Расчет величин необходимых для выбора оборудования

ВВЕДЕНИЕ



	Электрификация железных дорог является неотъемлемой частью развития железнодорожного транспорта. Она способствует повышению показателей пропускной способность на железнодорожном транспорте, оптимизировать процесс перевозок и потребление топливно-энергетических ресурсов.

	В настоящее время большая часть грузонапряжёных направлений железной дороги электрифицировано. Продолжается электрификация железнодорожных магистралей, способствующая электрификации так же и гражданской инфраструктуры, в связи с тем железнодорожные подстанции питают не только тяговые потребители и сестемы обеспечения движения поездов но и для снабжения электроэнергией гражданских сооружений и населенных пунктов в близи железной дороги.

	Тяговые потребители относиться к потребителям первой категории. Это подразумевает обеспечение высокой надежности в  работе оборудования и бесперебойного электроснабжения потребителей.

	Эксплуатация тяговая подстанция Новый Быт на направления Санкт-Петербург - Волховстрой Октябрьской железной дороги начата в 1965 г. и до настоящего времени реконструкция не проводилась. По причине этого оборудование подстанции устарело морально и что более важно физически.

В этом дипломном проекте рассмотрен вариант реконструкция тяговой подстанции постоянного тока Новый Быт. Подстанция находится на балансе  Мгинской дистанции. 

В данном дипломном проекте рассмотрены  конструктивных решений с применением блочно-модульных конструкций.

Также рассмотрены вопросы охраны труда и экономическое обосновани внедрения нового оборудования.

Исходные данные для проектирования взяты в ЭЧ-14.







1 ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ



1.1 Анализ существующей схемы электроснабжения и схемы подстанции

Тяговая подстанция Новый Быт (отпаечная) по нормальной схеме питается по двум кабельным линиям 110 кВ от районной подстанции №522 Ленэнерго ввод№1 Полянская-2 и от районной подстанции №377 Ленэнерго ввод №2 Волховская-6. Тип тяговой подстанции полуоткрытый. Все оборудование 10 кВ и оборудование постоянного тока 3,3 кВ размещается на открытой части подстанции.

Распределительное устройство 10 кВ выполнено двумя секциями шин. Каждая секция питается по своему вводу через масляные выключатели на выкатных элементах типа ВМП-10. Опорные конструкции металлические.

К системам шин 10 кВ присоединены: два ввода от понижающих районных трансформаторов, два трансформатора собственных нужд ТМ-320-10/0,23, секционный масляный выключатель на выкатных элементах типа ВМП-10,два тяговых трансформатора ТДТНГ-10000/38,5/10 через масляные выключатели на выкатных элементах типа ВМП-10, два фидера районной нагрузки, три фидера ПЭ. 

Распределительное устройство постоянного тока 3,3 кВ выполнено с главной и запасной шинами без секционирования. Быстродействующие автоматы включены по схеме с тремя разъединителями, запасный автомат включен по схеме с двумя разъединителями. 

1.2 Необходимость реконструкции объекта

Основной задачей реконструкции является повышение надежности и экономии электроэнергии и снижение расходов на ее оплату, снижение эксплуатационных расходов и улучшение условий труда, повышение безопасности. А также возможность пропуска по данному участку поездов повышенного веса и длины.

Совершенствование тяговых подстанций осуществляется за счет улучшения конструкции оборудования, повышения качества используемых материалов и комплектующих.

Основное оборудование тяговой подстанции морально и физически устарело, выработало свой ресурс. Тяговые трансформаторы типа ТДТНГ-10000/38,5/10 введены в эксплуатацию в 1965 году, масляные выключатели типа ВМП-10 введены в эксплуатацию в 1972 году, преобразовательные агрегаты типа ПВЭ-3 введены в работу в 1975 году. Данное оборудование не может обеспечить необходимую надежность и качество тягового электроснабжения.


2 РАСЧЕТ АВАРИЙНЫХ ТОКОВ



2.1 Расчет величин необходимых для выбора оборудования

Расчетатоковакороткогоазамыканияаваузловыхаточкахавыполненапо относительнымасопротивлениямаэлементовацепимаотаисточниковапитанияадо точкиакороткогоазамыкания, приведеннымакабазиснойамощности (SБ) и базисномуанапряжениюа (UБ) наакаждойаступениатрансформации (110 – 3,3 кВ).

