|
Наименование тяговой подстанции
|
Питающее напряжение, кВ
|
Расчетная мощность тяги, МВА
|
Мощность нетяговой нагрузки ж.д потребителей, МВА
|
Расчетная мощность трансформатора, МВА
|
Количество и установленная мощность трансформаторов, шт. х МВА
|
|
Бурятская
|
110
|
22,1
|
2,0
|
34,4
|
2х25
|
1х25
|
|
|
21,5
|
|
20,7
|
2х25
|
|
*Данные приведены без учета нагрузок
существующего участка
В данном разделе была определена
суммарная мощность для питания собственных нужд, на основании которой выбрала
трансформатор ТМ-400/35-75У1. Для выбранного типа трансформатора произведен
расчет максимальных рабочих токов, по параметрам которого вычислили
присоединение его к шинам 0,4/0,23 кВ двумя медными четырехжильными кабелями.
5.
Описание однолинейной схемы электроснабжения тяговой подстанции
Схема РУ 110 кВ тяговой подстанции
при электрификации по системе 2х2,5 кВ выполняют более сложными, так как на них
устанавливают пять понижающих трансформаторов. Схема РУ 110 кВ подстанции на
пять трансформаторов (приложение Б), из которых первые четыре рабочие, а пятый
- резервный и служит для замены любого из рабочих.
Необходимость в короткозамыкателе
отпадает, и трансформаторы могут быть присоединены только через отделители.
Отделите отсоединяют поврежденный трансформатор в бестоковую паузу, после чего
устройство АПВ вновь включает трансформаторы и выключатели и тем самым
восстанавливает прерванное питание в РУ 110 кВ подстанции.
Особенностью РУ 110 кВ подстанций
2х2,5 кВ является различная очередность чередования фаз по вводам. Это вызвано
необходимостью получения разных напряжений, подаваемых на участки тяговой сети
слева и справа от подстанции. Чтобы получить любое из этих напряжений от
резервного трансформатора, его можно присоединить к шинам с помощью
отделителей. Эти шины соединены с шинами перемычки разъединителем с
заземляющими ножами, что обеспечивает возможность ревизии основных
коммутационных аппаратов - отделителей, а также разрядников. Учет энергии,
потребляемой резервным трансформатором, обеспечивается с помощью выносного
трансформатора и трансформатора напряжения. Питание приборов учета энергии по
вводам обеспечивается с помощью встроенных в выключатели трансформаторов тока и
трансформаторов напряжения, а защита трансформаторов - с помощью встроенных в
него трансформаторов тока.
Схема РУ 2X25 кВ
имеет размещение ячеек присоединений относительно шин и друг друга такое же,
как и на плане подстанции. Шины РУ 2х X 25 кВ секционированы двумя последовательно соединенными
разъединителями. Вводы в РУ осуществлены от рабочих понижающих трансформаторов
на 1-ю и на 2-ю секцию шин ячейки соответственно и от резервного на 2-ю секцию
шин ячейки. В ячейках использованы блоки ввода. Разрядники, выносные
трансформаторы тока и разъединители на этих вводах устанавливают дополнительно.
Ввод к шине, соединяемой с рельсами тяговой сети, осуществляется
непосредственно от ТП.
С помощью ячеек
обеспечивается подача напряжения на любую пару шин 55 кВ (две верхние или две
нижние) от резервного трансформатора в случае отключения какого-либо рабочего.
Соответствующие переключения, необходимые для получения синфазного напряжения
на шинах 55 кВ, производятся в схеме РУ питающего напряжения. Порядок подключения
понижающих трансформаторов к фазам ВЛ питающего напряжения и к шинам РУ 2x25 кВ
устанавливается схемой фазировки.
На фидеры тяговой
сети слева от подстанции через ячейки подаются напряжения соответственно от
шин. Ячейки фидеров двухфазные типовые, выполнены с использованием блока, в
который входят трехфазный выключатель (используются только две крайние фазы) и
выносные трансформаторы тока. Выключатели и трансформаторы ограждены
разъединителями с заземляющими ножами. За линейными разъединителями со стороны
тяговой сети присоединены дополнительно установленные обходные разъединители,
соединяющие питаемые участки контактного и питающего провода с обходной
(запасной) шиной. С помощью этих разъединителей, запасной шины и обходного
(запасного) выключателя возможно при необходимости, не прерывая питания,
вывести из работы выключатель любого фидера или полностью секцию шин со всеми
отходящими от нее фидерами для их осмотра или ремонта, заменив выключатель
выводимого фидера (или все выключатели секции). Примененный типовой блок
запасного выключателя содержит последовательно соединенные трехфазный
выключатель, у которого задействованы две крайние фазы, и выносные
трансформаторы тока на этих фазах. За трансформаторами тока со стороны обходной
шины установлены фазные разъединители с заземляющими ножами. К сборным шинам 55
кВ запасной выключатель присоединен двумя дополнительно устанавливаемыми
шинными разъединителями 20. Как и в случае РУ 27,5 кВ, разъединители 20
подключены к тем шинам секции, от которых не получают питание отходящие от
секции фидеры. Это обеспечивает возможность вывода в ремонт секции шин без
перерыва питания контактного и питающего проводов.
Пусть следует
вывести в ремонт и на это время заменить запасным выключателем фидер,
получающий питание от (правой) секции сборных шин. Для этого собирается схема
запасного выключателя: включаются его левый шинный разъединитель (непременно
при включенных секционных разъединителях), линейный разъединитель и, наконец,
сам выключатель. Затем включается обходной разъединитель выводимого из работы
фидера; нагрузка фидера оказывается перераспределенной между фидерными
выключателями и запасным. Теперь можно отключить выключатель выводимого фидера
и разобрать его схему. В результате контактный и питающий провода тяговой сети
будут получать питание по цепи: сборные шины 1-й секции шин, левый шинный
разъединитель запасного выключателя, выключатель, линейный разъединитель
запасного выключателя, запасные шины, обходной разъединитель заменяемого
фидера, контактный и питающие провода.
Линейные и обходные
разъединители фидеров, а также шинные разъединители запасного выключателя для
возможности совершения переключений по телеуправлению оборудованы моторными
приводами (линейный разъединитель запасного выключателя нормально включен).
Нетяговые
потребители железнодорожного транспорта, как и при системе 27,5 кВ, получают
питание по фидерам ДПР, которые выполняют, используя типовой блок, такой же,
как и для питания фидеров тяговой сети. Оба фидера питают линии ДПР влево и
вправо от подстанции одним и тем же напряжением.
Для питания цепей
собственных нужд и подогрева выключателей и их приводов к каждой секции между
шинами и к контуру заземления подстанции КЗП подключено по трансформатору
собственных нужд ТСН. Для подключения используется типовой блок.
Для контроля
напряжения на секциях сборных шин, питания приборов учета энергии и защиты
между каждой шиной секции и контуром КЗП включены однофазные трансформаторы
напряжения, дополненные разрядниками, которые служат для ограничения атмосферных
и коммутационных перенапряжений на шинах РУ 2x25 кВ. В этом случае используются
блоки типа VIII - по два на каждую секцию.
Для питания
районных и железнодорожных потребителей на напряжении 10 кВ применяют
специальный понижающий трансформатор, на выходе которого стоят типовые блоки
КРУН 10 кВ.
