Курсовая работа: Проектирование тяговой подстанции переменного тока

3.2.3 Выбор оборудования РУ 10 кВ.

Максимальный рабочий ток сборных шин и секционного выключателя 10кВ, согласно [1]

где kрнII = 0,5 – коэффициент распределения нагрузки по шинам вторичного напряжения;

Максимальный рабочий ток первичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]

где kпер = 1,25 – коэффициент перегрузки;

Sн пр тр = 11840 кВА – номинальная мощность преобразовательного трансформатора;

Выбор ячеек КРУ 10 кВ.

РУ 10 кВ выполнено на открытом воздухе на базе камер КРУ наружной установки типа К – У1 – У. Камеры оборудованы выкатными ячейками с элегазовыми выключателями, трансформаторами напряжения и другим оборудованием.

Технические характеристики ячеек К – У1 – У:

Номинальное напряжение Uном = 10 кВ; Номинальный ток: шкафов Iном = 1000 А; сборных шин Iном = 1000 А; 2500 А; электродинамическая стойкость Iдин = 52 кА; привод выключателей – электромагнитный.

Выбор выключателей РУ 10 кВ.

Таблица 3.8

Места установки и технические характеристики выключателей РУ-10 кВ.

По условию (3.3)

Uном = 10 кВ = Uном РУ = 10 кВ;

По условию (3.4) для вводных, секционного выключателей и выключателей преобразовательных агрегатов

Iном = 4000 А > Iрмах10 = 3464 А; Iном = 2500 А > Iрмах10 = 2309,4 А;

Iном = 1000 А > Iр мах пр = 854,5 А;

Выключатели 3АН-3, LF-3, LF-1 подходят для работы в РУ 10 кВ.

Выбор трансформаторов тока РУ-10 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в РУ 10 кВ применены трансформаторы тока типа ТПШЛ – 10, ТПОЛА – 10, ТПЛ – 10.

Данные о местах установки трансформаторов тока РУ 10 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9.

Места установки и технические характеристики трансформаторов тока РУ-10 кВ

Выбор трансформаторов напряжения РУ-10 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в РУ 10 кВ применены трансформаторы напряжения типа НТМИ-10. ТН устанавливаются в ячейках КРУ по одному на каждую секцию шин.

Таблица 3.10

Технические характеристики трансформаторов напряжения ОРУ 10 кВ.

По условию (3.3)

Uном = 10 кВ = Uном РУ = 10 кВ;

Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 подходят для работы в РУ 10кВ.

3.2.4 Выбор оборудования РУ 3,3 кВ

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]:

для схемы выпрямления «две обратные звезды»

где Idн – номинальный выпрямленный ток выпрямителя

Максимальный рабочий ток главной («плюсовой») шины РУ-3,3 кВ:

где N – число преобразователей на подстанции (N = 2);

крн – коэффициент распределения нагрузки на шинах (крн = 0,8)

Максимальный рабочий ток запасной шины:

где Iфмах – максимальный рабочий ток фидера контактной сети (Iфмах = 2000 А)

Максимальный рабочий ток минусовой шины:

Выбор шин РУ-3,3кВ.

Ошиновка РУ 3,3 кВ выполнена алюминиевыми шинами коробчатого сечения:

для главной шины сечением 1785 мм2

Iдоп = 5650 А;

По условию (3.4)

Iдоп = 5650 А ³ Iр мах 3,3 = 5120 А ;

для минусовой шины сечением 2440 мм2

Iдоп = 6430 А;

По условию (3.4)

Iдоп = 6430 А ³ Iр мах 3,3 = 6400 А ;

для запасной шины прямоугольного сечения 100*8 мм

Iдоп = 2180 А;

По условию (3.4)

Iдоп = 2180 А ³ Iрмах3,3 = 2000 А ;

Выбранные шины подходят для выполнения ошиновки РУ-3,3 подстанции.

Выбор изоляторов РУ-3,3 кВ.

Шины РУ 3,3 кВ укреплены на опорных изоляторах ШН-6, разрывная нагрузка – 3,5 кН.

Выбор выключателей РУ 3,3 кВ.

В РУ 3,3 кВ в качестве вводных и фидерных контактной сети установлены быстродействующие выключатели, информация о местах установки выключателей и их технические характеристики приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.11

Места установки и технические характеристики выключателей РУ-3,3 кВ.

