Тпст_5к
.pdf
|
Содержание |
|
Исходные данные. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
2 |
|
Расчётно-текстовая и графическая часть. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
3 |
|
1. |
Структурная схема тяговой подстанции. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
3 |
2. |
Однолинейная схема подстанции. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
4 |
3. |
Выбор оборудования заданного РУ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
6 |
3.1. |
Выбор трансформаторов собственных нужд. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
6 |
3.2. |
Выбор трансформаторов нетяговых районных потребителей. . . . . . . . . . . . . |
6 |
3.3. |
Расчёт токов к.з. для шин РУ – 11 кВ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
6 |
3.4. |
Расчёт несимметричных токов к.з. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
8 |
3.5. |
Проверка высоковольтного выключателя типа ВВСТ – ЗАН – 5. . . . . . . . . . |
8 |
3.6. |
Проверка на термическую стойкость. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
9 |
3.7. |
Проверка на электродинамическую стойкость. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
9 |
3.8. |
Проверка выключателя на отключающую способность. . . . . . . . . . . . . . . . . . |
9 |
4. |
Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры. . . . . . . . . . . . . . . |
10 |
Определение рабочих токов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
10 |
|
Выбор разъединителей. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
11 |
|
Выбор измерительных трансформаторов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
12 |
|
Выбор вентильных разрядников. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
12 |
|
Выбор выключателей. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
12 |
|
5. |
Выбор аккумуляторной батареи. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
14 |
6. |
Расчет заземляющего устройства. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
16 |
7. |
Экономическая часть проекта. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
17 |
Список используемой литературы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
18 |
Исходные данные
SкзI |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
SкзII |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
70 км |
3 |
70 км |
4 |
|
|
|
|
|
5 |
|
|
|
|
6 |
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
80 км |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
80 км |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
80 км |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рисунок 1 Схема присоединения тяговых подстанций к системе внешнего |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
электроснабжения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Род тока тяговой подстанции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Переменный системы |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2×25 кВ |
|
||||||||||||||||
Представление сопротивлений при расчёте токов коротких замыканий |
В относительных |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
единицах |
|
||||||||||||||||
Тип тяговой подстанции и ее номер на рисунке |
|
|
|
|
|
|
|
|
Опорная №5 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
Мощность К.З. на вводах опорных подстанций №1 и №5, |
|
|
|
|
|
|
|
|
Sкз1 |
= 1100 МВА |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
связывающих их с энергосистемой |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Sкз2 |
= 1300 МВА |
|
||||||||||||||||||||||||||||||
Тип, мощность и напряжение понижающих трансформаторов |
ОРНДЖ 16000/110 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
РУ, аппаратуру которого следует выбрать и проверить |
|
|
|
|
|
|
|
|
НН |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
Число фидеров, питающих контактную сеть |
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
Число фидеров районных потребителей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
Напряжение районных потребителей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10 кВ |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
Максимальная мощность, передаваемая по одному фидеру |
Sфmax = 400 кВА |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Количество энергии, отпускаемое за год на тягу поездов и районным |
110×106 кВт·ч |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
потребителям |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
Время действия релейных защит tз |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,6 с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
На вводах 110 кВ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
На вводах 35 кВ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
На вводах 2х27,5 кВ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,9 с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
На вводах 10 кВ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,8 с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
На фидерах 35, 10 ,2х27,5 кВ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,5 с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
Данные для выбора аккумуляторной батареи напряжением 220 В. |
32 А |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
Ток длительной нагрузки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
Ток аварийной нагрузки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22 А |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
Данные для расчета заземляющего устройства |
|
|
|
|
|
|
|
|
S=12000 м2 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
Площадь территории тяговой подстанции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
Удельное сопротивление земли |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ρ=135 Ом·м |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
Индуктивное сопротивление ЛЭП110 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,4 Ом·м |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
Нейтрали понижающих трансформаторов заземлены за исключением |
подстанции № 3 |
|
2
РАСЧЁТНО-ТЕКСТОВАЯ И ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
Цель и задачи куркового проекта
Цель КП – разработка проекта тяговой подстанции ЭЖД. Задачи КП:
-составление структурной схемы заданной п/ст;
-составление однолинейной схемы ПСТ;
-выбор оборудования заданного РУ тяговой подстанции;
-расчёт токов к.з.;
-проверка выбранного оборудования по токам к.з. на термическую динамическую стойкость;
-составить схему заземляющего устройства заданной ПСТ и рассчитать сопротивление ЗУ;
-произвести расчёт аккумуляторной батареи;
-экономический расчёт.
