диплом. Федотов М.А. Дипломный проект тема Реконструкция распределительного устройства 3,3 кВ с выбором схемы вольтодобавочного устройства

• Название: Дипломный проект тема Реконструкция распределительного устройства 3,3 кВ с выбором схемы вольтодобавочного устройства
• Анкор: диплом
• Дата: 16.05.2022
• Размер: 0.66 Mb.
• Имя файла: Федотов М.А.docx
• Тип: Диплом; #532431
• страница: 3 из 10

Проверка головного трансформатора


Согласно [5], на ТП устанавливают два головных понижающих трансформатора. При этом требуется обеспечить как параллельную, так и раздельную работу трансформаторов. В последнем случае от трансформатора, находящегося в работе, требуется обеспечить питание тяговой нагрузки при заданных размерах движения поездов, а также питание нетяговых потребителей I-ой и II-ой категории.

При всем при этом решение принимать мощность каждого трансформатора из обеспечения всей расчетной трансформаторной мощности подстанции не имеет никакой экономической выгоды. Согласно [5], допустимая перегрузка масляных трансформаторов не должна превышать 40 % номинальной не более шести часов в сутки в течение пяти суток подряд. Значит, стандартная номинальная мощность одного головного понижающего трансформатора можно найти по следующему выражению
(1.10)

где S	–	расчетная трансформаторная мощность ТП, кВ·А;
Kпер	–	коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к номинальной мощности, принимаемый 1,4 [2].

Трансформаторы ТРДН-25000/110 уже установлены на тяговой подстанции и обеспечивают расчетную нагрузку 8759,28 кВА, следовательно, остаются для дальнейшей работы. Их параметры приведены в таблице Б.1.

2. 
   Трансформаторы для питания собственных нужд
   

На модернизируемой тяговой подстанции установлены два трансформатора собственных нужд типа ТМ-400/10, которые подключены к шинам 10 кВ. Их параметры приведены в таблице Б.2

3. 
   Выбор преобразовательных агрегатов и преобразовательных трансформаторов
   

Преобразовательные трансформаторы на ТП постоянного тока служат не только для гальванической развязки, но и для согласования напряжений питающей и контактной сети. Их количество и тип напрямую зависит от количества и типа преобразовательных агрегатов, установленных на подстанции.

В дипломном проекте производим замену устаревших шестипульсовых преобразовательных агрегатов типа ПВЭ-5 на двенадуатипульсовые преобразовательные агрегаты В-ТПЕД-3,15к-3,3к. Их характеристики приведены в В.1 и В.2 соответственно.

В первую очередь найдем количество преобразователей N_в. С этой целью вычислим величину выпрямленного тока подстанции I_dТП, исходя из заданного значения мощности для питания тяговой нагрузки Р_тяги
(1.11)

где UdН

–

номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции.

По заданному типу выпрямителей определим их количество N_{в расч}
(1.12)

где IdH

–

номинальный выпрямленный ток заданного выпрямителя.

Полученное значение округляем до целого и увеличиваем на единицу, то есть принимаем один резервный выпрямитель, следовательно, N_{в расч}=3 шт.

По найденному числу и выбранному типу выпрямителей, вместо ранее установленных преобразовательных трансформаторов типа ТДП-16000/10/3,3, для питания 12-пульсовых выпрямительных преобразователей выбираем сухой трансформатор типа ТРСЗП-12500/10 УХЛ1. Его характеристики приведены в таблице Б.4

3. 
   Расчет токов короткого замыкания на шинах РУ
   

1.4.1 Составление расчетной схемы электроснабжения и схемы замещения
Расчет токов КЗ – это основной этап при проектировании какого - либо электротехнического объекта, поскольку на основании результатов этих вычислений осуществляется: выбор и проверка силового оборудования, а так же токоведущих частей электроустановок.

Расчетная схема (рисунок Г.1), разрабатывается по схеме главных электрических соединений расчетной тяговой подстанции.

По ней в свою очередь строится схема замещения (рисунок Г.2), на которой элементы заменяются их индуктивными сопротивлениями . Активные сопротивления учитываются только для трансформаторов собственных нужд тяговой подстанции .

2. 
   Расчет сопротивления элементов схемы замещения
   

Расчет осуществляется методом относительных единиц, при базисном значении мощности S_Б=1000МВА .

Мощность КЗ энергосистемы в максимальном режиме работы на шинах подстанции
(1.13)

где Sс	–	мощность энергосистемы, МВА;
Uср	–	среднее значение напряжения питающего РУ;
Imax	–	ток КЗ в РУ-110 кВ в максимальном режиме работы.

Относительное базисное сопротивление системы рассчитывается по выражению
(1.14)

где SБ	–	базисное значение мощности: принимаемое 1000 МВА [2];
SКЗ	–	мощность КЗ на шинах распределительного устройства 110 кВ, МВА.

Сопротивление понижающих двухобмоточных трансформаторов
(1.15)

где uк	–	напряжение КЗ выбранного понижающего двухобмоточного трансформатора;
SНТ	–	номинальная мощность трансформатора.

Расчет сопротивлений двухобмоточного трансформатора собственных нужд мощностью S_НТСНменее 1000 кВ∙ А производим по выражениям
(1.16)
(1.17)
(1.18)

где Ркз	–	активные потери трансформатора в его трех фазах при КЗ, кВт;
Z*БТ	–	полное сопротивление трансформатора;
X*БТ	–	индуктивное сопротивление трансформатора;
r*БТ	–	активное сопротивление трансформатора.