По условию (3.3)

Uном = 3,3 кВ = Uном РУ = 3,3 кВ;

По условию (3.4) для вводных выключателей:

Iном = 2000 А ≥ Iр мах = 923,8 А;

для двух последовательно включенных секционных выключателей:

Iном = 2*3000 А ≥ Iр мах = 5120 А;

для выключателей фидеров КС:

Iном = 2000 А ≥ Iр мах = 2000 А;

Выключатели ВАБ-49/1-3200/30-Л, ВАБ-49-5000/30-Л подходят для РУ-3,3 кВ.

Выбор разъединителей РУ 3,3 кВ.

В РУ 3,3 кВ для работы совместно с выключателями секционным и на отпайках к фидерам контактной сети установлены разъединители типа РС – 3000/3,3, технические характеристики разъединителей приведены в таблице 3.12.

Таблица 3.12

Технические характеристики разъединителей РС – 3000/3,3.

По условию (3.3)

Uном = 3,3 кВ = Uном РУ = 3,3 кВ;

По условию (3.4) для вводных разъединителей и фидеров КС:

Iдл доп = 3000 А > Iрмах = 923,8 А;

для секционных разъединителей:

Iдл доп = 2*3000 А > Iрмах = 5120 А;

Разъединители РС – 3000/3,3 подходят для работы в РУ 3,3 кВ.

4.  Определение токов К.З. на подстанции

4.1  Составление схемы замещения

Упрощенная схема подстанции с привязкой ее к системе внешнего электроснабжения, для расчета токов трехфазного короткого замыкания в максимальном режиме, приведена на рисунке 2.1.

Схема замещения подстанции с привязкой ее к системе внешнего электроснабжения приведена на рисунке 4.1.

4.2  Определение расчетных сопротивлений схемы замещения

Расчет ведется в именованных единицах.

Данные линий электропередачи, системы и трансформаторов приведены в разделе 1.

Сопротивление системы согласно [1]

 (4.1)

где SКЗ – мощность короткого замыкания системы, МВА;

Ucp – среднее напряжение ступени для которой определено сопротивление, кВ.

Сопротивление линий электропередачи

ХЛ = Х0 ·L ; (4.2)

где Х0 = 0,4 Ом/км – удельное сопротивление линии электропередачи согласно [1];

L – длина линии электропередачи, км.

Приведенные напряжения короткого замыкания трансформатора

Сопротивления трансформатора

Результаты расчета сопротивлений схемы замещения сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Сопротивления элементов схемы замещения

4.3  Определение тока К.З. в точке К1

Схема замещения для расчета на рисунке 4.2.

Преобразуем схему рис. 4.2.1., затем рис. 4.2.2., затем рис. 4.2.3.

Определяем токи К.З. по формулам согласно [6]

Действующее значение тока К.З.

 (4.9)

где Uср = 115 кВ – среднее напряжение ступени для которой определяется ток К.З.;

ХS - суммарное сопротивление элементов схемы до точки К.З.

Апериодическая составляющая тока К.З.

 (4.10)

где τ = tсв + tз min = 0,07 с.

Та = 0,02 с.

Ударный ток К.З. в точке К1, согласно [1]

iу = kу IК (4.11)

где kу = 1,8 – ударный коэффициент;

iу = × 1,8 × 6,66 = 16,25 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

iк = IК + iа (4.12)

iк = · 6,66 + 0,289 = 9,71 кА

4.4  Определение тока К.З. в точке К2

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.3.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.3.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора:

ХТС = ХВ + ХС

Приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне СН по формуле согласно [1]

 (4.13)

По формуле (4.12) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне СН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора

ХТС = 3,64 Ом + 1,91 Ом = 5,56 Ом.

Вводим в схему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.12) приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне СН

Находим сопротивление системы в точке К2 (Рис. 4.3.2):

Х= Х+ ХТС2 = 1,12 + 2,78 = 3,9 Ом

Действующее значение тока К.З. относительно генератора по (4.9)

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К2, по формуле (4.11)

iу = × 1,8 × 5,7 = 14,52 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

iк = · 5,7 + 0,242 = 8,31 кА

4.5  Определение тока К.З. в точке К3

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.4.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.4.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора.

ХТН = ХВ + ХН

По формуле (4.13) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне НН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора

ХТН = 0,298 Ом - 0,006 Ом = 0,292 Ом.

Вводим в схему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.13) приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне НН

Находим сопротивление системы в точке К3 (Рис. 4.4.2):

Х= Х+ ХТН2 = 0,091 + 0,146 = 0,237 Ом

Действующее значение тока К.З. относительно источника питания по (4.9)

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К3, по формуле (4.11)

iу = × 1,8 × 26,82 = 68,27 кА.