6. Расчет токов
короткого замыкания
.1 Составление расчетной
схемы
тяговый подстанция трансформатор тепловой
Согласно ПУЭ выбор и проверка
электрических аппаратов и токопроводящих элементов по электрической устойчивости
проводится по току трехфазного короткого замыкания, поэтому в проекте
необходимо произвести расчет токов короткого замыкания (ТКЗ) для всех
распределительных устройств (РУ) и однофазного замыкания на землю для РУ,
питающего напряжения. На основании результатов коротких замыканий производится
проверка выбранного оборудования, аппаратуры, токоведущих частей.
На основании схемы электроснабжения,
исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанций
составляется расчетная схема, рисунок 2.
6.2 Составление схемы
замещения
По расчетной схеме
составляется электрическая схема замещения. Она представляет собой
электрическую схему, элементами которой являются схемы замещения реальных
устройств их основными электрическими характеристиками (активным, реактивным
емкостным, реактивным индуктивным сопротивлением).
Расчетная схема
представляет собой упрощенную электрическую схему с указанием тех элементов
электрической цепи и их параметров, которые влияют на токи короткого замыкания.
Схема замещения представлена на рисунке 3.
.3 Определяем ток
короткого замыкания для точки К1
Рисунок 4 - Схема
замещения КЗ для точки К1
Расчет токов короткого
замыкания проводим методом базисных единиц:
Uб
= 115 кВ;
Sб
= 1000кВ;
Sк.мах
= 1273МВА.
Базисный ток первой
точки Iб определяется по формуле
, (7.1)
где Sб - базисная мощность, МВА;
Uб
- напряжение ступени, В;
Сверхпроходной ток
трехфазного замыкания 
,
А рассчитывается по формуле
(7.2)
, (7.3)
где l - длина электрически связанных линий сети данного напряжения, км.
(7.4)
Определим действующее
значение тока короткого замыкания на шинах 110 кВ.
, (7.5)
кА
Найдем базисный ток по
формуле
, (7.6)
(7.7)
Ток однофазного
замыкания 
,
А определяется по формуле
(7.8)
Ударный ток в точке iуд - определим по формуле
(7.9)
Определим действующее
значение ударного тока по формуле
(7.10)
Трехобмоточные
трансформаторы характеризуются в каталогах тремя напряжениями КЗ для каждой
пары обмоток. Найдем напряжение КЗ для каждой обмотки, % по формулам
(7.11)
(7.12)
(7.13)
Используя полученные UКВ UКС UКН можно получить относительное базисное сопротивление каждой
обмотки трансформатора по формулам
,
(7.14)
,
(7.15)
(7.16)
где Sнт - мощность тягового трансформатора, МВА.
В расчетах принимается,
что источник питания один и имеет бесконечную мощность, то есть все точки
короткого замыкания является ударными.
6.4 Определяем ток КЗ
для точки К2
Рисунок 5 - Схема
замещения КЗ для точки К2
Аналогично предыдущему
расчету и формулам, рассчитаем ток короткого замыкания для точки К2,
с учетом напряжения 2-й ступени и сопротивлением до точки КЗ.
Uб2
= 27,5кВ, Sб = 1000МВА
(7.17)
Найдем Хк2 и Iбк2 результаты подставим в формулу
(7.18)
Определим ток
однофазного и двухфазного замыкания
Определим ударный ток iуд, А
6.5 Определяем ток
короткого замыкания для точки КЗ
Рисунок 6 - Схема
замещения КЗ для точки К3
Суммируя активные и
реактивные составляющие сопротивления, определим суммарное индуктивное 
сопротивления
цепи КЗ для точки К3 по формулам (7.19), (7.20)
Uб3
= 10кВ, Sб = 1000МВА
(7.19)
(7.20)
Определим ударный ток
6.6
Расчет токов короткого замыкания на шинах собственных нужд
Расчет токов
короткого замыкания производим по относительным сопротивлениям, что дает их
завышенное значение. Поэтому сопротивление аппаратуры и кабелей, подключенных
ко вторичной обмотке ТСН, не учитываем.
Электрическая схема
замещения
Расчёт сопротивлений
схемы замещения
Расчет сопротивления
элементов схемы замещения считаем в той же последовательности, что и на шинах
всех РУ. Расчет проводим в именованных единицах.
,
(7.21)
где Кт -
коэффициент трансформации/
Для выбранного нами
трансформатора СН TM400/35-75У1
потери составляют Рк = 5,5кВт; VK
= 6,5%; согласно справочника. [12]
,
(7.22)
где 
-
потери короткого замыкания в трансформаторе собственных нужд;
- номинальная мощность
трансформатора собственных нужд.
(7.23)
(7.24)
Полное сопротивление
трансформатора собственных нужд ZЭ,
мОм, определим по формуле
,
(7.25)
Ток короткого замыкания
на шинах трансформатора СН определим по формуле
,
(7.26)
Определим действующее
значение ударного тока для всех напряжений. Ударный коэффициент Ку
принят из справочника [3].
для Uном 110 кВ ударный ток найдем по формуле
(7.27)
для Uном 27,5 кВ ударный ток
для Uном 10 кВ ударный ток
для Uном ТСН ударный ток
7. Выбор основного
оборудования и токоведущих частей тяговой подстанции
.1 Расчет максимальных
рабочих токов основных частей РУ
Расчет максимальных
рабочих токов основных подсоединений подстанций производим по формулам таблицы
6.3 [16].
Для обеспечения надежной
работы аппаратуры и токоведущих частей, необходимо правильно выбрать их по
условиям длительной работы в нормальном режиме.
За наибольший рабочий ток
присоединения принимают ток с учетом допустимой перегрузки длительностью не
менее 30 минут. При расчете максимальных рабочих токов присоединений
учитывается возможность 1,5 кратной перегрузки трансформаторов в наиболее
неблагоприятном режиме. Расчет максимальных рабочих токов производится на
основании схемы, представленной на рисунке 8.
Рисунок 8 - Схема для
определения максимальных рабочих токов
Выбор аппаратуры и
токоведущих частей выполняется по номинальному току и напряжению.
Uуст
< UH;
Iраб.мах < IH (8.1)
где Uуст - номинальное напряжение установки;
UH;
- номинальное напряжение аппарата;
Iраб.мах
- номинальный ток аппарата;
IH - максимальный рабочий ток присоединения, где установлен аппарат.
Вывод отпаечной тяговой
подстанции
(8.2)
Перемычка отпаечной
подстанции
(8.3)
Обмотка высокого
напряжения трехобмоточного трансформатора
(8.4)
Обмотка среднего
напряжения трехобмоточного трансформатора
(8.5)
Обмотка низкого
напряжения трехобмоточного трансформатора
(8.6)
Кр.н - доля
районного потребителя в общей нагрузке подстанции = 0,4;
n
- максимальное число понижающих трансформаторов, находя-
щихся в работе = 3 шт.;
Sнтр
- номинальная мощность трансформатора.
7.2
Расчет величины теплового импульса для всех РУ
Электрические
аппараты и токоведущие элементы по термической устойчивости в режиме короткого
замыкания (тепловой импульс, необходимый для выбора выключателей, для шин
различного напряжения), кА2 с., проверяют по формуле
, (8.7)
где Iк - начальное значение периодической составляющей тока КЗ;
τа
- постоянная времени затухания апериодической составляющей
тока КЗ, равная 0,05 с;
τа
- тепловой импульс, характеризует тепловую устойчивость элек-
трического оборудования
при коротких замыканиях в системе.
Для расчета жестких шин
открытых распределительных устройств, проверка на электродинамические усилия
обязательна.
Время отключения
тока КЗ tоткл, сек, определяется по
формуле
(8.8)
где tB - полное время
отключения выключателя до погасания дуги, согласно справочника [12];
tP3 - время срабатывания
релейной защиты рассматриваемой цепи (согласно справочника).
