Проектирование ТТП(1)

Пример 4.5

Задание. Выбрать число и тип преобразовательных трансформаторов, если на ТП требуется установить 12-пульсовые выпрямители и 12-пульсовые инверторы типа В-ТПЕД-3,15к-3,3к и И-ПТП-2,4к-4к. Мощность на тягу РТ = 9500 кВт, преобразовательный трансформатор питается от РУ 6 кВ.

Решение. Для определения числа выпрямителей и инверторов по таблице Б.1 найдем, что у В-ТПЕД-3,15к-3,3к — IdН = 3150 А, UdH = 3,3 кВ, а у И-ПТП-2,4к-4к — IИН = 2400 А, UИH = 4,0 кВ. Тогда

Так как число выпрямителей и инверторов получилось одинаковым, то на данной ТП следует установить два выпрямительноинверторных преобразователя.

Из таблицы А.6 и рисунка А.2 следует, что для 12-пульсовых выпрямительно-инверторных преобразователей в настоящее время выпускаются три типа трансформаторов ТРДП-16000/ ИУ1 (рисунок А.2, в), ТРДТП-20000/ ИУ1 (рисунок А.2, д) и ТРДТНП-20000/110ИУ1 (рисунок А.2, е). Трансформатор ТРДП-16000/ ИУ1 выпускается только с двумя вариантами первичных напряжений – 10,5 и 35 кВ, а у трансформатора ТРДТНП-20000/110ИУ1 первичное напряжение составляет 110 кВ. Поэтому для данной ТП выбираем трансформаторы ТРДТП-20000/6ИУ1 (рисунок А.2, д) с первичным напряжением 6,3 кВ. Число их равняется числу преобразователей, то есть двум.

Для определения полной мощности на тягу SТЯГИ найдем номинальную мощность сетевой обмотки выбранного преобразовательного

21

трансформатора ТРДТП-20000/6ИУ1. Из таблицы А.6 следует, что S1Н = 11000 кВА. По заданию РТ = 9500 кВт и, следовательно,

S ТЯГИ j = 9500 =9694 кВА. 0,98

Поэтому SТЯГИ j < S1H и значит SТЯГИ= S1Н = 11000 кВА.

С этим значением необходимо пересчитать выражения (3.2) и (3.1).

4.6 Оформление результатов выбора

После выбора всех трансформаторов необходимо все их данные свести в таблицы и нарисовать упрощенную схему внешнего электроснабжения и тяговой подстанции, указав на ней типы и схемы соединения обмоток всех силовых трансформаторов.

Пример такой схемы для опорной тяговой подстанции постоянного тока, на которой установлены только выпрямители, представлен на рисунке 4.1.

0,4 кВ

3,3 кВ

Рисунок 4.1 – Упрощенная схема внешнего электроснабжения и ТП с типами силовых трансформаторов

22

5 Расчет токов короткого замыкания на шинах распределительных устройств (РУ)

5.1 Цель расчетов токов короткого замыкания (КЗ)

Определение токов КЗ является важнейшим этапом проектирования любого электротехнического сооружения. На основании результатов этих вычислений производится:

–выбор и проверка силового оборудования;

–расчет типов и уставок релейных защит;

–расчет заземляющих устройств;

–расчет устойчивости электрических систем.

В данном курсовом проекте расчет токов КЗ производится для выбора и проверки силового оборудования.

Теория расчета токов КЗ изложена в [8–10, 13], а численные примеры представлены в [18].

Расчет токов КЗ состоит из двух частей:

1)нахождение сопротивлений от каждого источника питания до точки КЗ;

2)определение токов и мощностей КЗ в определенные моменты времени и мощности КЗ.