1. Структурная схема тяговой подстанции.
Опорная тяговая подстанция (рис. 2) переменного тока системы 2×25 кВ как, правило, состоит из распределительных устройств (РУ) 110 кВ, 2×27.5 кВ, сторонних потребителей и СЦБ (сигнализация, централизация, блокировка и автоматика).
|
Вл 110 кВ(6) |
|
||
|
РУ 110 |
кВ |
|
|
|
|
|
|
ТСП1 |
|
Т3 |
|
|
|
1 |
1 |
1 |
|
ТСП2 |
Т1 |
|
|
Т2 |
|
1 |
1 |
1 |
|
|
РУ 2×27.5 кВ |
ТСН1 |
ТСЦБ |
||
|
|
ТСН2
отсос Фидера к/с(5) Питающий |
ДПР(2) |
провод (4) |
|
Вл 0.4 кВ
РУ СЦБ |
Вл СЦБ 10 кВ(2)
Рисунок 2 Структурная схема тяговой подстанции.
Заданная опорная тяговая подстанция переменного тока системы 2×25 кВ получает питание от системы электроснабжения и передаёт нагрузку на другие подстанции, в результате чего на РУ 110 кВ приходит шесть линий Вл 110 кВ. Присоединение тяговых подстанций к электрической сети должно быть осуществлено таким образом, чтобы обеспечить бесперебойное питание этих подстанций при нормальном и аварийном режимах работы. Для этого тяговые подстанции имеют двустороннее питание. Данная подстанция переменного тока питается от энергосистемы 110 кВ и является опорной. С помощью двух тяговых однофазных трансформаторов и одного резервного тягового однофазного трансформатора питание поступает в РУ 2×27.5 кВ, откуда происходит питание контактной сети, линии ДПР, питание трансформаторов сторонних потребителей и трансформаторов собственных нужд. РУ СЦБ имеет резервное питание от РУ 11 кВ. На основании структурной схемы опорной подстанции, чертим однолинейную схему заданной подстанции (рис. 3).
3
2. Однолинейная схема подстанции
Рисунок 3 Однолинейная схема опорной тяговой подстанции системы питания 2×25 кВ
4
РУ - 110 кВ
Опорная тяговая подстанция имеет два ввода от системы электроснабжения и четыре ввода на смежные подстанции (см. рис. 3). Распределительное устройство имеет тройные две секции шин для нормального режима и обходную систему шин для аварийного или ремонтного режима, состоит из 10 трёхфазных элегазовых выключателей 23 трёхфазных разъединителя с заземляющими ножами, девять трёхфазных разъединителя, 120 трансформаторов тока, девять разрядников и девять трансформаторов напряжения. Подключение однофазных трансформаторов Т1 и Т2 осуществляется двухфазными разъединителями с заземляющими ножами, четыре однофазных элегазовых выключателя подключены к 16 трансформаторов тока, имеются четыре разрядника.
Через перемычку возможно подключение резервного трансформатора Т3 для замены одного из трансформатора Т1 или Т2.
РУ –2×27,5 кВ.