Расчетная схема к расчету токов короткого замыкания на шинах тяговой подстанции 



2.1.1 Расчет аварийных режимов на шинах ОРУ – 110 кВ

Расчетатокаакороткого замыкания произведен методом относительныхаединиц. Основойаметодааявляетсяаприведение всех сопротивлений схемыакабазисным условиям.

Выбраны базисные условия: SБ = 100 МВА; при коротком замыкании в точке К-1

 UБ = UСР = 115 кВ; сопротивление питающей энергосистемы до шин 110 кВ для режима короткого замыкания по данным ОАО «Ленэнерго»  X = 15 Ом.

Базисный ток, А:

	 ,                                                                                            (2.1)

 (кА).

Для этиx условий вычислены относительные сопротивленияаэлементов схемыазамещения. 

Так как для большинствааэлементов , тоаучитывается только индуктивное сопротивление элементов.

15•100/1152 = 0,1134.







2.1.1.1 Расчет тока межфазного фазного короткого замыкания

Начальный ток замыкания накоротко, кА:

	,                                                                                                 (2.2)

(кА).

Ударный ток замыкания на коротко, кА:

,	  			                                                               (2.3)

(кА).

,                                                                                               (2.4)

(кА).

Мощность короткого замыкания, МВА:

,	                                                                                   (2.5)

     (МВА).

Тепловой импульс тока к.з., кА2 ?с:

Вкi=IК2?(tоткл+ТА),                                                                                               (2.6)

 (2.7)

tоткл= 0,1 + 0,09 + 0,015 =0,205 (с),

Вк1= 4.412 ? (0,205+0,03) = 4.57   (кА2 ?с).

2.1.1.2 Расчет тока двухфазного короткого замыкания

Начальный ток короткого замыкания, кА:

,			                                                               (2.8)

(кА).   

Ударныйатокакороткогоазамыкания, кА:

,		   	                                                                         (2.9)

(кА), 

,                                                                                             (2.10)

 (кА).

Мощность короткого замыкания, МВА:

,			                                                                       (2.11)

(МВА).

2.1.1.3  Расчет тока однофазного короткого замыкания 

Дляаопределенияаоднофазного тока коpоткого замыкания опpеделено cопротивление пpямой, обратнoй и нулевoй поcледовательностей.

Cопротивление пpямой поcледовательности элементов сxемы замещения (рис. 2.2) определено аналогично п. 2.1.1 

.

Сопротивлениеаааобратнойааааапоследовательности принято равным результирующему сопротивлению схемы замещения (рис. 2.2).

.

Сопротивления нулевой последовательности определено по расчетной схеме (рис. 2.3).





Рисунок 2.3 –  Расчетная схема сопротивления нулевой последовательности

Сопротивление понизительного трансформатора:

,	  			                                                       (2.12)

;

;

.

Начальный ток аварийного режима в точке К-1, кА:

,		                                                                       (2.13)

(кА).

Ударныйатокакороткогоазамыкания, кА:

,	           	                                                                       (2.14)

(кА),

,                                                                                              (2.15)

 (кА).



Мощность короткого замыкания, МВА:

,			                                                             (2.16)

(МВА).

2.1.2  Pасчет тoкoв коpоткого замыкания на шинах РУ – 10 кВ

2.1.2.1  Pасчет тока трехфазного коpоткого зaмыкания

Токатрехфазногоакороткогоазамыкания в точке К-2 вычислен по расчетной схеме (рис. 2.4) для максимального и минимального режимов.





Рисунок  2.4 – Расчетная схема для точки  К-2

Сопротивление понизительного трансформатора определено по формуле (2.12)

.

Базисный ток в точке К-2 определен по формуле (2.1):

 (кА).

Начальный ток при аварийном режиме в точке К-2, кА:

,	                                                                                           (2.17)

, 	                                                                                     (2.18)

(кА);

(кА).

Ударный ток короткого замыкания определен по формуле  (2.4):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Мощность короткого замыкания определена по формуле  (2.5):

(МВА);

(МВА).