Выполнимы вычисления сопротивлений элементов схемы замещения по выражениям (1.13) – (1.18).

Энергосистема


Понижающий двухобмоточный трансформатор

Трансформатор собственных нужд



Понижающий трансформатор (преобразователя)

2. 
   Расчет сопротивлений от источников питания до точки КЗ
   

Сопротивление системы вычислено в предыдущем разделе, значит, преобразование схемы замещения сразу производим до точек К2 и К3, в соответствии с рисунками Г.3, Г.4.

Результирующее сопротивление до точки К2 вычисляется по выражению
(1.19)
Сопротивление до точки К2

Точка К3

Результирующее сопротивление до точки К3 рассчитывается по выражениям
(1.20)
(1.21)
(1.22)
(1.23)
Вычислим значение сопротивлений

2. 
   Расчет токов трехфазного симметричного короткого замыкания
   

Ток короткого замыкания в i-ой точке для энергосистемы
(1.24)

где IБi	–	базисный ток, кА;
X*БСi	–	сопротивление ветви до i-ой точки КЗ.

Базисный ток I_Бi найдем по выражению
(1.25)

где SБ	–	базисное значение мощностиSБ =1000 МВА;
Uсрi	–	среднее значение напряжения РУ, где рассчитывается ток КЗ.

Поскольку сопротивление энергосистемы учтено при расчете схемы замещения, то напряжение на ее шинах можно считать неизменным. Тогда производим вычисления по упрощенному методу

Мощность КЗ

(1.26)

Ударный ток КЗ
(1.27)
Базисный ток для шин  U_ср =115 кВ определим по выражению (1.25)

Ударный ток короткого замыкания найдем по выражению (1.27):

Ток короткого замыкания на шинах 10 кВ в точке К2




Ток короткого замыкания на шинах 0,4 кВ в точке К3

2. 
   Расчет токов короткого замыкания в РУ постоянного тока
   

Установившийся максимальный ток КЗ на шинах РУ постоянного тока 3,3кВ вычисляется по выражению
(1.28)

где IdH	–	номинальный ток одного выпрямителя;
N	–	число преобразователей ТП, которые могут одновременно находиться в работе;
uk,%	–	напряжение КЗ преобразовательного трансформатора;
	–	сумма мощностей сетевых обмоток преобразовательных трансформаторов ТП, которые могут одновременно находиться в работе, кВ·А;
	–	мощность КЗ на шинах РУ переменного тока с напряжением j, от которого питаются преобразовательные трансформаторы.

Установившийся максимальный ток КЗ на шинах РУ постоянного тока 3,3 кВ

Мощность КЗ на шинах постоянного тока определяется по выражению
(1.29)

где UdH

–

номинальное напряжение преобразователя.

Мощность КЗ на шинах постоянного тока

Результаты расчетов токов и мощностей короткого замыкания заносим в таблицу 1.5
Таблица 1.5 – Результаты расчетов токов и мощностей КЗ

Точка КЗ, (Uср, кВ)
К1 (115)	0,69	7,4	18,87	1446,7
К2 (11)	5,94	9,26	23,6	165,29
К3 (0,4)	61,87	23,76	60,59	16,16
К4 (3,3)	IKMAX=34,5 кА				114

1.5 Расчет максимальных рабочих токов

Значение максимального рабочего тока в каком-либо элементе распредустройства переменного тока определяется по выражению
(1.30)

где Smax	–	максимальная мощность, передаваемая по данному элементу РУ, кВА;
Uн	–	номинальное напряжение РУ, кВ.

Величина мощности и значение максимального рабочего тока для элементов РУ модернизируемой тяговой подстанции РУ 110 кВ

Ввод и перемычка
(1.31)
(1.32)

где NТП	–	наибольшее количество промежуточных тяговых подстанций, расположенных слева (справа) от данной подстанции до следующей опорной подстанции, шт.;
kр	–	коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимума нагрузок, принимаемый 0,9.

Участок присоединения понизительного трансформатора

(1.33)

где Sгт	–	номинальная мощность одного головного понижающего трансформатора, кВА;
S	–	расчетная трансформаторная мощность ТП, кВА.

Максимальная мощность участка присоединения понизительного трансформатора



Максимальный рабочий ток участка присоединения понизительного трансформатора вычислим по выражению (1.30)

РУ-10 кВ

Максимальная мощность ввода и сборных шин
(1.35)

где

–

расчетная трансформаторная мощность, необходимая для питания тяговых и нетяговых потребителей РУ-10 кВ.

Максимальная мощность ввода и сборных шин

Максимальный рабочий ток ввода и сборных шин определим по выражению (1.30)

Максимальная мощность фидера НТП
(1.35)

где Sфi

–

расчетная мощность i-го фидера нетягового потребителя, кВА.

Максимальная мощность Ф1НТП определятся по выражению (1.35)

Максимальный рабочий ток Ф1НТП найдем по выражению (1.30)

Для Ф2НТП – Ф5НТП вычисления производятся аналогичным образом.

Максимальная мощность участка присоединения ТСН
(1.36)

где SТСН

–

номинальная мощность одного трансформатора собственных нужд.

Максимальная мощность участок присоединения ТСН.

Максимальный рабочий ток участок присоединения ТСН определим по выражению.

Максимальная мощность участок присоединения тягового трансформатора.
(1.37)

где S1Н

–

номинальная мощность сетевой обмотки преобразовательного трансформатора.

Максимальная мощность участка присоединения тягового трансформатора.

Максимальный рабочий ток участка присоединения тягового трансформатора найдем по выражению.