1 Общая часть_ДП. 1 Расчет тяговой подстанции постоянного тока

• Название: 1 Расчет тяговой подстанции постоянного тока
• Дата: 20.03.2022
• Размер: 0.62 Mb.
• Имя файла: 1 Общая часть_ДП.doc
• Тип: Документы; #405700

1 Расчет тяговой подстанции постоянного тока
1.1 Оп ределение мощности тяговой подстанции.
1.1.1 Определение активной мощности районных потребителей.
, (1)
где P_у – установленная мощность потребителей электроэнергии, кВт;

k_с– коэффициент спроса.

Нагрузки районных потребителей

Таблица 1.1 – Нагрузки районных потребителей

Часы	Вагонное депо	Деревообрабатывающая промышленность	Освещение и бытовая нагрузка	Железнодорожный узел	ΣPрасч
	375	2750	1120	1125	5370
0(24)	165	990	560	832,5	2547,5
1	165	990	291,2	832,5	2278,7
2	187,5	935	291,2	832,5	2246,2
3	165	880	291,2	832,5	2168,7
4	195	825	291,2	675	1986,2
5	202,5	880	291,2	675	2048,7
6	210	990	448	945	2593
7	285	1705	627,2	1080	3697,2
8	352,5	2585	627,2	990	4554,7
9	316,125	2750	515,2	922,5	4503,825
10	315	2530	515,2	922,5	4282,7
11	375	2090	403,2	922,5	3790,7
12	202,5	1925	403,2	630	3160,7
13	285	2530	403,2	911,25	4129,45
14	352,5	2365	515,2	945	4177,7
15	322,5	2145	672	967,5	4107
16	337,5	1859	1075,2	1012,5	4284,2
17	195	2255	1120	1035	4605
18	247,5	2200	1120	1035	4602,5
19	315	1925	1120	1035	4395
20	307,5	1980	1120	1125	4532,5
21	285	2145	1075,2	922,5	4427,7
22	247,5	1815	896	922,5	3881
23	225	1045	560	832,5	2662,5

1.1.2 Определение реактивных мощностей районных потребителей.
, (2)
где tgϕ – тангенс угла нагрузки данного потребителя, определяется по его cosϕ, который задается;

P_max­ – активная мощность потребителя, определенная по формуле (1), кВт.

1.1.3 Определение полной мощности районных потребителей с учетом постоянных и переменных потерь в сетях.

, (3)
где P_пост =(1-2)% – постоянные потери в сетях;

P_пер=(6-8)% – переменные потери в сетях (потери в обмотках трансформаторов и ЛЭП);

S_ТСН1(2); S_ТСН3(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.

– коэффициент разновременности расчетной мощности районных потребителей;

– определяется по суммарному графику нагрузок всех районных потребителей.



1.1.4 Опред еление мощности ТСН.
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.

S_ТПА=11840 кВ*А

Определяем количество преобразовательных агрегатов.
, (4)
где I_эф – эффективный ток тяги на данной подстанции, задается в ИД, А;

I_ном – номинальный ток ТПА, А.


1.1.6 Определение суммарной мощности тяговой подстанции.
, (5)
где k_р=(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 №2.

Определяем полную мощность на шинах ТП №3

Определяем полную мощность на шинах ТП №4

Определяем полную мощность на шинах ТП №5


Определяе м полную мощность на шинах ТП №6


Определяем полную мощность транзита ТП №1
, (6)
где =0,6-0,8 – коэффициент разновременности максимальных нагрузок проектируемой и соседних подстанций.

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. N_расч=2.

По справочнику Б.Н. Неклепаева выбираем понижающий трансформатор ближайшей большей мощности.

Для S_ПТ1(2)=14245,05 кВ*А

S_Н.ПТ1(2)=25 МВ*А

С учетом допустимой нагрузки и её перегруза на 30% за 2 часа работы понижающего трансформатора



Выбранный понижающий трансформатор проходит.

1.1.10 Паспортные данные выбранных трансформаторов.
Таблица 1.2 – Силовой трансформатор.

Тип	Номинальная мощность, Sном, МВ*А	Номинальное высшее напряжение, UВН, кВ	Номинальное низшее напряжение, UНН, кВ	Мощность потерь ХХ, PХХ, кВт	Мощность потерь КЗ, PКЗ, кВт	Напряжение КЗ между обмотками, UК%	Ток ХХ, IХ%	РПН	Схема и группа соединения обмоток
ТРДН-25000/110	25	115		25	120	10,5	0,65	±9х1,78%	Y/Δ-Δ-11-11

Таблица 1.3 – Трансформаторы собственных нужд.