Тепловой импульс тока определен по формуле (2.5) 

tоткл= 0,1 + 0,035 =0,135 (с)

Вк3= 172 ? (0,135+0,045) = 52,02   (кА2 ?с)         



2.1.2.2 Расчет тока двухфaзногоакоpоткогоазамыкания 

Токадвухфaзногоакороткогоазaмыканияаваточке К-2 определен для максимальногоаи минимальногоа режимов.

Базисный ток, кА:

,                                                                                                       (2.19)

 (кА).

Начальный ток аварийного режима, кА: 

(кА);

(кА).

Ударный ток аварийного режима определен по формуле (2.7):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Мощность короткого замыкания определена по формуле (2.9):

(МВА);

(МВА).

2.1.3  Расчет тока замыкания на коротко на выпрямителе

2.1.3.1  Расчет тока межфазного коpоткого замыкaния

Токатрехфазногоакороткого замыкания в точке К-3 вычислен по расчетной схеме (рис. 2.5) для минимального и максимального режима. 





Сопротивление преобразовательного трансформаторa (2.20)

;

	.

Базисныйатокаваточке К-3, кА:

,			                                                                      (2.21)

где  кВ.

 (кА).

Начальный ток аварийного режима в точке К-3, кА:

,		                                                                      (2.22)

,		                                                                       (2.23)

(кА);

(кА).

Ударный ток коpоткого зaмыкания, кА:

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Мощность короткого замыкания, МВА:

(МВА);

(МВА).

2.1.3.2  Расчет тока двуxфазногоакоpоткогоазaмыкания

ТокаДвуxфазногоакоpоткогоазaмыкания в точке К-3 определен для максимальногоаиаминимального режимов

Начальный ток аварийного режима, кА: 

(кА);

(кА).

Ударный ток короткого замыкания, кА:

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Мощность короткого замыкания, МВА:

(МВА);

(МВА).

2.1.4  Расчет тока короткого замыкания на шинах РУ – 3,3 кВ

Начальный тoк коpоткого зaмыкания, кА:

,	       	                                                                       (2.24)

где Idн – номинальныйфффвыпрямленныйатокфодногоавыпрямительного преобразователяаподcтанции, А; N  –  количествоффвыпрямительных преобразoвателей на подстанции; ?SПА – номинальнаяффмощность всех трансформаторов   выпрямительных преобразователей, МВА; Sк – мощность коpоткого зaмыкания на шинаx, от котоpыx питаютcя транcформаторы выпpямительных преобpазователей, МВА; Uк% – напpяжение коpоткого замыкания преобpазовательного транcформатора.

 (кА).

Ударный ток аварийного режима, кА:

(кА);

(кА).

2.1.5 Вычисление теплового импульса тока короткого замыкания на сборных шинах РУ – 3,3 кВ

Расчет теплового импульса токов замкнутой на коротко цепи рассчитан исходя из более  тяжело режима работы оборудования на данной схеме. Величина тепловoго импульcа BK, завиcящая кaк от знaчeния тoка короткого замыкания, так и от продолжительности протекания по проводниковым материалам этого тока, кА2?с:

	,  	 (2.25)

где tоткл – время действия тока аварийных токов (tоткл=tср+ tсв), с; TA  – постоянная времени апериодической составляющей тока короткого замыкания, TA = 0,05 с; tср– собственное время отключения защиты, tср = 0,1с; tсв – собственное время отключения выключателя с приводом, tсв = 0,01  с.

Расчет теплового импульса тока короткого замыкания на шинах 3,3 кВ:

BK = 52,52 .(0,1+0,05+0,01)=441 (кА2 .с).

2.1.6  Вычислeниe мaксимaльного знaчения aпеpиoдичеcкой cоcтaвляющей тoкa коpоткого зaмыкaния 

Величина мaксимального знaчения aпеpиодической сoставляющей тока коpоткого зaмыкания, зависящая как от периодической составляющей тока короткого замыкания, так и от минимального времени до момента срабатывания защиты, кА:

   ,                                                                                    (2.26)  



где ? = tз min + tсв – минимaльнoе вpeмя до момента срабатывания защиты      

, с; tз min   – минимальное время срабатывания защиты, tз min = 0,01 с.

(кА).   