Расчет теплового
импульса для РУ 110 кВ проведем по формулам (8.1; 8.2)
Расчет теплового
импульса для РУ 27,5 кВ аналогично
а) для вводов
РУ: 1 откл = 1,5 + 0,11 == 1,61 с.;
б) для фидеров
РУ: to™ = 1 + 0,11 = 1,11 с.
Расчет теплового
импульса для РУ 10 кВ
а) для вводов
РУ: to™ = 1,2 + 0,11 = 1,31 с.;
б) для фидеров
РУ: Ьткл = 1 + 0,11 = 1,11 с.
7.3
Выбор изоляторов
Гибкие шины ОРУ
крепим на гирляндах подвесных изоляторов ПС -70Е. Количество изоляторов в
гирлянде для различных напряжений показано в таблице 6.
Таблица 6 -
Количество изоляторов в гирлянде при различных напряжениях
|
Тип изолятора
|
Количество изоляторов в гирлянде при напряжении установки кВ,
шт.
|
Наименьшее расстояние между проводами фаз на опоре, см
|
|
110
|
27,5
|
10
|
110
|
27,5
|
10
|
|
ПС-70Е
|
9
|
3
|
2
|
300
|
160
|
160
|
Для РУ-10 кВ
применяются опорные и проходные изоляторы, расчет которых приведен ниже.
По механической
прочности выбираем изолятор по условию:
, (8.9)
где Ррасч
- расчетная сила, действующая на изолятор,
Рдоп -
допустимая нагрузка на изолятор.
,
(8.10)
(8.11)
Fдоп
где Ррасч
- гарантированная наименьшая разрушающая нагрузка при изгибе.
Производим выбор
проходных изоляторов по механической прочности.
Согласно расчетов
выбираем изолятор ОНШ-10 и ИП-10/3150-1250У1.
7.4 Выбор сборных шин и
токоведущих элементов
Шины открытых распределительных
устройств напряжением выше 20 кВ обычно выполняют гибкими сталеалюминевыми
проводами марки АС. Сборные шины более низких напряжений выполняются жесткими
алюминиевыми шинами. Выбранные провода проверяются по току, протекающему в
длительном рабочем режиме и по току короткого замыкания. Выбор проводим по
условию
,
(8.12)
где Iдоп - длительно допускаемый ток для выбранного сечения, А;
Iраб.мах
- максимальный рабочий ток сборных шин, А.
По термической стойкости
проверку производят по формуле
,
(8.13)
(8.14)
где qmin - минимальное сечение шины по
условию допустимого нагрева в режиме короткого замыкания, мм;
qH
- сечение провода соответствующее номинальному току;
Вк - тепловой
импульс короткого замыкания для соответствующей характерной точки подстанции,
кА2с;
С - коэффициент, который
при небольших допустимых температурах равен для алюминиевых шин 90.
Если qmin <70мм2, то принимаем qmin =70мм2 из условия
удобства монтажа. Последовательны: 110кВ
Выбор по длительному
допустимому току - выбрать такое сечение чтобы выполнялось условие (9.12)
,
Выполнив проверку на
термическую стойкость согласно расчетам для шин 110 кВ, окончательно выбираем
тип провода АС-240.
Проверка гибких шин
110 кВ по условию коронирования. Максимальные значения начальной критической напряженности
электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см.
Величина Е0
- определяется по формуле
,
(8.15)
где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода; m=0,82;
rпр
- радиус провода см; rпр=1,08.
Для провода АС-240.
Подставляя это в формулу (1.15), получаем:
Напряженность
электрического поля около поверхности провода, кВ/см, определяется по формуле
,
(8.16)
где U - линейное напряжение, кВ; U=110
кВ.
DCР
- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см,
При горизонтальном
расположении фаз величина DCР
определяется по формуле
Dcp=1,26D, (8.17)
где D - расстояние между соседними фазами, см.
Для сборных шин 110кВ D=300 см. Подставляя это в формулу (8.16), получаем
Условие отсутствия
коронирования выполняется, если, кВ/см:
Проверку на
электродинамическую устойчивость для гибких проводов не выполняется ввиду
большого расстояния между фазами.
Жесткие шины 10 кВ
проверяются еще по условию электродинамической стойкости. Электродинамическая
стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах проверяются по механическому
напряжению tpacч,
возникающему в них при КЗ, МПа
,
(8.18)
где 1 - расстояние между
соседними опорными изоляторами, м; 1=1 м;
а - расстояние между
осями шин соседних фаз, м.; а = 0,25 м;
iу
- ударный ток короткого трехфазного замыкания, кА;
W
- момент сопротивления шины, относительно оси, перпендикуляр
ной действию усилия, м;
Момент сопротивления
однополюсных прямоугольных шин при расположении шин плашмя:
,
(8.19)
где b и h - толщина и ширина
шины, м, b=0,008 м; h=0,08
м,
Результаты всех расчетов
выбора сборных шин сводим в таблицу 7.
Таблица 7 - Выбор
сечения сборных шин
|
Наименование РУ
|
Тип провода
|
Длительный режим
|
Проверка по режиму короткого замыкания
|
|
|
IH>Ip.max, A
|
Принятое сечение мм2
|
qH>qmin
|
[σ]>
σрас
|
|
ОРУ-110кВ
|
АС-240
|
605>591
|
70
|
70>56
|
-
|
|
ОРУ-27,5кВ
|
АС-400
|
825>788
|
70
|
70>65
|
-
|
|
РУ-10кВ
|
АС-240
|
605>577
|
70
|
70>69
|
65>8.57
|
В зависимости от
места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель
линии не тяговых потребителей выбираем кабель марки АДО из алюминия τДОП = 40 МПа.
В данном разделе дипломного проекта
разработана расчетная схема проектируемой тяговой подстанции, на основании
которой составлена схема замещения, что является основой расчетов для токов
короткого замыкания точек К1, К2, К3, К4.
Для каждой точки рассчитан базисный ток Iб и ударный Iуд, А.
8. Выбор коммутационной
аппаратуры
.1 Выбор и проверка
выключателей
При выборе выключателя его
паспортные данные сравниваются с расчетными параметрами работы.
Выбор высоковольтных выключателей
производится:
по напряжению установки UH>Uуст; (9.1)
- по номинальному току 
(9.2)
Выбранный выключатель
проверяется:
на электродинамическую
стойкость:
, (9.3)
где iпр.с - эффективное значение периодической составляющей предельного
сквозного тока КЗ, определяем по каталогу, кА
iпр
- амплитудное значение предельного сквозного тока = 31,5 кА согласно [20]
на термическую
стойкость:
, (9.4)
где Вк -
тепловой импульс в цепи выключателя;
Iт
- ток термической стойкости;
tт
- время протекания тока термической стойкости, согласно [20]
по номинальному току
отключения
, (9.5)
где 
-
номинальный ток отключения, согласно [20]
- действующее значение
периодической составляющей тока КЗ
в момент расхождения
контактов.
по номинальному току
отключения апериодической составляющей
, (9.6)
где 
- номинальное нормируемое значение апериодической составляющей
(9.7)
где 
-
номинальное содержание апериодической составляющей, определяем по формуле
(9.8)
(9.9)
где 
- время от начала КЗ до расхождения контактов выключателя;
- минимальное время
действия релейной защиты, равное 0,01 сек.