5.2 Расчет сопротивлений от источника питания до точки КЗ

Последовательность данного расчета можно разбить на три этапа. Первый этап заключается в составлении расчетной схемы элек-

трической цепи. На этой схеме должны быть указаны все источники питания, ЛЭП, трансформаторы и прочие элементы, которые имеют достаточно большое сопротивление по отношению к токам КЗ. На расчетной схеме расставляются:

1)все ступени напряжений;

2)точки КЗ на сборных шинах РУ подстанции;

3)параметры элементов расчетной схемы, которые необходимы для определения сопротивлений этих элементов.

Примеры таких схем представлены в [18].

Второй этап заключается в составлении и расчете схемы замещения, на которой каждый элемент расчетной схемы заменяется индуктивным сопротивлением. Для расчета сопротивлений схемы за-

23

мещения существует два основных метода: относительных единиц и именованных единиц. Формулы для определения сопротивлений схемы замещения сведены в таблицы В.1 и В.2. Примеры нахождения сопротивлений схемы замещения представлены в [18].

Третий этап заключается в преобразовании схемы замещения к простейшему виду. Преобразование производится до тех пор, пока каждый источник не будет связан с точкой КЗ через отдельное результирующе сопротивление (рисунок 5.1). При упрощении схемы необходимо пользоваться правилами последовательно и параллельно соединенных сопротивлений, а также способами, приведенными в приложении Г. Примеры преобразования схемы замещения представлены в [18].

UCP

Рисунок 5.1 – Окончательный результат преобразования схемы замещения

5.3 Расчет токов трехфазного симметричного КЗ

После приведения схемы замещения к виду по рисунку 5.1 необходимо рассчитать ток, который будет протекать в точке К при трехфазном симметричном КЗ. Этот ток будет равен сумме токов, протекающих в каждой ветви

Методы определения токов КЗ приведены в [8, 13], а примеры расчета — в [18].

В данном подразделе для всех сборных шин ТП необходимо рассчитать следующие величины.

1.Значение периодической составляющей тока (периодического тока) КЗ в точке К в нулевой момент времени

24

Если расчет сопротивлений схемы замещения выполнен методом относительных единиц, то для расчета токов КЗ от каждого источника можно воспользоваться следующими формулами:

а) источник — энергосистема

Если расчет сопротивлений схемы замещения выполнен методом именованных единиц, то для расчета токов КЗ от каждого источника можно воспользоваться следующими формулами:

а) источник — энергосистема

б) источник — генераторы

где UБ — среднее значение напряжения РУ, где рассчитывается ток КЗ. 2. Значение периодической составляющей тока КЗ в момент вре-

мени τ

Когда источником питания рассчитываемой ветви является энергосистема, то действующее значение периодического тока в этой ветви не изменяется во времени. Поэтому

25

Если точка КЗ получает питание от ветви, где источником являются генераторы электростанций, то действующее значение периодического тока этой ветви может изменяться во времени. В этом случае расчет токов КЗ в произвольный момент времени производится методом типовых кривых, методика которого изложена в [8, 13], а пример расчета приведен в [18]. В приложении Д представлены основ-

5.4 Расчет токов КЗ в РУ 3,3 кВ

Установившийся максимальный ток КЗ на шинах РУ постоянного тока 3,3 кВ можно определить по формуле [19]

где IdH – номинальный ток одного выпрямителя (таблица Б.1);

N– число выпрямителей ТП, которые могут одновременно находиться в работе;

uK,% – напряжение КЗ преобразовательного трансформатора (таблицы А.5 и А.6);

ΣS1Н – сумма мощностей сетевых обмоток преобразовательных трансформаторов ТП, которые могут одновременно находиться в работе (таблицы А.5 и А.6);

SКЗ j – мощность КЗ на шинах РУ переменного тока с напряжением «j», от которого питаются преобразовательные трансформаторы.

Мощность КЗ на шинах постоянного тока находится по формуле

где UdH — номинальное напряжение выпрямителя (таблица Б.1).

26

5.5 Оформление результатов расчета

Результаты расчетов токов КЗ необходимо свести в таблицу, аналогичную таблице 5.1.