2.2  Расчет токов аварийного режима на шинах не тяговых потребителей переменного тока 0,23 кВ (точка К–5) 

Определен режим paботы  I(А) втopичной обмотки ТСН:

I= ;	                 		                                                       (2.27)

где Кпер – коэффициент разрешоной  рабочий нагрузки трансформатора, равный 1,5.

I= =1500 (А).

Трансформатор подключается к шинам 0,23 кВ двумя кабелями марки AAГ-3*185+1*50, расчитаные на ток:

 I= КК ? IДОП ? nK ,			                                                       (2.28)

где КК – количество парaллельно подключеных линий; IДОП – часовая нагрузка для принятoго сечения кабеля, А ; nK – коэффициент, учитывающий ухудшение условий охлаждения кабелей, проложенных рядом.

I= 2 ? 260 ? 0,90 =468 (А).




	

	Таблица  2.2 –  Сопротивление цепи до точки к.з.

	Полное сопротивление Z (мОм) до точки К–5:

	                                                                                      (2.29)

		Периодически составляющая тока IК (кА) к.з.

IК5=,                                                                                                     (2.30)

где  - линейное напряжение ступени к.з. (В); - полное сопротивление до точки к.з.;  1,05 – коэффициент, учитывающий возможность допустимого повышения напряжения на 5%.

IК5 = =5 (А)

Ударный ток iy в точке К5:

;	            		                	                              (2.31) 

Iy = =5,2 (А).    

           iy = кy ?                                                                                                  (2.32)

где кy – ударный коэффициент (кy =1,2)

Действующее значение полного тока к.з.

	iy = 1,2 ? =8,5 (А)


3 ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ



3.1 Расмотрение возможных вариантов корректировке схемы основных электрических соединений тяговой подстанции Новый Быт

3.1.1 Открытое распределительное устройство 110 кВ

Понижающие трансформаторы ТДН-10000/110 исчерпавшие свой срок службы – 25 лет принято решение заменить на  новые ТДН-25000/110У1

Устаревшие отделитель и короткозамыкатель на вводах 110кВ рационально заменить на современный и надежный электрогазовый выключатель ВГТ-110. 

Существующие разъединители РЛНД-110 необходимо заменить на РГ-110.

Разрядники РВС-110 необходимо заменить на современные разрядники ОПН-110.

3.1.2  Распред. устройство 10кВ

 Из-за высокой изношоности существующие разъединители РЛНД-2-5/1000 необходимо заменить на современные  РЛНД-2-10/1000.

Масляные выключатели ВМГ-133 необходимо заменить на современные вакуумные выключатели ВВ/TEL-10/1600.

Трансформаторы напряжения НТМИ-10 меняются на новые НАМИ-10.

Трансформатор собственных нужд ТМ-320 10/0,23 меняется на трансформатор с сухой изоляцией ТС - 400/10 большей мощности.

3.1.3   Распред. устройство 3,3 кВ постоянного тока

Необходима замена преобразовательных трансформаторов марки ТМРУ-16000/10 на более современные ТРДП-12500/10 ЖУ1 с заменой выпрямителей ПВЭ-3 на двенадцатипульсовые выпрямители на актуальное оборудование ТПЕД.

	Быстродействующие выключатели ВАБ-49 меняются на быстродействующий выключатель ВАБ-206 

 3.2 Проверка существующих и заменяемых токоведущих частей и оборудования подстанции Новый Быт

Оборудование выбирают исходя из условий расчетного нормального режима работы сравнением  рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током. При выборе учитывается необходимое исполнение аппарата. Выбранные аппараты проверяют по условию работы схемы в режиме аварийных токов.

3.2.1   Выбор понизительного трансформатора

Мощность тяговой подстанции определяется в зависимости от величины первичного напряжения и способа присоединения ее к питающей сети. Мощность понизительного трансформатора определена по формуле

           					                             	(3.1)

где SПА – мощность трансформаторов всех преобразовательных агрегатов подстанции, равная NSн. тр (N – число выпрямителей, принятых к установке на подстанции,  Sн. тр– номинальная мощность трансформатора, с которым комплектуется выпрямитель);   Smax – мощность районных потребителей, питающихся от шин 10 кВ; SТСН – мощность одного трансформатора собственных нужд; кр – коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов тяговой и районной нагрузок.



По полученной мощности выбран понизительный трансформатор типа ТДН-25000/110/10.