Полный ток К.З. в точке К3

iк = · 26,82 + 1,138 = 39,067 кА

4.6  Определение тока К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, (в точке К4)

Установившийся ток К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ определяется по формуле согласно [1]:

 (4.14)

где IdH – номинальный выпрямленный ток выпрямительного агрегата, кА

N – количество выпрямительных агрегатов;

Sн.пр.тр – мощность преобразовательных трансформаторов, питающих выпрямительный агрегат, МВА

SКЗ – мощность К.З. на шинах переменного тока 10кВ, МВА

uК – напряжение К.З. преобразовательного трансформатора, %

 (4.15)

Данные о преобразовательных агрегатах взяты из раздела 1.

Sн.пр.тр = S НОМ1 = 11,84 МВА;

Idн = IНОМ вып= 3,2 кА;

uк = 7,35 %.

Определяем установившийся ток К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, по формуле (4.14)

5.  Проверка оборудования тяговой подстанции по условиям короткого замыкания

5.1 Расчетный тепловой импульс на шинах 3,3 кВ подстанции определяется согласно [1] по формуле:

Bк = I2ПО·tоткл (5.1)

где I2ПО – начальное значение периодической составляющей тока К.З.

I2ПО = Iк.уст = 29,37 кА;

tоткл – время, в течении которого проходит ток К.З. согласно [1]:

tоткл = tз + tв (5.2)

где tз – время действия защиты, согласно разделу 1,

tз = tрз = 0,1 с;

tв – время отключения выключателя, согласно пункту 3.2.4.3, для РУ 3,3 кВ

tв = 0,05 с.

По формуле (5.2) определяем:

tоткл = 0,1 + 0,05 = 0,15 с.

По формуле (5.1) определяем расчетный тепловой импульс на шинах РУ-3,3 кВ:

BК = 29,372 × 0,15 = 129,4 кА2с;

5.2  Проверка шин РУ-3,3 кВ

Минимальное сечение шин РУ-3,3 кВ, при котором протекание тока К.З. не вызывает нагрева шин выше кратковременно допустимой температуры, определяем согласно [1] по формуле:

 (5.4)

где BK – тепловой импульс К.З.;

C = 90 А×с1/2/мм2, - константа по [1];

Согласно [1] должны выполняться условия:

Iдоп ³ Iр.мах

q ³ qmin (5.5)

По условию (3.4):

для главной и минусовой шин коробчатого сечения:

Iдоп = 5650 А ³ Iр мах 3,3 = 5120 А ;

Iдоп = 6430 А ³ Iр мах 3,3 = 6400 А ;

для запасной шины прямоугольного сечения:

Iдоп = 2180 А ³ Iр.мах 3,3 = 2000 А ;

По условию (5.5):

для главной и минусовой шин:

q = 1785 мм2 ³ qmin = 156,6 мм2

q = 2440 мм2 ³ qmin = 156,6 мм2

для запасной шины:

q = 800 мм2 ³ qmin = 156,6 мм2

Выбранные шины подходят для РУ-3,3 кВ, так как удовлетворяют условиям проверки.

5.3  Проверка быстродействующих выключателей постоянного тока

Быстродействующие выключатели проверяются по условию:

где Iк уст – установившийся ток К.З. на шинах 3,3 кВ, определяется по выражению (4.13);

Iмах отк – максимальный ток отключения; k = 0,6 – коэффициент учитывающий наличие быстродействующих выключателей [3]

Для вводных и выключателей фидеров контактной сети:

Iмах отк = 22 кА ³ k·Iк уст = 0,6·36,3 = 21,84 кА

Для секционных выключателей, при двух последовательно включенных:

Iмах отк = 50 кА ³ k·Iк уст = 21,84 кА

Выбранные быстродействующие выключатели типа ВАБ-49/1-3200/30-Л, в качестве вводных и выключателей фидеров КС, а также ВАБ-49-5000/30-Л, в качестве секционных подходят для РУ-3,3 кВ.

6.  Выбор сглаживающего устройства

Рис. 6.1 Схема сглаживающего устройства

Для обеспечения электромагнитной совместимости преобразователей и тяговой сети 3,3 кВ с линиями связи и устройствами СЦБ, т. е. Для снижения влияния тяговых токов на работу линий связи и устройств СЦБ, на тяговой подстанции, в соответствии с правилами защиты устройств связи, установлено сглаживающее устройство.

Сглаживающее устройство состоит из резонансных и апериодического контуров. Каждый резонансный контур настраивается в резонанс токов на определённую частоту. Апериодический контур настраивается в резонанс напряжений на частоте 174 Гц.

В сглаживающем устройстве подстанции применен трехблочный реактор РБФАУ-6500/3250 с параллельным соединением ветвей, индуктивностью 5 мГн.