- собственное время
отключения выключателя, согласно [20]
(9.10)
(9.11)
где Та -
постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ при t=0•С, равная 0,05 сек
по полному току
отключения
(9.12)
Для остальных РУ
выключатели подбираем аналогично и заносим в таблицу 8.
Таблица 8 - Выбранные
выключатели для РУ
|
Место установки
|
Выбранный тип выключателя
|
|
На фидерах контактной сети, запасной выключатель в ОРУ - 27,5
|
ВБН - 27,5-20/1600УХЛ1
|
|
На фидерах ДПР
|
ВБН-35/630
|
|
На присоединениях ТСН
|
ВБН-35/630
|
|
На выводах ОРУ 27,5кВ
|
ВБН - 27,5/1600
|
|
На выводах 10кВ
|
ВВЭ-10-20/630У3
|
|
На фидерах 10кВ
|
ВВЭ-10-20/630У3
|
|
На вводах 110кВ
|
ВГТ - 110Б/2000
|
8.2 Выбор и проверка
отделителей
Отделители установлены в ОРУ-110кВ
Выбор отделителя производится:
по напряжению установки UH>Uуст,
кВ = 110 кВ
- по номинальному току 
,
>188,48 A
Выбираем отделитель типа
ОД-110/1000У1
Выбранный отделитель
проверяется:
на электрическую
стойкость:
(9.13)
- на термическую
стойкость:
,
(9.14)
8.3 Выбор и проверка
короткозамыкателей
Короткозамыкатели
установлены в ОРУ-110кВ.
Выбор короткозамыкателей
производится по напряжению установки
UH > Uуст,
(9.15)
кВ = 110 кВ
Выбираем
короткозамыкатель типа КЗ-110-У1 оборудованный приводом ПРК-1У1.
В ОРУ-110 кВ применяются
однополюсные короткозамыкатели. Они проверяются только на термическую стойкость
по току однофазного КЗ.
Согласно предыдущим
формулам и справочным данным [16] проведем проверку выбранного
короткозамыкателя
(9.16)
(9.17)
= 3,174 кА с; 
=
2,61 сек; 
=
0,05 сек.
Данные подставим в
вышеприведенную формулу
8.4 Выбор
предохранителей
В РУ-10кВ для защиты
трансформаторов напряжения используются предохранители внутренней установки
типа ПКТ-10.
Характеристика условий
выбора предохранителей:
по конструкции и роду
установки;
по номинальному
напряжению, кВ, согласно условию
UH = UP,
(9.18)
где UH и UP
- номинальное напряжение предохранителя и номинальное напряжение установки, кВ
кВ = 10 кВ
по номинальному току
предохранителя, согласно условию:
(9.19)
где 
- номинальный ток плавки вставки, А;
- номинальный ток
предохранителя.
Примечание -
предохранители, предназначены для защиты трансформаторов напряжения, по
номинальному току вставки не выбирают.
Предохранители проверяют
по номинальному току отключения, кА, согласно условия:
,
(9.20)
где 
-
периодическая составляющая предельного тока отключения, кА
- периодическая
составляющая трехфазного тока КЗ., кА
> 6,420 кА
8.5
Выбор и проверка разъединителей
Разъединители на
электрической подстанции предназначены для создания видимого разрыва цепей и
могут быть оборудованы одним или двумя заземляющими ножами
Вводы подстанции.
Выбор разъединителей производится:
а) по
напряжению установки UH > Uycт
кВ > 10 кВ
б) по
номинальному току IH >Ipa6.max
> 591,17
Выбираем
разъединитель типа РНДЗ-110/630УХЛ1 оборудованный приводом ПД-5ХЛ1.
Выбранный
разъединитель проверяется:
на электрическую
прочность
,34 < 125 кА
на термическую стойкость
,257<7500кА с
Для остальных РУ производим выбор и
проверку аналогично и виды выбранных разъединителей вносим в таблицу, согласно
[20].
Таблица 9 - Типы выбранных
разъединителей
|
Место установки разъединителя
|
Тип разъединителя
|
Привод
|
|
На присоединении к высшей обмотке силового понизительного
трансформатора.
|
РНДЗ-110/630ХЛ
|
ПНД-1У1
|
|
На аппаратуре высоковольтной защиты
|
РНД-110/630ХЛ
|
ПР-90-У1
|
|
Неавтоматическая перемычка
|
РДЗ-2-110/630ХЛ
|
ПДН-1
|
|
Первичная обмотка трёхобмоточного трансформатора
|
РДЗ-2-110/630ХЛ
|
ПДН-1У1
|
|
Вторичная обмотка трансформатора (вводы ОРУ2х27,5 кВ)
|
Линейный разъединитель
|
РНДЗ-2-35/1000УХЛ1
|
ПР-90-У1
|
|
Шинный разъединитель
|
РНДЗ-1-35/1000УХЛ1
|
ПР-90-У1
|
|
На присоединении ТСН
|
РНДЗ-135/630УХЛ1
|
ПР-90-У1
|
|
На присоединениях (фидерах) ДПР
|
Шинный разъединитель
|
РНДЗ-1-35/630УХЛ1
|
ПР-90-У1
|
|
Линейный разъединитель
|
РНДЗ-1-35/630УХЛ1
|
ПДН-1У1
|
|
На фидерах контактной сети
|
Шинный разъединитель
|
РНДЗ-1-35/1000УХЛ1
|
ПР-90-У1
|
|
Линейный разъединитель
|
РНДЗ-1-35/1000УХЛ1
|
ПДН-1 У 1
|
|
Разъединитель обходной шины
|
РНДЗ-1-35/1000УХЛ1
|
ПДН-1У1
|
|
Цепь секционного выключателя
|
Со стороны шин Со стороны обходных шин
|
РНДЗ-1-35/1000УХЛ1 РНДЗ-2-35/1000УХЛ1
|
ПДН-1У1 ПР-90-У1
|
|
На рельсовом фидере
|
РНДЗ-1-35/1000УХЛ1
|
ПР-90-У1
|
|
Сборные шины ОРУ-27,5кВ (секционные)
|
РНДЗ-1-35/630УХЛ
|
ПР-90-У1
|
|
На присоединениях трансформаторов напряжения
|
РНДЗ-1-35/1000УХЛ1
|
ПР-90-У1
|
|
На вводах ЗРУ - 10кВ
|
РНД-10/400У1
|
ПР-2УХЛ
|
|
На фидерах районной нагрузки
|
линейные
|
РНД-10/400У1
|
ПР-2УХЛ
|
|
шинные
|
РНД-10/400У1
|
ПР-2УХЛ
|
|
На сборных шинах ЗРУ - 10кВ
|
РНД-10/400У1
|
ПР-У1
|
|
На присоединениях районной нагрузки ЗРУ - 10кВ
|
РНД-10/400У1
|
ПР-У1
|
|
На присоединениях трансформатора напряжения (ЗРУ - 10кВ)
|
РНД-10/400У1
|
ПР-У1
|
|
|
|
|
|
|
|
Вывод по разделу: в
данном разделе произведен выбор коммутационной аппаратуры по расчетным
параметрам работы, т.е. по напряжению установки Uн > Uуст; по номинальному току Iн ≥ Iраб.мах. Выбранная
аппаратура была проверена на электродинамическую и термическую стойкость.
9.
Выбор измерительного трансформатора
Контрольно-измерительные
приборы устанавливаются для контроля за изменением электрических параметров в
схеме подстанции и расчетов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую
подстанцией.