Тип	Номинальная мощность, Sном, кВ*А	Номинальное высшее напряжение, UВН, кВ	Номинальное низшее напряжение, UНН, кВ	Мощность потерь ХХ, PХХ, кВт	Мощность потерь КЗ, PКЗ, кВт	Напряжение КЗ между обмотками, UК%	Ток ХХ, IХ%	РПН	ПБВ	Схема и группа соединения обмоток
ТСЗ-250/10	250	10	0,4	1	3,8	5,5	3,5	±8х1,5% (на стороне ВН)	±2х2,5% (на стороне НН)	Y/Y-0
ТСЗ-400/10	400	10	0,4	1,3	5,4	5,5	3	±8х1,5% (на стороне ВН)	±2х2,5% (на стороне НН)	Y/Y-0

Таблица 1.4 – Тягово-преобразовательный агрегат

Тип			ТМРУ-16000/10Ж
Номинальное напряжение сетевой обмотки, кВ			10
Номинальный ток сетевой обмотки, А			650
Номинальное напряжение преобразователя, кВ			3,3
Номинальный ток преобразователя, А			3200
Номинальное напряжение вентильной обмотки, кВ			3,02
Номинальный ток вентильной обмотки, А			924
Напряжение ветви реактора, В			760
Напряжение КЗ, %			7,35
Ток КК, А			3,18
Потери холостого хода, кВт			33
Потери короткого замыкания, кВт			79
Потери в уравнительном реакторе, кВт		в стали	3,32
		в меди	8,56
ПБВ			±5%
Схема соединения обмоток	сетевой
	вентильной

1.2 Расчет цепи КЗ на стороне переменного тока.





Рисунок 1.1 – Расчетная схема


Рисунок 1.2 – Схема замещени я (а), расчет сопротивления ее элементов (б), преобразование (в,г,д,е)
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.
, (7)
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:
, (8)
где S_{КЗ РП} – мощность КЗ на шинах вторичного напряжения 121 кВ районной подстанции, МВ·А.



Относительные сопротивления понижающих трансформаторов Т₁ (Т₂), работающих параллельно:
, (9)
где – напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора, %;

S_номТ – номинальная мощность трансформатора, кВ·А.


Преобразование схемы замещения:

Схема в:

Схема г:

Схема д:

Схема е:

1.2.3 Действующее значение периодической составляющей в первый период после КЗ, приведенное к стороне 110 кВ.
, (10)
где I_б – базисный ток для точки К, А.


Приведенное значение I_К(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:

Таблица 1.5 – Окончательные токи 3-х фазного КЗ.

Uср, кВ	IК, кА	iу, кА	IК, кА
115	4,505	11,488	6,98
10,5	17,138	43,702	23,564

1.3 Расчет максимальных рабочих токов токоведущих частей и оборудования.
1.3.1 Вводы подстанции 110 кВ.

, (11)
где k_пр=1,3 – коэффициент перспективы развития потребителей.


1.3.2 Сборные шины опорной подстанции.
, (12)
где k_рн1=0,7 – коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения.

k_пер=1,3 – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов.


1.3.3 Первичная обмотка понижающего трансформатора.
, (13)
где k_пер=1,3 – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.



1.3.4 Сборные шины вторичного напряжения, цепь секционного выключателя.
, (14)
где k_рнII=0,7 – коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения.



1.3.5 Вторичная обмотка двухобмоточного понижающего трансформатора.
, (15)

где k_пер=1,3 – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.


1.3.6 Линия районного не тягового потребителя.
, (16)
где k_пр=1,3 – коэффициент перспективы развития потребителей;

P_max – максимальная активная мощность потребителя, кВт;

cosϕ – коэффициент мощности потребителя.
Вагонное депо.



Деревообрабатывающая промышленность.



Освещение и бытовая нагрузка.



Железнодорожный узел.


1.3.7 Первичный ток тягово-преобразовательного агрегата при схеме выпрямления «две обратные звезды».
, (17)
где I_d – номинальный выпрямленный ток преобразователя.

k_Т =1,9 – коэффициент трансформации преобразовательного трансформатора.



1.4 Выбор токоведущих частей и оборудования переменного тока.
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:

q_в=240/32 мм²; 240 мм²>29,61 мм² – шины проходят по нагреву.
Максимальное значение критической напряженности электрического поля, при котором возникает «корона»:
, (18)
где m=0,82 – коэффициент шероховатости многопроволочного провода гибких шин;

r_пр – радиус провода, см.