Распределительное устройство 2х27,5 кВ имеет одинарную секционированную двумя парами последовательно соединённых разъединителей систему сборных шин. Вводы в РУ осуществляются от рабочих трансформаторов на первую и вторую секции. Первый ввод от рабочего трансформатора подключён, на шины К1, П1, от которых осуществляется питание контактного и питающего проводов слева от подстанции, второй – на шины К2, П2 для питания контактного и питающего проводов справа от подстанции. Ввод от резервного трансформатора подключается к промежуточным шинам 2×27,5 кВ, от которых через разъединители и выключатели питание может быть подано на первую или вторую секцию. Питание тяги осуществляется по фидерам, через выключатели и разъединители или от запасной шины через обводные разъединители. Для вывода в ремонт фидерных выключателей без перерыва питания тяги предусмотрен запасной выключатель с разъединителями постоянно включен и отключается только при ремонте запасного выключателя.
Линии ДПР1 (два провода - рельс) присоединяются к шинам К1, П2 через выключатели шинные разъединители с заземляющими ножами и линейные разъединители заземляющими ножами. Другая линия ДПР2 подключена ко второй секции сборных шин к К2 и П1, также имеется двойной вакуумный выключатель, шинные и линейные разъединители с заземляющими ножами. Для контроля напряжения на секциях сборных шин, питания приборов учета энергии и защиты, между шинной секции и КЗП включаются трансформаторы напряжения TV3 – TV10. Через общие с ними разъединители к шинам подключаются разрядники FV7 – FV10, FV15 – FV18, которые защищают изоляцию РУ от атмосферных и коммутационных перенапряжений.
Питание ТСН1 и ТСП1 осуществляется от первой секции шины К1, П2, питание ТСН2 и ТСП2 осуществляется от второй секции шины К2, П1.
РУ – 11 кВ.
Питание РУ – 11 кВ осуществляется через понижающие трансформаторы ТСП1 или ТСП2 от шин РУ 2×27,5 кВ и от контура заземления подстанции.
5
3.Выбор оборудования заданного РУ.
3.1.Выбор трансформаторов собственных нужд
На тяговых подстанция устанавливаются два трансформатора собственных нужд (СН) со вторичным напряжением 380/220 В. Для заданной подстанции трансформатор СН подключен к шинам К1, П2, резервный К2, П1 в РУ 2×27,5 кВ. При определении мощности ТСН необходимо узнать мощность собственных нужд подстанции по выражению ([1], 2.1)
Sсн := ксн nтп Sитп + Sаб + Sмх − Sпод
где kсн = 0,005 - коэффициент собственных нужд;
nнтп = 2 - число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции; Sнтп = 16000 кВА - номинальная мощность понижающего трансформатора Saб = 60 кВА - мощность устройств автоблокировки;
Sмх = 20 кВАмощность передвижной базы масляного хозяйства;
Sпод = 250 кВА – мощность трансформатора подогрева ( при использовании элегазовых выключателей подогрев не нужен, следовательно его учитывать не будем).
Sсн = 0,005×2×16000 + 60 + 20 =240 кВА
По ([3], т. 19.22 стр.63) выбираем ближайший по мощности и напряжению ТСН типа ТМ -
250/10. Его электрическая характеристика приведена ниже: |
|
Номинальная мощность |
250 кВ·А |
Напряжение обмоток ВН |
10 кВ |
НН |
0,4 кВ |
Потери Рх.х. |
0,945 кВт |
РК.З. |
3,7кВт |
Напряжение UК.З. |
4,5 % |
Ток IК.З. |
2,3 % |
3.2. Выбор трансформаторов нетяговых районных потребителей.
Необходимая мощность для питания нетяговых потребителей определяется суммированием мощностей всех нетяговых потребителей подстанции:
Sрас.max = Nф·Sф.maxл·Кр;
Где Nф = 4 – количество фидеров районных потребителей 10 кВ.
Sф.max = 400 кВА – максимальная мощность фидеров районных потребителей; Kр = 0,95– коэфициент, учитывающий разновремённость появления наибольших
нагрузок на стороне 11 кВ.
Sрас.max =4·400·0,95 = 1520 кВА
Примем для питания районных потребителей ТНМ-1600/35 от питания 27.5 кВ и такой же запасной ([3], табл. 19.20), UK = 6,5%, YH/ – 11.
3.3. Расчёт токов к.з. для шин РУ – 11 кВ.