Предусмотрен
следующий объем измерений:
1
измерение тока (амперметром) на вводах силовых трансформаторов со
стороны всех ступеней напряжения, на всех питающих и отходящих линиях, фидерах
контактной сети, ДПР, отсасывающей линии;
2
измерение напряжения на всех шинах РУ;
- измерение энергии счетчиками
активной и реактивной энергии на вводах низшего напряжения тяговых
трансформаторов, отходящих фидерах потребителей, на трансформаторе ТСН
(активная энергия), ДПР.
Измерения тока
выполняется на вводах силовых трансформаторов со стороны всех ступеней
напряжения на всех питающих и отходящих линиях, фидерах контактной сети, ТСН (с
низкой стороны). Измерения напряжения осуществляет на шинах всех РУ. Учёт
активной и реактивной энергии с помощью счётчиков выполняется на вводах низкого
напряжения понизительных трансформаторов, фидерах потребителей, ТСН (счётчик
активной энергии устанавливается с низкой стороны)
9.2
Выбор трансформатора тока
Для ОРУ-110кВ
выбираем:
Трансформатор тока
на короткозамыкатели
Устанавливаемые
приборы: Реле тока РТ40/50.
Выбор:
а) по напряжению
установки 
кВ = 110 кВ
б) по номинальному току
первичной обмотки 
> 591,17 A
Выбираем
трансформатор тока ТФНД-110М
Класс точности 3 -
предназначен для релейной защиты. Выбранный трансформатор тока проверяется:
на электрическую
прочность
(10.1)
где Кдин -
коэффициент динамической стойкости, согласно [20]
кА
на термическую стойкость
(10.2)
где t - время термической стойкости по
каталогу;
Кт -
кратность термической стойкости согласно [20]
,97<(60 • 0,5)2
• 9 = 3600кА2 • с
на соответствие
класса точности для номинальной нагрузки
(10.3)
где Z, - вторичная нагрузка наиболее нагруженной фазы трансформатора
тока;
Так как индуктивное
сопротивление токовых цепей невелико, то 
, где
(10.4)
где 
-
сопротивление токовых обмоток измерительных приборов и реле.
Для реле РТ40/50 =
0,005 Ом
- сопротивление
соединительных проводов
(10.5)
где р - удельное
сопротивление материала проводов, равное 2,83 •10~8Ом • м (для
алюминиевых проводов);
qnp
- сечение проводов, равное 6 • 10-6м2.
- расчётная длина
соединительных проводов
=2- 
=2
75 = 150 м (10.6)
где -
длина проводов от трансформатора тока до приборов для ОРУ-110 кВ равна 75 м
- сопротивление
контактов, принимаются равным 0,05 Ом при числе приборов до трёх штук;
= 0,707 + 0,00005 + 0,005
= 0,712050 м
,71205<0,8
Для остальных РУ выбор и
проверку трансформаторы тока проводим аналогично и вносим в таблицу 10.
Таблица 10 - Выбранные
трансформаторы тока
|
Место установки трансформатора тока
|
Тип трансформатора тока
|
|
Отходящей от высшие обмотки трёхобмоточного понижающего
трансформатора
|
ТФНД - 110М
|
|
На стороне первичной обмотки В трёхобмоточного понижающего
трансформатора
|
ТФНД - 110М
|
|
На фидерах ДПР
|
ТФНД-35М
|
|
На присоединениях ТСН
|
ТФНД-35М
|
|
На фидерах контактной сети, цепи запасного выключателя
|
ТФНД-35М
|
|
На вводах ОРУ - 27,5
|
ТФНД-35М
|
|
На вводах ОРУ - 10 кВ
|
ТФНД - 10М
|
|
На фидерах районной нагрузки
|
ТФНД - 10М
|
|
На сборных шинах ОРУ - 10 кВ
|
ТФНД - 10М
|
Примечание:
номинальный ток вторичной обмотки всех трансформаторов составляет 5А.
10.
Выбор трансформатора напряжения
При
секционированной системе сборных шин устанавливаются два трансформатора
напряжения в обеих секциях, каждый из которых должен обеспечивать питание всех
измерительных приборов в классе точности 0,5. Трансформатор напряжения выбирается:
Примечание:
нормальный режим работы трансформаторов тока - режим короткого замыкания;
номинальный ток вторичной обмотки всех трансформаторов составляет 0,5, в
соответствии с [17].
Произведем расчет и
выбор трансформатора напряжения в ОРУ-27,5кВ.
При секционированной
системе сборных шин устанавливаются два трансформатора напряжения в обеих
секциях, каждый из которых должен обеспечивать питание всех измерительных
приборов в классе точности 0,5. Трансформатор напряжения выбирается:
по напряжению
установки
(11.1)
> 27,5 кВ
схема соединения обмоток
- неполная звезда
класс точности 0,5.
Трансформаторы
напряжения проверяем на соответствие классу точности по вторичной нагрузке
S2
< S2HOM., (11.2)
где S2HOM
- номинальная мощность ТН в выбранном классе точности (при установке однофазных
ТН, соединенных в звезду, S2HOM представляет собой сумму мощностей трёх трансформаторов,
соединённых по схеме открытого треугольника-двух трансформаторов);
S2
- суммарная мощность, потребляемая подключёнными к ТН приборами;
, (11.3)
где Sприб - мощность, потребляемая всеми катушками одного прибора;
cos φприб - коэффициент мощности прибора.
Таблица 11 - Параметры
приборов контроля, потребителей ТН РУ-10 кВ
|
Прибор
|
Тип
|
К-во шт.
|
М-ть ВА
|
cos
|
sin
|
∑Рпр
|
∑Qпр
|
∑Sпр
|
|
РУ-10 кв
|
|
Счетчик активной и реактив энергии
|
Альфа
|
4
|
3,6
|
|
|
|
|
14,45
|
|
Реле напряжен
|
РН-54
|
1
|
1
|
1
|
0
|
1
|
0
|
1
|
|
Вольтметр
|
Э378
|
1
|
2
|
1
|
0
|
2
|
0
|
2
|
|
ИТОГО
|
|
|
|
|
|
|
|
17,4
|
|
РУ - 27.5 кВ
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Счетчик активной и реактивной энергии
|
Альфа
|
3
|
3,6
|
|
|
|
|
10,8
|
|
Реле напряжен
|
РН-54
|
1
|
1
|
1
|
0
|
1
|
0
|
1
|
|
|
Вольтметр
|
Э-378
|
1
|
2
|
1
|
0
|
2
|
0
|
2
|
|
|
ИТОГО
|
|
|
|
|
|
|
|
13,8
|
|
|
Примечание: в таблице указана мощность приборов, подключенных к
одной секции шин, на один ТН.
|
|
|
Согласно расчетов выбираем ТН
|
|
|
Место установки (ОРУ)
|
Тип ТСН
|
|
|
ОРУ-110кВ
|
НКФ-110-У1-И
|
|
|
ОРУ-10кВ
|
НАМИ-10У2
|
|
|
ОРУ - 27,5 кВ
|
ЗНОМ-27.5-65У1
|
|
пo напряжению установки UH > Uycr 35>27,5кВ
схема соединения
обмоток - неполная звезда
класс точности 0,5
Выбираем
трансформатор напряжения ЗНОМ-27.5-65У1.
Проверка на
соответствие классу точности по вторичной нагрузке
S2 < S2HOM
(11.4)
где S2HOM - номинальная мощность
ТН в выбранном классе точности (при установке однофазных ТН, соединенных в
звезду, S2HOM представляет собой сумму мощностей, трёх трансформаторов,
соединённых по схеме открытого треугольника-двух трансформаторов);
S2 - суммарная мощность,
потребляемая подключёнными к ТН приборами;
, (11.5)
где 
-
мощность, потребляемая всеми катушками одного прибора;
- коэффициент мощности
прибора.
