токоведущих частей ТП является режим трёхфазного к.з.. Расчётная схема тяговой подстанции Составляем расчётную схему цепи к.з.. Для этого заданную схему внешнего электроснабжения дополняют схемой ТП, на которой указывают понижающие трансформаторы, преобразовательные агрегаты и шины всех РУ. Схему составляем для максимального расчётного режима, т.е. учитываем параллельную работу понижающих трансформаторов. Рисунок 5. Расчётная схема ТП Электрическая схема замещения По расчётной схеме составляется электрическая схема замещения (рис.6), на которой все элементы представляются в виде сопротивлений. Сопротивления схемы замещения считаются чисто индуктивными, т.к. в высоковольтных цепях активные сопротивления много меньше индуктивных. Рисунок 6. Электрическая схема замещения Выполняем расчёт каждого из сопротивлений схемы замещения. Преобразовываем схему замещения цепи к.з. до состояния: от каждого источника до места к.з. одно результирующее сопротивление. По расчётной рисунок и электрической схемах замещения (рис.6) находим относительные сопротивления энергосистемы до шин подстанции: , (3.3.1) , (3.3.2) где Sб – базисная мощность, МВА; Sкз1,2 – мощность трёхфазного к.з. каждой системы, МВА. Расчёт относительного сопротивления энергосистемы до шин подстанции. , . Относительные сопротивления линий: , (3.3.3) , (3.3.4) где x0 – активное сопротивление 1 км линии, Ом/км; l‘ 1,2 – длина каждой линии, км; Uср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ. Длина линий: , (3.3.5) l2 =l14 (3.3.4) Расчёт длины каждой линии, км: , . Расчёт относительных сопротивлений линий, о.е.: , . Расчётные значения напряжения к.з. обмоток трансформаторов: , (3.3.7) , (3.3.8) , (3.3.9) где uкВ-С , uкВ-Н , uкС-Н – напряжения к.з. для каждой пары обмоток силового трансформатора, %. Расчёт значений напряжений к.з. обмоток силового трансформатора, %: , , . Относительные сопротивления обмоток силового и районного трансформаторов: , (3.3.10) , (3.3.11) ,(3.3.12) где Sн тр – номинальная мощность трансформатора, МВА; uк – напряжение к.з. для обмотки районного трансформатора, %. Расчёт относительных сопротивлений обмоток силового и районного трансформатора, о.е.: , , , Расчёт эквивалентного сопротивления до точки К-1 , о.е.: , (3.3.13) ,(3.3.14) , (3.3.14) (3.3.15) (3.3.16) Расчёт эквивалентного сопротивления до точки К-2 , о.е.: , (3.3.17) , (3.3.18) , (3.3.19) , (3.3.20) (3.3.21) При условии, что э.д.с. источников одинаковы по значению и фазе, сопротивление X* б6 линии, соединяющей оба источника, можно исключить, т.к. ток по нему не протекает. , (3.3.22) Расчёт эквивалентного сопротивления до точки К-3 , о.е.: При условии, что э.д.с. источников одинаковы по значению и фазе, сопротивление X* б12 линии, соединяющей оба источника, можно исключить, т.к. ток по нему не протекает. , (3.3.23) , (3.3.23) , (3.3.25) , (3.3.26) , (3.3.27) , (3.3.28) , (3.3.29) , (3.3.30) Схема замещения для расчёта эквивалентного сопротивления до точки КЗ. Расчёт токов короткого замыкания на шинах РУ Расчёт токов к.з. на шинах 110 кВ. Удалённость точки к.з. по величине расчётного сопротивления: , (3.4.1) , (3.4.2) где X *рез1,2 – результирующее сопротивление от источника до места к.з. (X *рез1 = X *б1 ; X *рез2 = =X *б2 ); Sc 1,2 – мощность системы, МВА. Расчёт удалённости точки к.з. для источников, о.е.: , . По удалённости точки к.з. выбираем каким методом необходимо определять величины тока к.з.: Действующее значение периодической составляющей 3-х фазного тока удалённого к.з. с помощью приближённого метода: . (3.4.3) Расчёт периодической составляющей, кА: . Номинальный ток источника: . (3.4.7) Расчёт номинального тока источника, кА: . Расчёт ведём для выключателя типа: ВГТ-220-40/2500 У1. Для данного выключателя t СВ =0,035, с. Время от начала к.з. до расхождения контактов выключателя: , (3.4.8) где tРЗ min – время срабатывания релейной защиты, с, принимаемое tРЗ =0,01 с; tСВ – собственное время отключения выключателя: от момента подачи импульса на электромагнит отключения привода выключателя до момента расхождения контактов, с. Расчёт времени отключения, с: . Определяем n* по типовым кривым при τ=0,045 с. Получаем n* =0,945. Расчёт действующего значения периодической составляющей 3-х фазного тока к.з., кА: . Максимальное значение апериодической составляющей 3-х фазного тока к.з. в момент расхождения контактов выключателя: , (3.4.9) где Та –