Для резонансных и апериодических контуров применены бумажно-маслянные конденсаторы ФМТ4–12, номинальная емкость 12 мкФ, номинальное напряжение 4 кВ и катушки индуктивности, содержащие в каждом резонансном контуре основную и дополнительную катушки, изготовленных из медного провода ПР-500.

Необходимые индуктивности катушек определяем согласно [3] по формуле:

 (6.1)

где Cn – емкость контура;

f – частота резонанса контура.

Параметры сглаживающего устройства приведены в таблице 6.1

Таблица 6.1

Параметры сглаживающего устройства

7.  Выбор аккумуляторной батареи

Выбор аккумуляторной батареи заключается в определении типового номера батареи, расчете числа последовательно включенных элементов, выборе зарядно-подзарядного устройства.

Ток длительного разряда в аварийном режиме:

Iдл.разр = Iпост + Iав, (7.1)

где Iпост – ток постоянной нагрузки; Iав – ток аварийной нагрузки.

Iпост = 40 А; Iав = 24 А; Iдл.разр = 40 + 24 = 64 А.

Ток кратковременного разряда в аварийном режиме:

Iкр разр = Iдл.разр + Iвкл (7.2)

где Iвкл – наибольший ток, потребляемый приводом выключателя, для выключателя ВВС – 35 – 20 (Iвкл = 100А).

Iкр разр = 64 + 100 = 164 А.

Необходимая расчетная емкость батарей:

Qрасч = Iдл.разр tав, (7.3)

Qрасч = 64 ∙ 2 = 128 А∙ч.

Определяем номер батареи по условиям длительного режима:

Nдл ≥ 1,1 ∙ Qрасч / Q1 (7.4)

где Q1 – емкость двухчасового разряда аккумулятора СК-1, равная 22 А·ч

Nдл ≥ 1,1 ∙ 128 / 22 = 5,82

Определяем номер батареи по условиям кратковременного режима:

Nкр ≥ Iкр разр / 46. (7.5)

где 46 А – ток кратковременного разряда для СК-1

Nкр ≥ 164 / 46 = 3,56.

Из двух полученных значений N выбираем большее, округляя в сторону возрастания:

N = 6

Принимаем батарею СК-6.

Число последовательно включенных элементов батареи :

n = Uшв / Uпз (7.6)

где Uпз – напряжение подзаряда (Uпз = 2,15 В);

Uшв – напряжение на шинах выключения (Uшв = 258 В).

n = 258 / 2,15 = 120; принимаем n = 120 шт.

Выбор зарядно-подзарядного агрегата.

Подзарядное устройство находится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядом батареи питает постоянно включенную нагрузку. Мощность подзарядного преобразователя определяется по формуле:

Ррасч. зпу = Uзар×(Iзар + Iпост), (7.7)

где Uзар – напряжение заряда;

Iзар – ток заряда;

Uзар = n∙2,15+2 (7.8)

Iзар = 3,75∙N (7.9)

Uзар = 120∙2,15+2 = 260 В;

Iзар = 3,75×6 = 22,5 А;

Рзар = 260×(22,5+40) = 16,25 кВт.

В качестве подзарядно-зарядного преобразователя принимаем выпрямитель типа ВАЗП-260-80, обеспечивающий стабилизированное выпрямленное напряжение до 260 В, при токе до 80А, максимальная мощность 20,8 кВт.

8. Расчет защитного заземляющего устройства

Защитное заземляющее устройство тяговой подстанции сооружается в соответствии с требованиями, предъявляемыми к электроустановкам выше 1000 В в сетях с эффективно заземленной нейтралью.

В целях выравнивания электрического потенциала на территории тяговой подстанции на глубине tг = 0,5 ÷ 0,7 м. прокладывают продольные и поперечные горизонтальные заземлители соединенные между собой в заземляющую сетку.

Длина горизонтальных заземлителей определяется согласно [1] по формуле:

Lг = 22 (8.1)

где S = 12000 м2 – площадь территории подстанции;

Lг = 22 ×= 2410 м.

Сопротивление заземляющего устройства, выполненного в виде горизонтальной сетки, определяем согласно [1] по формуле:

R = 0,444 r / + r / Lг (8.2)

где r = 135 Ом×м – удельное сопротивление земли;

R = 0,444 × 135 / + 135 / 2410 = 0,6 Ом.

Согласно [1] сопротивление естественных заземлителей принимаем равным 2 Ом, Re = 2 Ом.