Таблица 5.1 — Результаты расчетов токов КЗ на _________ ТП

________ тока

6 Разработка схем главных электрических соединений тяговой подстанции

Схема главных электрических соединений (СГЭС) подстанции определяется местом ТП в схеме внешнего электроснабжения (опорная, транзитная, отпаечная, тупиковая), типом ТП (постоянного тока, переменного тока, стыковая), назначением каждого РУ (питание тяговой нагрузки, нетяговых потребителей, собственных нужд), количеством понижающих и преобразовательных трансформаторов. Типовые СГЭС различных РУ приведены в [6, 8–12], а также

в приложении Е.

На рисунке Е.1 приведена СГЭС РУ 110(220) кВ опорной ТП, которая выполнена одинарной системой сборных шин, секционированной выключателем Q3 на две секции. Данное РУ также имеет обходную (запасную) систему шин с обходным (запасным) выключателем Q5, которые служат для вывода в ремонт выключателей питающих и отходящих линий. Такая схема является типовой при числе вводов не более пяти (на рисунке Е.1 число вводов равно четырем). Если чис-

27

ло вводов равняется шести или более, то РУ 110(220) кВ опорной ТП может выполняться с двойной системой сборных шин, как секционированных, так и не секционированных выключателями, и обход-

ной системой шин [6, 8–12].

На рисунке Е.2, а представлена СГЭС РУ 110(220) кВ транзитной

ТП с ремонтной перемычкой, расположенной со стороны питающей линии. По данной схеме подстанции проектировались до 01.01.90 г. [8–12], поэтому более 90 % транзитных подстанций СНГ выполнены таким образом. В данной схеме при выводе в ремонт выключателя рабочей перемычки Q3 транзит электроэнергии осуществляется через ремонтную перемычку. При этом пропадает секционирование ЛЭП W1 между двумя соседними подстанциями, что является ее недостатком. В схеме по рисунку Е.2, а на вводах к понижающим трансформаторам (участок k–l) установлены выключатели Q1 и Q2 с трансформаторами тока ТА1 и ТА2. На некоторых старых подстанциях вместо этих двух аппаратов установлены отделители QR с короткозамыкателями QN (рисунок Е.2, б). Однако, начиная с 1990 года, отделители и короткозамыкатели заменяют выключателями (рису-

нок Е.2, а) [8–12].

На рисунке Е.3 изображена СГЭС РУ 110(220) кВ транзитной ТП, с ремонтной перемычкой, расположенной со стороны понижающего трансформатора. Такая схема принята для проектирования ТП

с 01.01.90 г. [6]. В отличие от предыдущей схемы, здесь при выводе в ремонт выключателя рабочей перемычки Q3 транзит электроэнергии осуществляется через ремонтную перемычку и выключатели участков присоединения понижающих трансформаторов Q1 и Q2. При этом линия W1 секционируется этими выключателями [6]. Недостаткам данной схемы является обязательная параллельная работа понижающих трансформаторов Т1 и Т2 при включении ремонтной перемычки. В данном случае отключение одного трансформатора

приведет к отключению всей ТП.

На рисунке Е.4 изображена СГЭС РУ 110(220) кВ транзитной ТП без ремонтной перемычки. Такая схема может применяться на ТП, где

произведена замена масляных выключателей на элегазовые, которые обладают значительно более высокой надежностью и большими сроками межремонтного обслуживания. Транзит электроэнергии осуществляется по перемычке, и автоматическое секционирование питающей линии производится установленным в ней выключателем. При выводе выключателя Q3 в ремонт транзит прекращается, а питание потребителей ТП осуществляется от соседних ТП.