Полная мощность
подключения к ТН:
Для остальных РУ
производим аналогичные расчёты и выбранный тип ТСН вносим в таблицу 12.
Таблица 12 - Выбранный
тип ТСН
|
Место установки (ОРУ)
|
Тип ТСН
|
|
ОРУ-110кВ
|
НКФ-110
|
|
ОРУ - 10кВ
|
НТМИ-10
|
11.
Выбор ограничителей перенапряжения
Для защиты оборудования от волн
перенапряжения, набегающей по воздушным линиям, от коммутационных
перенапряжений выбираются ОПН, являющиеся защитными аппаратами.
Выбор ОПН определим на основании
[17] и занесем в таблицу.
Таблица 13 - Типы ОПН
|
Наименование РУ
|
Тип разрядника
|
Условия выбора
|
|
РУ-110 кВ
|
ОПН-110 кВ
|
110 = 110
|
|
РУ - 27,5 кВ
|
ПН - 27,5 кВ
|
27,5 = 27,5
|
|
ЗРУ-10 кВ
|
ОПН-10
|
10 = 10
|
12. Выбор аккумуляторной
батареи и зарядно-подзарядного агрегата
При выборе батареи исходят из
аварийного режима работы электроустановки, когда к постоянной нагрузке батареи
добавляется нагрузка аварийного освещения и других потребителей, переключаемых
на питание от постоянного тока при исчезновении переменного напряжения. К
постоянной нагрузке подстанции относят цепи управления, сигнализации, защиты
автоматики, телемеханики и блокировок безопасности. Источником постоянного тока
являются аккумуляторные батареи типа «Драйфит» А600 OPZV, выпускаемые немецкой
фирмой «Зонненшайн».
«Драйфит» - это свинцово-кислотные
конструкции, с внутренней рекомбинацией газов, электролит в которых загущен в
гель (желе) (технология dryfit) или впитан в специальный пористый сеператор между пластинами
(технология АСМ). Они закрытые, необслуживаемые в течение всего срока службы,
предназначены для комплектования батарей, используемых в качестве источника
постоянного тока на электрических станциях и подстанциях. Самозаряд
аккумуляторов не превышает 0,1% емкости в сутки.
Аккумуляторную батарею выбирают по
необходимой емкости и по напряжению, которое должно поддерживаться на шинах
постоянного оперативного тока.
Таблица 14 - Потребители АБ
|
Потребители постоянного тока
|
Нагрузка батареи, А
|
|
Длительная
|
Кратковременная
|
|
Постоянно присоединенные приемники
|
|
Лампы положения выключателей
|
1,9
|
-
|
|
Устройства управления и защиты
|
15,00
|
-
|
|
Приемники, присоединенные в аварийном режиме
|
|
Устройства телеуправления и связи
|
1,4
|
-
|
|
Аварийное освещение
|
10,00
|
-
|
|
Привод ПЭМУ выключателя ВБК - 27,5-20/1600У1
|
-
|
200
|
|
Итого
|
28,3
|
200
|
Таблица 15 - Характеристика
аккумуляторной батареи
|
Наименование
|
Sonnenschein OPZV Dryfit A600
|
|
Конструкция
|
Элементы
|
|
Диапазон емкостей
|
200….3000
|
|
Напряжение, В
|
2
|
|
Электролит
|
Желе
|
|
Внутреннее сопротивление, мОм
|
0,059…0,03
|
|
Самозаряд в сутки
|
0,05%
|
|
Положительные пластины
|
Панцирные Sb=0%
|
|
Характерное время
|
10 мин…10 час
|
|
Количество циклов
|
2000
|
|
Периодичность контроля
|
1 раз в 6 месяцев
|
|
Срок службы, лет
|
15…18
|
|
Возможность горизонтального расположения
|
Нет
|
|
Использование вертикальных пробок
|
Клапаны
|
|
Рабочий диапазон температур
|
-50….+50
|
Ток длительного разряда Iдл.разр. в аварийном режиме определяется по формуле
Iдл.разр. = Iпост + Iав,
(13.1)
где Iпост - ток постоянной нагрузки рабочего режима, А;
Iав - ток временной
аварийной нагрузки, А.
Iдл.разр = 16,9 + 11,4 =
28,3 А
Ток кратковременного заряда в
аварийном режиме Iкр.разр., А определяется по
формуле
Iкр.разр. = Iдл.разр + Iвкл, (13.2)
где Iвкл - ток, потребляемый наиболее мощным приводом выключателя, А;
Iкр.разр = 28,3 + 200 =
228,3 А
Необходимая расчетная емкость
батареи Qрасч, Аг, определяется по
формуле
Qрасч = Iдл.разр. х tав,
(13.3)
где tав - длительность разряда при аварии, принимается равной 2 ч.
Qрасч = 28,3 х 2 = 56,6 Аг
Полное число последовательно
включенных элементов n, шт., определяется по формуле
n = Uшв / Uпз (13.4)
где Uшв - напряжение на шипах включения (принимаем 258 В);
Uпз - напряжение
аккумуляторного элемента при подзаряде равное 2 В;
n = 258 / 2 = 129 шт.
Число аккумуляторных элементов nшу, шт. нормально питающих шины управления и защиты определяется по
формуле
nшу = Uш / Uпз,
(13.5)
где Uш - напряжение на шинах управления и защиты, равное 232 В;
nшу = 232 / 2 = 116 шт.
В качестве зарядного - подзарядного
устройства выбираем агрегат типа THYROTRONIC с регулятором Thysat электронно-программируемый. Данный тип ЗПУ самостоятельно
выбирает оптимальный ток, напряжение и мощность первого (формовочного) заряда
батареи, что не требует его расчета.
Вывод по разделу: были рассмотрены
потребители постоянного тока, для которых требуется ток длительного заряда в
аварийном режиме. Для этого была выбрана аккумуляторная батарея «Драйфит» в
количестве 129 штук, а в качестве зарядного - подзарядного устройства агрегат
типа THYROTRONIC.
13. Расчет заземляющего
устройства и определение зоны защиты молниеотводов
.1 Расчет сопротивления
заземляющего контура
Целью расчета защитного
контура является определение таких его параметров, при которых сопротивление
растекания тока 
и
напряжения прикосновения 
не
превышает допустимых значений. Поясняющая схема к расчёту сопротивлений
заземляющего контура приведена на рисунке 9.
а) вертикальный
заземлитель;
б) структура грунта;
в) разрез контура
заземления.
Рисунок 9 - Поясняющие схемы к расчету
сопротивлений заземляющего контура
В основу положен метод, основанный
на теории подобия, который предусматривает:
замену реального контура с
изменяющимися по глубине сопротивлением эквивалентной двухслойной структурой;
замену реального и сложного
заземляющего контура, эквивалентной квадратной расчетной моделью с одинаковыми
ячейками.
Длина горизонтальных
заземлителей 
,
м, определяется по формуле
, (14.1)
где 
-
площадь заземляющего контура, м2 принимается по плану
открытой части
подстанции, =12000
м2;
м.
Число вертикальных
электродов 
,
шт., определяется по формуле
, (14.2)
шт.
Длина вертикального
электрода 
,
м, определяется по формуле
, (14.3)
где
- толщина верхнего слоя грунта, =1,25 м;
м.