Для АС-240/32 d_пр=2,16 см

Напряженность электрического поля около поверхности провода при U_расч=115 кВ
, (19)
где D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, для 110 кВ D=300 см. D_ср=1,26D



По условию отсутствия короны должно быть:

– шины проходят по «короне».
1.4.2 Выбор сборных жестких шин 10 кВ.


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:

q_в=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:


Тип ВГТ-110II-40/2000 УХЛ1, тип привода ППрК-1800


Выключатель проверяем по динамической стойкости:

– выключатель проходит.

Выключатель проверяем на термическую стойкость:


Выключатель проверяем по номинальному отключаемому току КЗ на стороне 110 кВ:

– выключатель проходит.
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 проходит.
Выключатель проверяем на термическую стойкость:


Выключатель проверяем по номинальному отключаемому току КЗ на стороне 10 кВ:

– выключатель проходит.


Выбираю вакуумный выключатель 10 кВ внутренней установки для отходящих линий и ТСН.

Для него:


Тип ВБКЭ(р)-10-20/630 У3 тип привода ПБ-1


Выключатель проверяем по динамической стойкости:

– выключатель проходит.
Выключатель проверяем на термическую стойкость:


Выключатель проверяем по номинальному отключаемому току КЗ на стороне 10 кВ:

– выключатель проходит.
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 проходит.
Выключатель проверяем на термическую стойкость:


Выключатель проверяем по номинальному отключаемому току КЗ на стороне 10 кВ:

– выключатель проходит.
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.
Выбираю разъединитель 110 кВ наружной установки с одним (двумя) комплектами заземляющих ножей.

Для него:


Тип РНДЗ-1(2)-110/630 Т1



Разъединитель проверяем на динамическую стойкость:
Главные ножи:

– разъединитель проходит.
Заземляющие ножи:

– разъединитель проходит.
Проверяем на термическую стойкость:
Главные ножи:


Заземляющие ножи:


Разъединитель 10 кВ.
Выбираю разъединитель 10 кВ внутренней установки с двумя комплектами заземляющих ножей.

Для него:


Тип РВРЗ-2-10/2500 У2


Разъединитель проверяем на динамическую стойкость:
Главные ножи:

– разъединитель проходит.
Заземляющие ножи:

– разъединитель проходит.
Проверяем на термическую стойкость:
Главные ножи:


Заземляющие ножи:


1.4.6 В ыбор трансформаторов тока.
Трансформатор тока 110 кВ наружной установки для:


Тип ТФЗМ-110Б-1


ТТ проверяю на динамическую стойкость:

– ТТ проходит.
ТТ проверяю на термическую стойкость:



Трансформаторы тока 10 кВ внутренней установки.
ТТ для выключателя ввода РУ-10 кВ:


Тип ТЛ-10-I У3


ТТ проверяю на динамическую стойкость:

– ТТ проходит.
ТТ проверяю на термическую стойкость:


ТТ для выключателя тягово-преобразовательного агрегата:


Тип ТЛ-10-I У3


ТТ проверяю на динамическую стойкость:

– ТТ проходит.

ТТ проверяю на термическую стойкость:


ТТ для выключателя фидера 10 кВ «Вагонное депо»:


Тип ТЛ-10-I У3


ТТ проверяю на динамическую стойкость:

– ТТ проходит.
ТТ проверяю на термическую стойкость:


ТТ для выключателя фидера 10 кВ «Деревообрабатывающая промышленность»:


Тип ТЛ-10-I У3




ТТ проверяю на динамическую стойкость:

– ТТ проходит.
ТТ проверяю на термическую стойкость:


ТТ для выключателя фидера 10 кВ «Освещение и бытовая нагрузка»


Тип ТЛ-10-I У3


ТТ проверяю на динами ческую стойкость:

– ТТ проходит.
ТТ проверяю на термическую стойкость:


ТТ для выключателя фидера 10 кВ «Железнодорожный узел»


Тип ТЛ-10-I У3


ТТ проверяю на динамическую стойкость:

– ТТ проходит.
ТТ проверяю на термическую стойкость:


ТТ для выключателя 10 кВ ТСН 1(2)


Тип ТЛ-10-I У3


ТТ проверяю на динамическую стойкость:

– ТТ проходит.
ТТ проверяю на термическую стойкость:


ТТ для выключателя 10 кВ ТСН 3(4)




Тип ТЛ-10-I У3


ТТ проверяю на динамическую стойкость:

– ТТ проходит.
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

U_ном=10 кВ

U_{ном.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


1.4.9 Плавкие предохранители для защиты измерительных трансформаторов напряжения 10 кВ.
Тип ПКТ 102-12-31,5-31,5Т3


Проверка:


Предохранитель не проходит, но т.к. по справочнику I_откл=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.