1 Общая часть_ДП. 1 Расчет тяговой подстанции постоянного тока
![]()
|
1 Расчет тяговой подстанции постоянного тока 1.1 Оп ![]() 1.1.1 Определение активной мощности районных потребителей. ![]() где Pу – установленная мощность потребителей электроэнергии, кВт; kс– коэффициент спроса. ![]() Нагрузки районных потребителей Таблица 1.1 – Нагрузки районных потребителей
![]() ![]() где tgϕ – тангенс угла нагрузки данного потребителя, определяется по его cosϕ, который задается; Pmax – активная мощность потребителя, определенная по формуле (1), кВт. ![]() 1.1.3 Определение полной мощности районных потребителей с учетом постоянных и переменных потерь в сетях. ![]() ![]() где Pпост =(1-2)% – постоянные потери в сетях; Pпер=(6-8)% – переменные потери в сетях (потери в обмотках трансформаторов и ЛЭП); SТСН1(2); SТСН3(4) – полная мощность одного ТСН, принимается ориентировочно 0,4 МВ*А (1;2) или 0,25 МВ*А (3;4) и может быть уточнена спец расчетом. ![]() ![]() ![]() 1.1.4 Опред ![]() Выбираем два основных ТСН мощностью 400 кВ*А каждый и, так как проектируемая подстанция является опорной выбираем два трансформатора для подогрева мощностью 250 кВ*А каждый (М.М. Гринберг-Басин «Тяговые подстанции» стр. 13). Выбираем ТСН марки: ТСЗ-250/10 и ТСЗ-400/10. 1.1.5 Определение мощности ТПА. Согласно справочнику И.К. Давыдовой выбираем ТПА марки ТМРУ-16000/10Ж. SТПА=11840 кВ*А Определяем количество преобразовательных агрегатов. ![]() где Iэф – эффективный ток тяги на данной подстанции, задается в ИД, А; Iном – номинальный ток ТПА, А. ![]() 1.1.6 Определение суммарной мощности тяговой подстанции. ![]() где kр=(0,95-0,98) – коэффициент, определяющий разновременность тяговой и не тяговой нагрузок. ![]() 1.1.7 Определяем мощность транзита на шинах тяговой подстанции: ![]() ![]() Определяем полную мощность на шинах ТП №3 ![]() Определяем полную мощность на шинах ТП №4 ![]() Определяем полную мощность на шинах ТП №5 ![]() Определяе ![]() ![]() Определяем полную мощность транзита ТП №1 ![]() где ![]() ![]() 1.1.8 Определяем полную мощность на шинах проектируемой подстанции. ![]() 1.1.9 Выбор понижающих трансформаторов. Так как присутствуют потребители I категории, выбираем 2 силовых трансформатора. Nрасч=2. ![]() По справочнику Б.Н. Неклепаева выбираем понижающий трансформатор ближайшей большей мощности. Для SПТ1(2)=14245,05 кВ*А SН.ПТ1(2)=25 МВ*А С учетом допустимой нагрузки и её перегруза на 30% за 2 часа работы понижающего трансформатора ![]() Выбранный понижающий трансформатор проходит. ![]() Таблица 1.2 – Силовой трансформатор.
Таблица 1.3 – Трансформаторы собственных нужд.
Таблица 1.4 – Тягово-преобразовательный агрегат
![]() 1.2 Расчет цепи КЗ на стороне переменного тока. ![]() Рисунок 1.1 – Расчетная схема ![]() Рисунок 1.2 – Схема замещени ![]() 1.2.1 Базисная мощность и среднее напряжение приняты: ![]() Базисный ток для точки К: ![]() 1.2.2 Относительные сопротивления элементов электрической сети и суммарное сопротивление в максимальном режиме работы сети до точки К: Воздушная линия 110 кВ. ![]() где X0=0,4 Ом/км – сопротивление воздушной линии напряжением 6-220 кВ; l – длина воздушной линии, км. ![]() ![]() Относительные сопротивления РП-1;2 при U=115 кВ: ![]() где SКЗ РП – мощность КЗ на шинах вторичного напряжения 121 кВ районной подстанции, МВ·А. ![]() Относительные сопротивления понижающих трансформаторов Т1 (Т2), работающих параллельно: ![]() где ![]() SномТ – номинальная мощность трансформатора, кВ·А. ![]() Преобразование схемы замещения: ![]() ![]() Схема г: ![]() Схема д: ![]() Схема е: ![]() 1.2.3 Действующее значение периодической составляющей в первый период после КЗ, приведенное к стороне 110 кВ. ![]() где Iб – базисный ток для точки К, А. ![]() Приведенное значение IК(115) к стороне 10,5 кВ ![]() 1.2.4 Принимая мощность РП-1 (РП-2) неограниченной имеем: ![]() 1.2.5 Ударные токи: ![]() 1.2.6 Мощность КЗ: ![]() ![]()