3.2.2  Определение походящего  тягового трансформатора

Рассчитан режим работы приаидеальныхасиловыхаполупроводниковыхаприборов (СПП) и без учета сопротивлении питающей сети.

Усреднее выпрямленное напряжение холостого хода:

 (3.2)

где Udn – номинальное напряжение, В; ? Udy – потери напряжения на коммутацию, Потеря выпрямленного напряжения принята  ? Udy 3%  Udn.

? Udy = 0,03 ?3300 = 100,

Udo= 3300 + 100 = 3400 (В).

Вторичное линейное напряжение «звезды» и вторичное фазное напряжение «треугольника» рассчитано по формуле:

				                                                     

U2Ф?= U2?? = = 1258,8 (В).

Второе фазное напряжение «звезды», В:

 (3.4)

= = 726,77 (В).

Условия необходимые для нормальной работы выпрямителя:

U2?=U2Ф?=U2??.                                                                                                 (3.5)



Средний ток приложенный на  плече  Iп , А:

Iп=;                                                                                                                 (3.6)

Iп ==1000 (А).

Эффективное значение тока Iпэф плеча схемы выпрямления , А:

Iпэф=,                                                                                                             (3.7)

Iпэф ==1732,10 (А).

Действующее значение тока  I2?   на вторичной обмотки, А:

 (3.8)

I2? ==2449,56  (А).

I2Ф? = I2? ,                             I2Ф?= = = 1414,29 (А).

Коэффициенты трансформации

  ,              .			                                                     (3.9)  

n? =  =29,39;             n? =  =16,97

Ток на первичной обмотки I1 , А:

  I1=,                                                                                                       (3.10)

  I1 = =159,91 (А).

Мощность трансформатора:

ST = ;                                                       (3.11)  

ST =  = 10464699 (Вт)  =10,46 (МВ?А)



На основе рассчитанной мощности выбран тяговый трансформатор ТРДП-12500/10ЖУ1 со следующими параметрами:

Тип – масляный;

Масса – 22,5 т;

мощность SH=11400 кВА;

Напряжение к.з. uk = 8%;

Потери мощности х.х. Рхх = 16 кВт;

Потери мощности к.з. Ркз = 72 кВт;

Ток х.х. Iхх = 0,9%.

3.2.3 Выбор преобразовательного агрегата

Выбран трансформатор ТРДП-12500/10 ЖУ1.

По исходным данным необходимо выбрать преобразователь, удоливотворяющий потребностям по по следующие показателям: номинальные значения тока и напряжения: Idn=3000 А, Udn=3300 В, Максимальный ток самого нагруженного фидера контактной сети  IФИД=850 А.

Знаяазначениеатокааианапряжения, определеноазначениеаноминальной мощностиапреобразователя Рdn , кВт:

Рdn=Idn?Udn                                                                                                          (3.12)

Рdn= 3000?3500 = 10500000 Вт = 10500 (кВт).

 Исторически сложилось так, что до недавнего времени применялись выпрямители, подключенные по принципу шестипульсовых сxем. Такие схемы имеют существенные недостатки: относительноанизкийакоэффициентамощности, искаженная форм кривой потребляемого тока и, как следствие, низкое качество электрической энергии, значительное влияние тяговых токов на воздушные линии связи. Технико-экономическую эффективность можно повысить с помощью двенадцатипульсовых выпрямителей.

При замене шестипульсовой схемы на двенадцатипульсовую выпадают гармоники выпрямленного напряжения с частотами: 300, 900, 1500, … Гц, из которых наиболее выраженной является гармоника с частотой 300 Гц. Таким образом уменьшается волнистость кривой выпрямленного напряжения. Исчезновение гармоник из кривой выпрямленного напряжения позволяет применять более простые сглаживающие устройства, а также значительно снижает влияние тяговой сети на линии связи.

Двенадцатипульсовые выпрямители позволяют повысить коэффициент мощности тяговой подстанции до 0,97 – 0,98. Внедрение таких выпрямителей обеспечивает увеличение к.п.д. тяговой подстанции, уменьшение потерь в контактной сети и снижение потребления реактивной энергии, повышение качества электрической энергии, как в первичной, так и в тяговой системе электроснабжения, снижение расхода материалов на изготовление трансформаторов. Стабилизация напряжения в контактной сети повышает пропускную способность участков железных дорог.