По заданию необходимо выбрать и проверить РУ низкого напряжения, то есть РУ 11 кВ. Расчёт произведём в относительных единицах. Для того чтобы проверить выбранное оборудование необходимо рассчитать токи к.з.
Расчет токов к.з. выполняем в следующей последовательности:
По расчетной схеме к.з. составляем электрическую схему замещения одной фазы (рис. 4) Вычисляем относительные сопротивления элементов цепи к.з., указанные на схеме замещения. Постепенно преобразуя схему замещения, приводим ее к наиболее простому виду, так чтобы источник питания был связан с точкой к.з. одним результирующим сопротивлением
6
S = ∞
Х*s1 |
Х*s2 |
Х*2 |
Х*4 |
|
|
Х*1 |
Х*3 |
РУ-110 кВ |
|
|
|
|
|
|
Х*бТ |
Х*бТ |
|
|
РУ-2×27,5 кВ |
|
|
|
|
Х*бТС |
|
|
|
РУ-11 |
кВ |
Рисунок 4 Схема замещения для расчета токов короткого замыкания
Sб = 100 МВА - Примем базисную мощность;
Uб = 10.5 кВ - базисное напряжение в месте к.з.; Uср = 115 кВ - среднее напряжение ЛЭП;
Сопротивление линий электроснабжений до опорных подстанций:
где
где
X*S1 = |
Sб |
X*S 2 = |
Sб |
|
SКЗ1 |
SКЗ2 |
|||
|
|
SКЗ1 = 1100 МВА - мощность короткого замыкания на вводах опорной подстанции №1; SКЗ2 = 1300 МВА - мощность короткого замыкания на вводах опорной подстанции №5.
X*S1 = |
100 |
= 0.091 |
X*S 2 = |
100 |
= 0.077 |
|
1100 |
|
|
1300 |
|
Определим сопротивление ЛЭП между опорными подстанциями:
X |
*б1 |
= |
L1 + L4 + L2 + L3 |
x |
L |
|
Sб |
, |
|
2 |
UСР2 |
||||||||
|
|
|
|
|
L1, L4 и L2, L3 - расстояние между подстанциями 80 и 70 км соответственно; xL = 0.4 Ом/км - индуктивное сопротивление ЛЭП 110 кВ.
X*б1 |
= |
80 +80 + |
70 +70 |
0.4 |
100 |
= 0.454 |
|
|
2 |
|
|
1152 |
|
Относительные базисные сопротивления обмоток трансформаторов тяговых и сторонних потребителей, соответственно:
X*бТ |
= |
UK |
|
Sб |
X*бТС |
= |
UKС |
|
Sб |
|
SHТ |
SHС |
|||||||||
|
|
100 |
|
|
|
100 |
|
где UК = 10.5% - напряжение короткого замыкания ОРДНЖ 16000/110 ([3], табл. 19.14); SНТ = 16 МВА - номинальная мощность тягового трансформатора;
UKС = 6,5% - напряжение короткого замыкания трансформатора сторонних потребителей ТНМ-1600/35 ([3], табл. 19.20
SНС = 1.6 МВА - номинальная мощность трансформатора сторонних потребителей.