![]() 1.3.1 Вводы подстанции 110 кВ. ![]() где kпр=1,3 – коэффициент перспективы развития потребителей. ![]() 1.3.2 Сборные шины опорной подстанции. ![]() где kрн1=0,7 – коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения. kпер=1,3 – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. ![]() 1.3.3 Первичная обмотка понижающего трансформатора. ![]() где kпер=1,3 – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора. ![]() 1.3.4 Сборные шины вторичного напряжения, цепь секционного выключателя. ![]() где kрнII=0,7 – коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения. ![]() 1.3.5 Вторичная обмотка двухобмоточного понижающего трансформатора. ![]() где kпер=1,3 – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора. ![]() 1.3.6 Линия районного не тягового потребителя. ![]() где kпр=1,3 – коэффициент перспективы развития потребителей; Pmax – максимальная активная мощность потребителя, кВт; cosϕ – коэффициент мощности потребителя. Вагонное депо. ![]() Деревообрабатывающая промышленность. ![]() Освещение и бытовая нагрузка. ![]() Железнодорожный узел. ![]() ![]() ![]() где Id – номинальный выпрямленный ток преобразователя. kТ =1,9 – коэффициент трансформации преобразовательного трансформатора. ![]() ![]() 1.4.1 Выбор сборных гибких шин ОРУ 110 кВ. ![]() Выбираю гибкие шины 110 кВ и ответвления от них марки АС-240/32 ![]() Гибкие шины 110 кВ проверяют только по термической стойкости и по «короне»: ![]() Выбранное сечение шин: qв=240/32 мм2; 240 мм2>29,61 мм2 – шины проходят по нагреву. Максимальное значение критической напряженности электрического поля, при котором возникает «корона»: ![]() где m=0,82 – коэффициент шероховатости многопроволочного провода гибких шин; rпр – радиус провода, см. Для АС-240/32 dпр=2,16 см ![]() Напряженность электрического поля около поверхности провода при Uрасч=115 кВ ![]() где Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, для 110 кВ D=300 см. Dср=1,26D ![]() По условию отсутствия короны должно быть: ![]() 1.4.2 ![]() ![]() Выбираю жесткие алюминиевые шины 10 кВ с ответвлениями марки АДО-10х120 Размер 120х10 (h=120 мм; b=10 мм) ![]() Проверяем на механическую прочность ![]() Проверяем шины 10 кВ на термическую стойкость: ![]() Выбранное сечение шин: qв=1198,1 мм2; 1198,1 мм2>259 мм2 – шины проходят по нагреву. 1.4.3 Выбор изоляторов РУ. Изоляторы опорные, внутренней установки, РУ-10 кВ: Тип ИО-10-3,75 У3 ![]() Изоляторы проходные, наружно-внутренней установки, РУ-10 кВ: Тип ИП-10/2000-1250УХЛ1 ![]() Подвесные изоляторы наружной установки, ОРУ-110 кВ. Тип ПС6-А, для напряжения 110 кВ принимаем 8 изоляторов в подвесной гирлянде (по ПУЭ). 1.4.4 Выбор выключателей и приводы к ним. Выключатель 110 кВ наружной установки: Для него: ![]() ![]() ![]() Выключатель проверяем по динамической стойкости: ![]() ![]() ![]() Выключатель проверяем по номинальному отключаемому току КЗ на стороне 110 кВ: ![]() Выключатели 10 кВ. Выбираю вакуумный выключатель ввода РУ-10 кВ для внутренней установки. Для него: ![]() Тип ВБСМЭ-10-31,5/2000 У3, тип привода ПБ-2 ![]() Выключатель проверяем по динамической стойкости: ![]() Выключатель проверяем на термическую стойкость: ![]() Выключатель проверяем по номинальному отключаемому току КЗ на стороне 10 кВ: ![]() ![]() Для него: ![]() Тип ВБКЭ(р)-10-20/630 У3 тип привода ПБ-1 ![]() Выключатель проверяем по динамической стойкости: ![]() Выключатель проверяем на термическую стойкость: ![]() Выключатель проверяем по номинальному отключаемому току КЗ на стороне 10 кВ: ![]() Выбираю вакуумный выключатель 10 кВ внутренней установки для тягово-преобразовательного агрегата. Для него: ![]() Тип ВБКЭ(р)-10-20/1000 У3 тип привода ПР-1 ![]() Выключатель проверяем по динамической стойкости: ![]() Выключатель проверяем на термическую стойкость: ![]() Выключатель проверяем по номинальному отключаемому току КЗ на стороне 10 кВ: ![]() 1.4.5 Выбор типа ЗРУ-10 кВ, его номинальные параметры. Выбираем комплектное распределительное устройство внутренней установки, со шкафами выкатного типа К-104. Номинальное напряжение – 10 кВ Номинальный ток, А: шкафов – 2000 сборных шин – 2000 Максимальное число и сечение силовых кабелей – 3 (3х240) мм2 Электродинамическая стойкость – 81 кА Тип выключателя и привода – ВК-10; ВВЭ-10; ВБКЭ-10, встроенный пружинный и электромагнитный. Номинальный ток отключения – 31,5 кА. 1.4.6 Выбор разъединителей. Разъединитель 110 кВ. ![]() Для него: ![]() Тип РНДЗ-1(2)-110/630 Т1 ![]() Разъединитель проверяем на динамическую стойкость: Главные ножи: ![]() Заземляющие ножи: ![]() Проверяем на термическую стойкость: Главные ножи: ![]() Заземляющие ножи: ![]() Разъединитель 10 кВ. ![]() Для него: ![]() Тип РВРЗ-2-10/2500 У2 ![]() Разъединитель проверяем на динамическую стойкость: Главные ножи: ![]() Заземляющие ножи: ![]() Проверяем на термическую стойкость: Главные ножи: ![]() Заземляющие ножи: ![]() 1.4.6 В ![]() Трансформатор тока 110 кВ наружной установки для: ![]() Тип ТФЗМ-110Б-1 ![]() ТТ проверяю на динамическую стойкость: ![]() ТТ проверяю на термическую стойкость: ![]() ![]() ТТ для выключателя ввода РУ-10 кВ: ![]() Тип ТЛ-10-I У3 ![]() ТТ проверяю на динамическую стойкость: ![]() ТТ проверяю на термическую стойкость: ![]() ТТ для выключателя тягово-преобразовательного агрегата: ![]() Тип ТЛ-10-I У3 ![]() ТТ проверяю на динамическую стойкость: ![]() ТТ проверяю на термическую стойкость: ![]() ТТ для выключателя фидера 10 кВ «Вагонное депо»: ![]() Тип ТЛ-10-I У3 ![]() ТТ проверяю на динамическую стойкость: ![]() ТТ проверяю на термическую стойкость: ![]() ТТ для выключателя ![]() ![]() Тип ТЛ-10-I У3 ![]() ТТ проверяю на динамическую стойкость: ![]() ТТ проверяю на термическую стойкость: ![]() ТТ для выключателя фидера 10 кВ «Освещение и бытовая нагрузка» ![]() Тип ТЛ-10-I У3 ![]() ТТ проверяю на динами ![]() ![]() ТТ проверяю на термическую стойкость: ![]() ТТ для выключателя фидера 10 кВ «Железнодорожный узел» ![]() Тип ТЛ-10-I У3 ![]() ![]() ![]() ТТ проверяю на термическую стойкость: ![]() ТТ для выключателя 10 кВ ТСН 1(2) ![]() Тип ТЛ-10-I У3 ![]() ТТ проверяю на динамическую стойкость: ![]() ТТ проверяю на термическую стойкость: ![]() ТТ для выключателя 10 кВ ТСН 3(4) ![]() Тип ТЛ-10-I У3 ![]() ТТ проверяю на динамическую стойкость: ![]() ТТ проверяю на термическую стойкость: ![]() Трансформатор тока нулевой последовательности. Тип ТЗЛУ3 1.4.7 Выбираем трансформаторы напряжения. Трансформатор напряжения 110 кВ. Тип НКФ-110-83 У1 ![]() Схема соединения обмоток – 1/1/1-0-0 Трансформатор напряжения 10 кВ. Тип НТМИ-10-66 У3 ![]() Uном.осн.втор.=10000/100 В дополнительной 100/3 В Схема соединения обмоток – Y0/Y0/ -0 1.4.8 Выбор ограничителей перенапряжений. Ограничители перенапряжений 110 кВ: Тип ОПН-110 УХЛ1 ![]() Ограничители перенапряжений 10 кВ: Тип ОПН-10 УХЛ1 ![]() ![]() Тип ПКТ 102-12-31,5-31,5Т3 ![]() Проверка: ![]() Предохранитель не проходит, но т.к. по справочнику Iоткл=31,5 кА является максимально возможным, то выбираем его. При 3-х фазном коротком замыкании за предохранителями они могут разрушиться, но вероятность 3-х фазного КЗ в данном случае мала. |