Эти и другие преимущества двенадцатипульсовых схем выпрямления определяют их выбор для выбираемого агрегата.

Двенадцатипульсовые схемы выпрямления в свою очередь делятся на схемы последовательного и параллельного типа. Наиболее полное использование возможностей повышения качества преобразования  энергии достигается в схеме последовательного типа. В отличие от схем параллельного типа здесь отсутствует уравнительный реактор, что делает агрегат более компактным и дешевым.

Исходя из всего этого для преобразователя, принята двенадцатипульсовая схема выпрямления последовательного типа. Схема представлена на рис. 3.1.

Выбран выпрямительный агрегат марки ТПЕД – Ж – 3,15к – 3,3 УХЛ4.

3.2.4  Расчет максимальных токоваосновныхаприсоединенийаподстанции

За максимальный ток присоединения береться ток с учетом возможной  перегрузки длительностью не менее 30 минут. При выборе берется 1,5-кратное перегрузка трансформаторов в неблагоприятном режиме работы, увеличение токов параллельно включенных трансформаторов.

Максимальный рабочий ток первичной обмотки понижающего трансформатора, А:

 		   		                                                   (3.13)

где н.тр – номинальная мощность понижающего трансформатора, кВА; кпер – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, кпер=1,5; Uн1 –номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ;





Максимальный рабочий ток сборных шин РУ 10 кВ, А:

				                                         (3.14)

где  крн – коэффициент распределения нагрузки на шинах 10 кВ, крн=0,5;  кпр – коэффициент перспективы развития потребителей, кпр=1,3; Smax рн – максимальная мощность на шинах 10 кВ,  кВА; Uн2 –номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора, кВ.







Максимальный рабочий ток линий продольного электроснабжения (ПЭ-1,2), А:

                                                                                               (3.15)

 



Максимальный рабочий ток первичной обмотки трансформатора собственных нужд (ТСН), А:

				                                                            (3.16)



Максимальный рабочий ток первичной обмотки преобразовательного трансформатора, А:

                                                                                              (3.17)

где  Sн.тр – номинальная мощность преобразовательного трансформатора, кВА;Uн1–номинальное напряжение первичной обмотки преобразовательного трансформатора, кВ.



Максимальный рабочий ток вторичной обмотки «звезда» преобразовательного трансформатора, А:

                                                                                                (3.18)

где Idн – номинальный выпрямленный ток преобразователя, А.



Максимальный рабочий ток вторичной обмотки «треугольник» преобразовательного трансформатора, А:

                                                                                                (3.19)



Так как достаточно включение одного выпрямителя для обеспечения потребностей тяговых потребителей, то максимальный рабочий ток по плюсовой шине РУ 3,3 кВ, А:

,                                                                                                  (3.20)

где kрн – коэффициент распределения нагрузки на шинах 3,3 кВ, kрн=0,8.



Максимальный рабочий ток по минусовой шине РУ 3,3 кВ:





3.2.5  Проверка и выбор проводниковых материалов

В настоящее  время в ОРУ 110 кВ эксплуатируются гибкие шины АС-120, в 
РУ 3,3 – сдвоенные сборные шины А 10х100, в РУ 10 кВ – предлагается установить сборные шины А – 60х8.

Условия проверки Шины:

Iдоп  Iр max	 - по длительному допустимому току;

где Iдоп – длительно допускаемый ток для проверяемого сечения, А;

-  по электродинамической стойкости токам к.з.;

     -  по термической стойкости,

где	q – выбранное сечение шин, мм2;qmin – минимально допустимое сечение токоведущей части по условию ее термической стойкости, мм2; Вк – тепловой импульс тока к.з. для соответствующей характерной точки подстанции, кА?с; С – термический коэффициент материала шин при нормальных условиях их эксплуатации (для алюминиевых шин С=88);  ?доп – допустимое механическое напряжение в материале   шины, ; – механическое напряжение в материале шин, возникающее при коротких замыканиях, МПа.

Из-за расположения шин  плашмя, то значение допустимого длительного режима уменьшено на 8%.