X*бТ |
= |
10.5 |
|
100 |
= 0.656 |
X*бTC = |
|
6.5 |
|
100 |
= 4.063 |
|
100 |
16 |
100 |
1.6 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
7
Х*s1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Х*б2 |
|
|
|
|
|
|
Х*бΣ |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Х*s2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РУ-110 кВ |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
Х*б1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Х*б3 |
|
|
|
|
|
|
РУ-11 кВ |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РУ-110 кВ |
|
|
|
|
|
|
|
РУ-2×27,5 кВ |
|
|
в |
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Х*бТС |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Х*бТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Х*бТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РУ-11 кВ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РУ-2×27,5 кВ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Х*бТС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РУ-11 кВ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
а |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Рисунок 5 Схема замещения до места к.з., упрощённая. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
Определим суммарное сопротивление ЛЭП 110 кВ (рис.5 а): |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
X*б2 = |
|
(X*б1 + X S1 )X S 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
X*б2 = (0.454 +0.091) 0.077 |
= 0.067 |
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
X*б1 + X S1 + X S 2 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0.454 +0.091+0.077 |
|
|
|||||||||||||||||||
Параллельная работа двух трансформаторов будет определена как (рис.5 а): |
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
X |
|
= |
|
|
X*2бT |
= |
X*бТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
X*б3 |
= 0.656 |
= 0.328 |
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
*б3 |
|
|
|
2 X*бТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Суммарное базисное сопротивление до места к.з. (рис.5 б): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
X*бΣ = X*б2 + X*б3 + X*бТС |
|
|
|
|
|
|
|
X*бΣ |
= 0.067 +0.328 + 4.063 = 4.458 |
||||||||||||||||||||||||||||||
Найдём ток короткого замыкания на шинах РУ 11 кВ (рис.5 в) |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
IК(3) |
= |
|
|
Iб |
|
|
= |
|
Sб |
|
|
|
|
IК(3) = |
|
|
|
100 |
|
|
|
=1.233 кА = 1233 А |
|||||||||||||||||||
|
X*бΣ |
|
3 Uб X*бΣ |
|
3 |
10.5 |
4.458 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
Определим ударный ток |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
i |
|
|
|
|
|
2.55 I |
(3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
i |
|
|
|
2.55 1233 |
|
3144 A |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
у |
|
|
|
|
|
|
|
|
K |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
у |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.4. Расчёт несимметричных токов к.з.
Для РУ 11 кВ однофазное замыкание на землю согласно ПУЭ является ненормальным режимом и время работы ограничено двумя часами.
Короткое замыкание двух фаз
IK(2) |
= |
Iб |
|
|
|
|
||
2 X*бΣ |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|||
Iб = |
|
Sб |
|
Iб = |
100 |
=5.499 А |
||
|
3 Uб |
3 10.5 |
||||||
|
|
|
|
|
||||
IK(2) |
= |
5.499 |
= 0.617 кА |
|
|
|||
2 4.458 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
3.5. Проверка высоковольтного выключателя типа ВВСТ – ЗАН – 5
Технические характеристики ВВСТ – ЗАН – 5:
Номинальное напряжение, Uном |
10 кВ; |
Номинальный ток, Iном |
800 А; |
Номинальный ток отключения, Iо.ном |
13.1 кА; |
8
Наибольший пик тока к. з., IД |
32.8 |
кА; |
Время протекания тока к. з., tн. |
3 с; |
|
Время отключения, tо |
0.08 |
с; |
Время горения дуги |
0.015 с; |
|
Ресурс, циклов В – tп – О |
60 000; |
|
Ресурс по коммутационной стойкости |
25. |
|
3.6. Проверка на термическую стойкость.
Проверка высоковольтного выключателя на термическую стойкость производится по условию
(1, 2.25):
Вк ≥ Вн;
Где Вк – расчётное значение теплового импульса; Вн – нормируемое значение теплового импульса.
Определение расчётного значения теплового импульса по формуле (1, 2.27):
ВК = I²по·(tоткл + Та)
Где Iпо = Iк = 13.1 кА – начальное значение периодической составляющей; Та = 0.05 с– постоянная времени апериодической составляющей тока к.з.
tоткл = t3 + tв – время, в течение которого проходит ток к.з.;
Где t3 = 0,8 с– время действия защиты рассматриваемой цепи, ввод 11 кВ (1, т. 1.4); tв = 0,095 с– полное время отключения выключателя до погасания дуги.
Для ввода 11 кВ:
Вк = 13.1²·(0.8 + 0.095 +0.05) = 308.9 кА²ч
Определение номинального значения теплового импульса по формуле (1, 2,26):
Вк = Iн²·tн
Где tн = tоткл т.к. по условию tоткл≤tтер Для ввода 11 кВ:
Вн = 13.1²·3 = 514.8кА² ч
Проверка условия Вк ≤ Вн ; 308.9 ≤ 514.8 условие выполняется.