28

На рисунке Е.5 изображена СГЭС упрощенного РУ 110(220) кВ транзитной ТП с разъединителями со стороны линии [24]. В схеме

транзит электроэнергии осуществляется по Вводу 1 (QS1, TA1, Q1), перемычке (QS3, TA4, QS4) и Вводу2 (Q2, TA2, QS2), а питание потребителей ТП — по Вводам 1 и 2 и участкам присоединения трансформаторов (QS7 и QS8). Выключатели Q1 и Q2 одновременно выполняют две функции: секционируют линию W1 и питают потребители ТП. Если на ТП работает один понижающий трансформатор, а второй находится в резерве, то при выходе из строя работающего понижающего трансформатора отключатся оба выключателя. После этого в бестоковую паузу отключается разъединитель поврежденного трансформатора, и включается разъединитель второго трансформатора, находящегося в резерве. Если на ТП работают оба понижающих трансформатора, то при выходе из строя понизительного трансформатора, также отключаются оба выключателя. Затем в бестоковую паузу отключается разъединитель поврежденного трансформатора (QS7 или QS8). В такой схеме разъединители участков присоединения трансформаторов должны иметь моторный привод. Недостаток данной схемы – невозможность параллельной работы понижающих трансформаторов при выводе в ремонт одного из выключателей вво-

дов (Q1 или Q2).

На рисунке Е.6 изображена СГЭС упрощенного РУ 110(220) кВ транзитной ТП с выключателями со стороны линии [25]. Данная схе-

ма аналогична выше описанной (рисунок Е.5). Отличие заключается в том, что при выводе в ремонт одного из выключателей вводов (Q1 или Q2) можно осуществить параллельную работу понижающих

трансформаторов ТП.

На рисунке Е.7 приведена СГЭС РУ 110(220) кВ отпаечной (на ответвлениях) ТП. Питание может осуществляться от двух ЛЭП (W1

и W2). Обычно на ТП постоянного тока питание РУ 110 (220) кВ осуществляется по одному вводу при включенной перемычке, а на ТП переменного тока — по двум вводам при отключенной перемычке. В данной схеме так же, как и в схеме по рисунку Е.2, а, на участках присоединения понижающих трансформаторов могут быть установлены либо выключатели Q1, Q2 с трансформаторами тока ТА1, ТА2, либо от-

делители QR с короткозамыкателями QN (рисунок Е.2, б) [6, 8–12]. На рисунке Е.8 приведены СГЭС РУ 110(220) кВ отпаечной (на от-

ветвлениях) ТП для слабозагруженных линий. В таких РУ разрешается устанавливать один головной понижающий трансформатор [1], который может получать питание от одной (а) либо от двух (б) ЛЭП.

29

Схема РУ 110(220) кВ тупиковой (концевой) ТП аналогична схеме

по рисунку Е.7 [6, 8–12].

На рисунке Е.9 представлена СГЭС РУ 35 кВ ТП с питающим напряжением 110(220) кВ. Она выполнена с одинарной системой

шин, секционированной выключателем Q3. Каждая секция имеет ввод, трансформатор напряжения с ограничителем перенапряжений (ОПН) и фидер (фидеры) нетяговых потребителей. Если от РУ 35 кВ получают питание трансформаторы районных потребителей 6(10) кВ (Т3 и Т4 на рисунке Е.9), то в данном РУ должны быть фидеры, питающие такие трансформаторы. При питании РУ 35 кВ одним вводом сборные шины не секционируют [1, 6, 8–12]. Если в РУ 35 кВ применяются вакуумные выключатели, то для защиты оборудования от коммутационных перенапряжений на некоторых отходящих присоединениях дополнительно могут быть установлены ОПН [3]. Согласно рекомендациям [26, 27] при применении вакуумных выключателей, ОПН следует устанавливать на присоединения, питающие трансформаторы. Для примера, на рисунке 6.1, а показано подключение ОПН на присоединении РУ 35 кВ, питающее трансформаторы районных потребителей.

вательному

ТСН1

трансформа-

тору Т3

РУ 6(10) кВ

В РУ 0,23(0,4) кВ

Рисунок 6.1 — Примеры подключения ОПН в присоединениях:

а– РУ 35, б –РУ 27,5 кВ, в – РУ 6(10) кВ в случае применения

вРУ вакуумных выключателей

30