Общая длина вертикальных
электродов 
,
м, определяется по формуле
, (14.4)
м
Расстояние между
вертикальными электродами 
,
м, определяется по формуле
, (14.5)
м
Глубина заложения
горизонтальных электродов 
м.
Сопротивление
заземляющего контура ,
Ом, определяется по формуле
, (14.6)
где 
-
коэффициент;
- эквивалентное
сопротивление грунта, 
.
Коэффициент
определяется по формулам
при 
,
(14.7)
при 
.
(14.8)
При
коэффициент определяется
по формуле (14.7)
.
Эквивалентное
сопротивление грунта ,
,
определяется по формуле
, (14.9)
где 
-
сопротивление верхнего слоя земли принимаем
Ом×м;
- сопротивление нижнего
слоя земли принимаем
Ом×м.
- коэффициент.
Коэффициент
определяется по формулам
при 
,
(14.10)
при 
.
(14.11)
При
,
коэффициент определяется
по формуле (14.11)
,
.
Сопротивление
заземляющего контура ,
Ом, по формуле (14.6)
Ом.
Полученное значение
сопротивления заземляющего контура должно удовлетворять условию
Ом (14.12)
где 
-
нормативное значение сопротивления заземляющего контура, равное 0,5 Ом.
В связи с тем, что окончательным
критерием безопасности электрической установки является величина напряжения
прикосновения, то независимо от выполнения условия (14.13) необходимо
определить его расчетное значение и сравнить с допустимым.
Расчетное значение
напряжения прикосновения ,
В, определяется по выражению
, (14.13)
где 
-
ток однофазного замыкания на землю в РУ-110 кВ, кА;
- коэффициент
прикосновения.
Коэффициент прикосновения
определяется по формуле
, (14.14)
где 
-
коэффициент, характеризующий условия контакта человека с землей;
- функция отношения 
,
равная 0,69.
Коэффициент, характеризующий условия
контакта человека с землей определяется по формуле
, (14.15)
где 
-
расчетное сопротивление тела человека, 
Ом;
Сопротивление растеканию
тока со ступней человека 
,
Ом, определяется по формуле
(14.16)
Подставляя численные
значения в формулы (5.13) - (5.16) получим
, Ом,
,
,
B.
Допустимое значение
напряжения прикосновения для РУ 110 кВ составляет 100 В при времени протекания
тока замыкания на землю 0,5 с, что меньше расчетного и значит удовлетворяет
условию электробезопасности.
13.2 Определение зоны
защиты молниеотводов
Защита от прямых ударов
молнии открытых подстанций и ОРУ напряжением 20-500 кВ выполняется
молниеотводами, устанавливаемыми на конструкциях ОРУ или отдельными.
ОРУ 220 кВ защищается
молниеотводами №1 - №4, которые установлены на конструкциях ОРУ и прожекторных
мачтах; ОРУ - 27,5 кВ защищается молниеотводами №5 - №6. Зона защиты
молниеотводов определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых
молниеотводов. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высотой до 150 м
показана на рисунке 10.
- ширина зоны защиты по
середине между молниеотводами на уровне земли, м;
- расстояние между
молниеотводами, м;
- высота молниеотводов,
м;
- высота вершины
защитного конуса, м;
- высота защищаемого
оборудования, м;
- минимальная высота
зоны защиты между молниеотводами, м;
- радиус защиты
молниеотводов на уровне земли, м;
- радиус защищаемого
оборудования на высоте защищаемого оборудования, м;
- половина ширины зоны
защиты между молниеотводами на высоте защищаемого оборудования, м.
Рисунок 10 - Зона защиты
двух стержневых молниеотводов одинаковой высоты
Внешние зоны защиты
определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов.
Высота вершины защитного
конуса ,
м, определяется по формуле
. (14.17)
Радиус зоны защиты
молниеотводов на уровне земли , м, определяется по
формуле
. (14.18)
Радиус зоны защиты
молниеотводов на высоте защищаемого оборудования , м, определяется по
формуле
. (14.19)
Внутренние размеры зоны
защиты 
,
,
,
м, определяются по формулам:
при 
, (14.20)
, (14.21)
, (14.22)
при 
, (14.23)
, (14.24)
, (14.25)
при 
, (14.26)
, (14.27)
. (14.28)
При расстоянии 
молниеотводы
рассматриваются как одиночные.
Зона защиты двух
стержневых молниеотводов разной высоты (до 150 метров) представлена на рисунке
11.
и 
-
высоты соответствующих молниеотводов, м;
и 
-
высоты вершин конусов зон защиты соответствующих молниеотводов, м;
и 
-
радиус зоны защиты соответствующих молниеотводов на
уровне земли, м;
и 
-
радиус зоны защиты соответствующих молниеотводов на высоте защищаемого
оборудования, м.
Рисунок 11 - Зона защиты
двух стержневых молниеотводов разной высоты
Внешние зоны защиты определяются
как зоны защиты одиночных стержневых молниеотводов соответствующей высоты по
формулам (14.17) - (14.19).
Внутренние размеры зоны
защиты ,
,
,
м, определяются по формулам
, (14.29)
, (14.30)
. (14.31)
Значения величин ;
;
;
определяются
по формулам (14.20) - (14.28).
Основным условием
защищенности площади подстанции является выполнение для всех попарно взятых
молниеотводов условия
, (14.32)
Высота молниеотводов
ОРУ110кВ - 27,5 м.
Высота молниеотводов
ОРУ27,5кВ - 21 м.
Высота прожекторной
опоры с молниеотводом - 25 м.
Высота защищаемого
оборудования:
ОРУ-110 кВ - 15 м;
ОРУ - 27,5 кВ - 8,5 м.
Для примера рассчитаем
зону защиты молниеотводов №1 и №2. Высота молниеотводов равна 27,5 метров, а
расстояние между молниеотводами равно 44,4 метра. Расчет выполняется по
формулам (14.17) - (14.28).
Высота вершины защитного
конуса ,
м, равна
м.
Радиус зоны защиты
молниеотводов на уровне земли , м, равен
м.
Радиус зоны защиты
молниеотводов на высоте защищаемого оборудования 
, м, равен
м.
Минимальная высота зоны
защиты между молниеотводами , м, равна
м.
Минимальный радиус зоны
защиты посередине между молниеотводами 
, м, равен
м;
м > 0.
Результаты вычислений зон защиты
молниеотводов на территории подстанции сведены в таблицу 16.
Таблица 16 - Расчет зон защиты между
молниеотводами
|
Соседние молниеотводы
|
, м, м, м, м, м, м, м, м , м
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№1 - №2
|
27,5 27,5
|
28,74 28,74
|
10,29 10,29
|
23,38 23,38
|
20,37
|
7,58
|
44,4
|
15,0
|
28,74
|
|
№2 - №3
|
27,5 27,5
|
28,74 28,74
|
10,29 10,29
|
23,38 23,38
|
15,95
|
1,71
|
69,2
|
15,0
|
28,74
|
|
№1 - №3
|
27,5 27,5
|
28,74 28,74
|
10,29 10,29
|
23,38 23,38
|
21,51
|
8,70
|
38,0
|
15,0
|
28,74
|
|
№5 - №6
|
21,0 21,0
|
22,22 22,22
|
11,64 11,64
|
17,85 17,85
|
14,00
|
8,66
|
42,8
|
8,5
|
22,04
|
|
№3 - №5
|
27,5 21,0
|
28,74 22,22
|
10,29 11,64
|
23,38 17,85
|
18,18
|
13,57
|
38,0
|
8,5
|
25,48
|
|
№3 - №6
|
27,5 21,0
|
28,74 22,22
|
10,29 11,64
|
23,38 17,85
|
12,86
|
8,64
|
68,0
|
8,5
|
25,48
|
|
№7
|
25,0
|
26,25
|
7,72
|
21,25
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Для надежной защиты территории
подстанции от прямых ударов молний должно выполняться условие (14.32).