3.7. Проверка на электродинамическую стойкость.
Проверка высоковольтного выключателя на электродинамическую стойкость производится по условию (1,(2,23)):
iУ < iДИН.
Где iУ = 7,27 кА – расчётное значение ударного тока;
iДИН = 32.8 кА– каталожное значение динамического тока короткого;
7.27кА<32.8 кА
Проверка выключателя на включающую способность.
Проверка на включающую способность по условию включения эффективного номинального тока (1,(2,35)).
Iк < Iнвкл,
Где Iк = 2,852 кА– расчётное значение тока короткого замыкания;
Iнвкл = 13.1 кА– каталожное значение эффективного номинального тока включения выключателя.
2,852кА<13.1 кА.
Проверка на включающую способность по условию включения амплитудного номинального тока (1,(2,35)):
Iу <Iiнвкл,
Где Iу = 7.27 кА– расчетное значение ударного тока короткого замыкания (iу = 7,27кА). Iнвкл = 13.1 кА – каталожное значение номинального тока включения (Iнвкл = 50кА)
7,27кА < 13.1 кА.
3.8. Проверка выключателя на отключающую способность.
Проверка на отключающую способность производится по условию отключения симметричного тока(1,(2,32)):
Iк < Iн откл
Где Iк = 2.852 кА – расчётное значение тока короткого замыкания;
9
Iн откл = 13.1 кА – каталожное значение номинального тока отключения выключателя.
2,852кА < 13.1 кА
4. Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры.
Токоведущие части и электрические аппараты выбираются по номинальным условиям длительного режима работы, а затем проверяются по аварийному кратковременному режиму. При выборе электрической аппаратуре учитывается род установки, габариты, масса, удобство размещения и эксплуатации. Общие условия выбора аппаратуры по длительному режиму заключается в сравнении рабочего напряжения и максимального рабочего тока с его номинальным напряжением и током.
4.1. Определение рабочих токов
Определение Iрmax для опорной подстанции определяется по выражению (1, 2.8).
Ip.max := Kпер Kрн1 (nтп Sнтп + Sтранз)
3 Uн
где Кпер = 1,5 - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора; nтп = 2 - число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции;
Sнтп =16000 кВАноминальная мощность понижающего трансформатора;
Крн1 = 0,6 – коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения;
Sтранз := nтп Sн.о + nтп Sн.тр + nтп Sн.туп
Где Sно, Sнтр, Sнтуп – номинальные мощности понижающих трансформаторов отпаечной, транзитной и тупиковой подстанции соответственно (16000 кВА);
Uн = 110 кВ – номинальное напряжение.
Sтранз 3 2 16000 96000 кВА
Ip.max |
|
1.5 0.6 (2 16000 + 96000) |
|
605 |
А |
|
|
|
110 |
|
|||
3 |
|
|||||
|
|
|
|
Максимальный рабочий ток понижающих трансформаторов определяется по формуле (2.9).
Kпер Sнтп
Ip.max 3 Uн
Для трансформатора ОРДНЖ – 16000 / 110 –76У1 На стороне 110 кВ:
Ip.max |
|
|
1.5 16000 |
|
126 |
A |
|
|
|
|
|||
3110 |
|
|||||
|
|
|
|
|||
На стороне 55 |
кВ: |
|
|
|
||
Ip.max |
|
|
1.5 16000 |
|
252 |
A |
|
|
|
|
|||
355 |
|
|||||
|
|
|
|
Для трансформатора ТМН – 1600/35
Ip.max |
|
1.5 1600 |
|
50 A |
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||
3 27.5 |
||||||||
На стороне 11 кВ: |
|
|
||||||
Ip.max |
|
1.5 1600 |
|
126 A |
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||
311 |
|
|||||||
|
|
|
Максимальный рабочий ток для сборных шин НН понижающих трансформаторов для сборных шин 55 кВ
Kрн2 nтп Sнтп
Ip.max 3 Uн
Где Uн = 55 кВ – номинальное напряжение;
10