Общее сопротивление заземляющего устройства определяем согласно [1] по формуле:

Rз = R Re / (R + Re) (8.3)

Rз = (0,6 × 2) / (0,6 + 2) = 0,46 Ом

Согласно ПУЭ должно выполняться условие:

Rз £ 0,5 Ом (8.4)

Rз = 0,46 Ом < 0,5 Ом;

Условие (8.4) выполняется, следовательно, заземляющее устройство не требуется дополнять вертикальными заземлителями.

Определяем потенциал заземлителя в аварийном режиме по условию:

Rз× Iк(1) £ 10кВ (8.5)

где Iк(1) – ток однофазного К.З. в РУ-110 кВ, Iк(1) = 0,55Iк(3), кА.

0,46 × 0,55 × 6,66 = 1,68 кВ < 10кВ.

Для защиты металлических подземных коммуникаций от разрушения токами К.З. применено специальное устройство – короткозамыкатель.

9. Экономическая часть проекта

9.1Стоимость опорной тяговой подстанции

Таблица 8.1

Таблица стоимости ТП

Стоимость опорной тяговой подстанции ТП определяется по формуле:

СТП = Сстр + Смонт + Собор (9.1)

СТП = 9869,9 + 7387,9 + 42535,9 = 59793,7 тыс. руб.

9.2 Годовые эксплуатационные расходы

Годовые эксплуатационные расходы определяем согласно [1] по формуле:

Сэ = Сw + Сa + Срем + Сзп (9.2)

где Сw – потери электроэнергии;

Сa – отчисления на амортизацию оборудования подстанции;

Срем – стоимость ежегодного обслуживания и ремонта;

Сзп – годовой фонд заработной платы.

Cогласно [1] потери электроэнергии принимаются равными 1,5% от перерабатываемой за год электроэнергии, при стоимости электроэнергии 1,35 руб./кВт·ч:

Сw = 0,015×50 · 106×1,35 = 1012,5 тяс. руб.

Амортизационные отчисления согласно [4] составляют 5,5% от стоимости ТП.

Сa = 5,5% / 100 ×СТП (9.3)

Сa = 0,055×59793,7 = 3288,65 тыс. руб.

Стоимость ежегодного обслуживания и ремонта согласно [1] составляет 3% от стоимости ТП.

Срем = 3% / 100×СТП (9.4)

Срем = 0,03×59793,7 = 1793,81 тыс. руб.

Годовой фонд заработной платы

Метод оперативного обслуживания подстанции: дежурство оперативного персонала на дому. По [4] определяем численность обслуживающего персонала подстанции и их месячная зарплата, по существующим тарифам.

Таблица 8.2

Расчет фонда заработной платы.

Суммарная годовая зарплата персонала подстанции Сзп, с учетом средств материального поощрения в размере 40% от фонда заработной платы.

Сзп = 12Сзп месяц + 40% / 100×12Сзп месяц (9.5)

Сзп = 12×93 + 0,4×12×93 = 1562,4 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы определяем по формуле (9.1)

Сэ = 1012,5 + 3288,65 + 1783,91 + 1562,4 = 7647,46 тыс. руб./год.

9.3Определение себестоимости перерабатываемой за год электроэнергии

Согласно [1] себестоимость переработки электроэнергии определяем по формуле:

bпер = Сэ / Wгод (9.6)

где Wгод – количество переработанной за год электроэнергии, Wгод = 50 · 106 кВт ч.

bпер = 7647,46 / 50·106 = 0,15 руб./кВт ч

Стоимость 1 кВА установленной мощности:

СSу = СТП / Sу

где Sу – установленная мощность всех силовых трансформаторов ТП, питающихся от входного РУ.

СSу = 59793,7 / 2 · 40000 = 0,747 руб./кВА

9.4Основные технико-экономические показатели ТП

Таблица 8.3

Технико-экономические показатели ТП

Список литературы

1.  Гатальских Г.И., Самсонов Ю.А. Тяговые подстанции. Задание на курсовой проект с методическими указаниями для студентов 5 курса специальности «Электрификация железнодорожного транспорта», специализации «Системы электроснабжения и их автоматизация». Москва 1987.

2.  Бей Ю.М., Мамошин Р.Р., Пупынин В.Н., Шалимов М.Г. Тяговые подстанции. Учебник для вузов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

3.  Гринберг-Басин М.М. Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. Учебное пособие для техникумов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

4.  Справочник по электроснабжению железных дорог. Под ред. К.Г. Маргкрафта., М.: Транспорт, 1980.

5.  Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. Давыдова И.К., Попов Б.И., Эрлих М.В. М.: Транспорт, 1974.

6.  Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции: Учебник для техникумов ж.-д. трансп. – 4-е изд., перераб. И доп. – М.: Транспорт, 1983. – 496 с.