Расчетное механическое напряжение в материале шин при работе в аварийных режимах, получено, МПа:

?расч=1,76?,                                                                                    (3.21)



где l – расстояние между изоляторами, 1 = 1м; а – расстояние между осями шин соседних фаз, а=0,25 м; W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м3.

W=,                                                                                                          (3.22)

где b -  толщина шины, b=0,008 м; h – ширина шины,    h=0,1 м.

W= 

?расч= 1,76 ? =27,56(МПа).

Гибкие шины 110 кВ проверены по условию термической стойкости, аналогично проверке сборных шин 10 кВ, а также исходя из условия:

0,9 ?Ео?1,07 ?Е –  по условию отсутствия коронирования.

Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см:

Ео=30,3?m (1+0,299/),                                                                                (3.23)



где  m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m =0,82; rпр – радиус провода, см.

Ео=30,3 ?0,82 (1+0,299/)=33,3 кВ/см.

Напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см:

Е=,                                                                                                 (3.24)

где U – линейное напряжение, кВ; Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз Dср=1,26D. Здесь D – расстояние между соседними фазами, D=300 см.

Е110 = =18,8 кВ/см.

Проверка жестких шин 3,3 кВ на термическую и динамическую стойкость не производится, учитывая быстродействие защиты и отсутствия динамического действия со стороны других проводников с током.

Соответствие токоведущих шин условиям работы показано в табл.3.1.

Таблица 3.1 –  



3.2.6  Выбор выключателей высокого напряжения переменного тока

Условиями соответствия параметров выключателей режимам их работы на подстанции являются:

  Uн  Uр  - по номинальному напряжению;				

    Iн  Iр max – по номинальному длительному току;

    Iноткл  Iк – по отключающей способности;

    iпр с? iу     -  по эл.динамической стойкости току 3-х фазного к.з.;

    I? tТ ? Вк    - по термической стойкости току 3-х фазного к.з.;

где  Uн – номинальное напряжение, кВ; Uр – рабочее напряжение РУ, кВ; Iн – номинальный ток, А; I р max – максимальный рабочий ток присоединения, А; Iн откл – номинальный ток отключения, кА; Iк – максимальный ток 3-х фазного к.з., кА; iпр с – амплитудное значение предельного сквозного тока 3-х фазного к.з., кА;  iу – ударный ток 3-х фазного к.з., кА; Iт – предельный ток термической стойкости, кА; tт – время прохождения тока термической стойкости, с; Вк – тепловой импульс тока 3-х фазного к.з. на присоединении, кА?с.

Соответствие принятых выключателей условиям их работы показано в Выбор быстродействующих выключателей постоянного тока 

Быстродействующие выключатели выбраны по роду установки, номинальным напряжению и току.

Выбор быстродействующего выключателя по напряжению произведен исходя из условия

,				                                                                       (3.25)

где  UНОМ – номинальное напряжение выключателя, кВ;  UРАБ – напряжение цепи, где устанавливается выключатель, кВ.

Выбор быстродействующего выключателя по току произведен исходя из условия

,                   			                                                             (3.26)

 где  IНОМ – номинальный длительный ток выключателя, А;   IРmax – максимальный ток цепи, где устанавливается выключатель, А.

,                                                                                                       (3.27)

 где  IН ОТК – наибольший отключаемый ток выключателем, А; Ik – установившийся ток короткого замыкания на шинах выпрямленного напряжения подстанции, кА; k – коэффициент, учитывающий токоограничивающий эффект выключателя, k = 0,6 ? 0,7.

Выполнение условий (3.25), (3.26) и (3.27) гарантирует работу выключателя в нормальном режиме. По этим условиям выбран быстродействующий выключатель. Соответствие принятого выключателя условиям его работы в ЗРУ – 3,3 кВ показано в 

 Проверка быстродействующего выключателя



3.2.8 Выбор разъединителей

Условиями соответствия параметров разъединителей режимам их работы на подстанции являются:

   Uн  Uр  - по номинальному напряжению;						

   Iн  Iр max – по номинальному длительному току;

   iпр с? iу     -  по эл.динамической стойкости току 3-х фазного к.з.;

   I? tТ ? Вк    - по термической стойкости току 3-х фазного к.з.

При этом разъединители постоянного тока не нуждаются в проверке на электродинамическую и термическую стойкости по тем же соображениям, что и сборные шины 3,3 кВ.