14. Разработка устройств
релейной защиты
В процессе эксплуатации любой
электрической системы существует возможность возникновения в ней перенапряжений
и ненормальных режимов работы, которые могут приводить к возникновению аварий.
Предотвращение возникновения аварий или их развития при повреждении в
электрической системе часто может быть обеспечено путем быстрого отключения
поврежденного элемента. Отключение осуществляется коммутационным аппаратом -
обычно высоковольтным выключателем, на привод которого воздействует релейная
защита.
Газовая защита трансформатора весьма
чувствительна практически ко всем видам внутренних повреждений, кроме, пожалуй
начальной стадии витковых замыканий, не сопровождающихся образованием дуги.
Газовая защита является обязательной для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и
более, а также для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВА и
более. Газовую защиту можно устанавливать и на трансформаторах мощностью 1-4
МВА. Если трансформатор снабжен устройством регулирования напряжения под
нагрузкой (РПН), то для этого устройства дополнительно предусматривается
отдельная газовая защита.
Газовая защита не реагирует на
повреждения вне бака трансформатора (в цепи от выключателя до бака, включая
вводы). Поэтому она должна быть дополнена другими защитами.
Рисунок 12 - Принципиальная схема
газовой защиты
Упрощенная принципиальная схема
газовой защиты приведена на рис. 12. Кроме аккумуляторных батарей в качестве
источников оперативного питания могут служить предварительно заряженные
конденсаторы, блоки питания, трансформаторы собственных нужд.
Принцип работы:
При скоплении газов в верхней части
газового реле или течи в баке замыкается контакт KSG.2 газового реле,
действующего на предупредительную сигнализацию. При бурном газообразовании
замыкается контакт KSG.1 газового реле, вызывая срабатывание промежуточного реле KL1, действующего на
отключение выключателей Q1 и Q2 со всех сторон трансформатора Т. Поскольку при бурном
газообразовании контакт KSG.2 может вибрировать, то для надежности срабатывания
промежуточного реле KL1 предусмотрена цепь его самоподхвата контактами KL1.1. Цепь самоподхвата
деблокируется вспомогательными контактами SQ1.1. выключателя Q1 после отключения трансформатора.
Переключая накладку SX из положения 1 в
положение2 можно перевести действие защиты не на отключение, а на сигнал. Это
может потребоваться для поверки газовой защиты и при ее неисправности, а также
при заполнении элементов системы охлаждения маслом на работающем трансформаторе
и в ряде других случаев, оговоренных в инструкции по эксплуатации газовой
защиты.
Вывод по разделу: в данном разделе
дипломного проекта была рассмотрена газовая защита, которая является частью
релейной защиты. Газовая зашита весьма чувствительна практически ко всем видам
внутренних перенапряжений. Как пример приведена упрощенная схема газовой
защиты.
Заключение
При выполнении
дипломного проекта была спроектирована тяговая подстанция Бурятская. Были
изучены вопросы особенностей спроектированной тяговой подстанции.
Разработана
однолинейная схема подстанции, которая определяет состав необходимого
оборудования и аппаратуры. Надёжность работы тяговой подстанции обеспечивается:
. Резервированием
силовых трансформаторов, аппаратуры и выключателями;
. Секционированием
сборных шин, разъединителями и выключателями;
. Устройством
системы обходных шин с выключателями для замены основных выключателей во время
ремонта.
Произведены расчёты
токов рабочего и аварийного режима работы подстанции. На основании значений
этих токов были выбраны и проверены токоведущие элементы, сборные шины,
изоляторы подстанции, а также коммутационная аппаратура и измерительные
трансформаторы. Были выбраны ОПН как средство защиты от перенапряжений для РУ.
Была выбрана аккумуляторная батарея и зарядно-подзарядное устройство к ней.
Разработан план размещения основного оборудования на подстанции. Произведён
расчёт заземляющего устройства графоаналитическим методом. Выполнен расчёт
стоимости подстанции. Определены технико-экономические показатели
спроектированной тяговой подстанции.
Список
литературы
1. Андреев В.А. Релейная защита и
автоматика систем электроснабжения: Учеб. для вузов по спец.
«Электроснабжение». - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш.шк., 2008. - 496 с.
2. Тяговые подстанции: Учеб.
для вузов ж.-д. транспорта / Ю.М. Бей, Р.Р. Мамошин, В.Н. Пупынин, М.Г.
Шалимов. - М.: Транспорт, 1986. - 319 с.
. Гринберг-Басин М.М. Тяговые
подстанции. Пособие по дипломному проектированию: Учеб. пособие для техникумов
ж.-д.трансп. - М.: Транспорт, 2006. - 168 с.
. Загайнов Н.А., Финкельштейн
Б.С., Кривов Л.Л. Тяговые подстанции трамвая и троллейбуса: Учеб. для
техникумов / Под ред. Н.А. Загайнова. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.:
Транспорт, 2008. - 327 с.
. Мамошин Р.Р., Зимакова А.Н.
Электроснабжение электрифицированных железных дорог. - М.: Транспорт, 2009. -
296 с.
. Правила устройства системы
тягового электроснабжения железных дорог Российской Федерации. - М.: МПС РФ,
1997. - 78 с.
. Правила устройства
электроустановок. - Главгосэнергонадзор России, 2008. - 549 с.
. Правила эксплуатации
электроустановок потребителей. - Главгосэнергонадзор России, 1997. - 285 с.
. Прохорский А.А. Тяговые и
трансформаторные подстанции. - М.: Транспорт, 2003. - 496 с.
10. Руководящие материалы по
релейной защите систем тягового электроснабжения: Департамент электрификации и
электроснабжения Министерства путей сообщения Российской Федерации. - М.:
«Транспорт», 2007. - 96 с.
11. Система тягового
электроснабжения 2х25 кВ / Б.И. Бородулин, М.И. Векслер, В.Е. Марский, И.В.
Павлов. - М.: Транспорт, 2009. - 247 с.
. Справочник по
электроснабжению железных дорог / Под ред. К.Г. Марквардта: Т.1 и Т.2. - М.:
Транспорт, 2006. - 256 с., 392 с.
. Типовой проект организации
труда на тяговой подстанции: МПС. - М.: Транспорт, 1988. - 39 с.
. Хариков В.Ф. Защита
контактной сети постоянного тока от коротких замыканий. - М.: Транспорт, 2007.
- 95 с.
. Электрическая часть станций
и подстанций: Учеб. для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшков и
др.; Под ред. А.А. Васильева. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат,
1990. - 576 с.
. Почаквец В.С. Электрические
подстанции. М.: Желдориздат, 2009. - 512 с.
. Пузина Е.Ю. Тяговые
подстанции. Иркутск, 2005. - 41 с.
. Правила устройства
электроустановок. М.: Главгосэнергонадзор России, 2008. - 549 с.
. Макаров А.П. Проект,
электрификация участка Карымская - Забайкальск. М.: Трансэлектропроект, 2005. -
53 с.
. Петров Е.Б. Электрические
подстанции. М.: Издательство «Маршрут», 2004 - 245 с.
. Клочкова Е.Б. Охрана труда
на железнодорожном транспорте. М.: Издательство «Маршрут», 2008. - 411 с.