Соответствие разъединителей условиям их работы показано в табл.3.4.

Таблица 3.4 – Выбор  разъединителей высокого напряжения переменного тока



          3.2.9 Проверка разъединителей РУ 3,3 кВ

Условия проверки разъединителей приведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5 – Условия проверки разъединителей

Обозначения в табл.3.5:                                  

Uн и  Uр  - номинальное и рабочее напряжение разъединителя, В;  Iн и   I р max – номинальный и максимальный рабочий ток разъединителя, А.

В РУ-3,3 кВ установлены разъединители типа РЛВО-10/2000 на фидерах контактной сети, типа РВК-10/3000 на «+» и «-» шинах ПВА-1,2.

Проверка разъединителей  фидеров контактной сети.

По номинальному напряжению:

Uн  Uр , 10000 >3300. Условие выполняется.

По номинальному току:

  Iн  Iр max ,   2000 >850  Условие выполняется.

Проверка разъединителей «+» и «-» шин ПВА-1,2:

По номинальному напряжению:

Uн  Uр , 10000 >3300. Условие выполняется.

По номинальному току:

  Iн  Iр max ,   3000 =3000  Условие выполняется.

3.2.10  Выбор измерительных трансформаторов  тока и напряжения

Условиями соответствия параметров трансформаторов тока режимам их работы на подстанции являются:

Uн  Uр  - по номинальному напряжению;					

Iн  Iр max – по номинальному длительному току;

 -  по электродинамической стойкости току 3-х фазного к.з.;

 ( I? kТ)2tT ? Вк    - по термической стойкости току 3-х фазного к.з.;

z2H? z2 – по нагрузке вторичных цепей в классе точности работы вторичной обмотки,

где I- номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, кА; - кратность тока электродинамической стойкости трансформатора тока;   - кратность тока термической стойкости трансформатора тока;   tT – время термической стойкости по каталогу, с;  z2H – номинальная допустимая нагрузка вторичной обмотки в выбранном классе точности, Ом;  z2 – вторичная нагрузка, присоединяемая к проверяемой обмотке трансформатора тока, Ом.

Соответствие принятых трансформаторов тока условиям работы показано в табл. 3.6.





Условиями соответствия параметров трансформаторов напряжения режимам их работы на подстанции являются:

Uн  Uр  - по номинальному напряжению;					

S2н  S2  - по нагрузке вторичных цепей в классе точности работы вторичной обмотки,

где S2н – номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора в выбранном классе точности, В?А;  S2н=3 ? Sн – при использовании однофазных трансформаторов напряжения, соединенных в трехфазную группу звездой;  S2н=2 ? Sн – при соединении по схеме открытого треугольника; S2 – мощность, потребляемая всеми приборами и реле, присоединяемыми к вторичной обмотке, В?А.























 Соответствие принятых трансформаторов напряжения условиям работы показано в





3.2.11  Выбор устройств защиты от перенапряжений

Все оборудование подстанции защищено от коммутационных и атмосферных перенапряжений при помощи ограничителей напряжения. Условием соответствия электрических параметров ограничителей напряжения условиям их работы при эксплуатации является:

Uн  Uр  - по номинальному напряжению.





Соответствие принятых ограничителей напряжения условиям работы показано в табл.3.8.						

Таблица 3.8 –  Выбор ограничителей напряжений



Для защиты измерительных трансформаторов напряжения применены предохранители марки ПКН001-10 УЗ.


4 ИЗМЕНЕНИЯ В СХЕМАХ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ВО ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ЦЕПЯХ



4.1  Схемы питания установок собственных нужд.

Под собственными нуждами электроустановок понимают все вспомогательные устройства, механизмы и аппараты, необходимые для эксплуатации их основных агрегатов в нормальных и аварийных режимах.

На подстанции собственные нужды подразделяются на собственные нужды переменного тока и постоянного тока. Питание собственных нужд переменного тока осуществляется от трансформаторов собственных нужд (ТСН) с вторичным напряжением 220 В. На подстанции устанавливают два ТСН, из которых каждый рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд. ТСН подключают к шинам 10 кВ. 	                    

 К вторичной обмотке ТСН  наглухо без коммутационной аппаратуры присоединяют шины ГШО (главный шк.......................