Реконструкция тяговой подстанции Размахнино

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Иркутский государственный университет путей сообщения»

Забайкальский институт железнодорожного транспорта - филиал Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования

«Иркутский государственный университет путей сообщения»

(ЗабИЖТ ИрГУПС)

Факультет очного обучения

Кафедра «Электроснабжение»

Реконструкция ТП Размахнино

Отчет по производственной-преддипломной практике

Выполнил

Троицкая И.А.

Руководитель практики

Филиппов С.А.

Чита 2022

Аннотация

Отчет по практике содержит 21 страницу, 3 рисунка, 10 таблиц, 6 источников.

ТЯГОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, ТРАНСФОРМАТОРЫ, ИЗОЛЯТОРЫ, ВЫКЛЮЧАТЕЛИ, РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, АККУМУЛЯТОРНАЯ БАТАРЕЯ

Цель практики - анализ оборудования, расчет его коммутационного ресурса установленного на тяговой подстанции Размахнино (ЭЧЭ-12), для выявления объектов подлежащих замене при реконструкции.



Нормативные ссылки

В настоящей работе использованы ссылки на следующие стандарты (нормативные документы):

ГОСТ 8.217-2003 ГСОЕИ. Трансформаторы тока. Методика проверки;

ГОСТ 17703-72. Аппараты электрические коммутационные. Основные понятия. Термины и определения;

ГОСТ 18685-73. Трансформаторы тока и напряжения. Термины и определения;

ГОСТ Р 52565-2006. Выключатели переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Общие технические условия.



Список сокращений и обозначений

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный

ОРУ - открытое распределительное устройство

РУ - распределительное устройство

ФКС - фидер контактной сети



Содержание

Введение

1. Анализ установленного оборудования

1.1 Исходные данные для анализа

1.2 Определение остаточного ресурса оборудования

1.3 Определение остаточного коммутационного ресурса выключателей

1.4 Определение объемов реконструкции подстанции

2. Выбор мощности тягового трансформатора

2.1 Определение расчётных размеров движения

2.2 Определение мощности районных (нетяговых) потребителей

2.3 Определение токов наиболее и наименее загруженных плеч питания

2.4 Расчёт мощности понижающих трансформаторов

3. Расчёт токов короткого замыкания

3.1 Составление расчётной схемы и схемы замещения

3.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

3.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

3.4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К3

3.5 Расчёт ударных токов КЗ

4. Выбор основного оборудования и токоведущих элементов подстанции

4.1 Расчёт максимальных рабочих токов

4.2 Проверка сборных шин и токоведущих элементов

4.2.1 Расчёт теплового импульса

4.2.2 Проверка гибких шин

4.3 Выбор изоляторов

4.3.1 Выбор подвесных изоляторов

4.3.2 Выбор опорных изоляторов

4.3.3 Выбор проходных изоляторов

4.2.3 Проверка жёстких шин

4.4 Выбор выключателей

4.5 Выбор разъединителей

4.6 Выбор измерительных трансформаторов

4.6.1 Выбор измерительных трансформаторов тока

4.7 Выбор ограничителей перенапряжения

5. Анализ соответствия установленной аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата

6. Мощность собственных нужд. Проверка трансформаторов собственных нужд и трансформаторов автоблокировки

7. Анализ соответствия установленного устройства продольной компенсации

7.1 Состав устройства продольной компенсации

8. Расчёт затрат на реконструкцию тяговой подстанции Размахнино

8.1 Экономическая оценка реконструкции тяговой подстанции

Заключение

Список использованной литературы



Введение

Железнодорожный транспорт является одним из основных потребителей электроэнергии, главным образом - это электрифицированные дороги. Основной задачей системы электроснабжения является обеспечение эксплуатационной работы железнодорожного транспорта.

Электрифицированная железная дорога переменного тока является специфическим потребителем электрической энергии. Помимо того, что электротяговая нагрузка является несимметричным нелинейным потребителем с переменной нагрузкой, имеет место существенное отличие от других потребителей. Заключается оно в том, что железная дорога является протяженным приемником электрической энергии, и питание ее тяговых подстанций не может быть осуществлено от одного узла энергосистемы.

Совокупность перечисленных факторов приводит к появлению потоков мощности в системе тягового электроснабжения между узлами питания даже при отсутствии нагрузки в тяговой сети. Эти потоки принято называть уравнительными. Такая специфика работы электротягового потребителя снижает энергетические показатели электрифицированной железной дороги и ОАО «Российские железные дороги» несут значительный экономический ущерб от несовершенства согласования систем внешнего и тягового электроснабжения, который связан с рядом недостатков.

Проблема снижения потерь электроэнергии в системе тягового электроснабжения электрифицированных железных дорог является актуальной и экономически значимой, поскольку в процессе потребления электроэнергии происходят значительные потери её в тяговой сети.



1. Анализ установленного оборудования

1.1 Исходные данные для анализа

Распределительное устройство 220 кВ на тяговой подстанции открытого исполнения. В открытом распределительном устройстве 220 кВ отпаечной подстанции применена типовая схема 4Н - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны лини. Тяговая подстанция переменного тока питает от двух воздушных линий при разомкнутой перемычке на подстанции.

Распределительное устройство 220 кВ прошло модернизацию в 2018 году и на данный момент в дальнейшей модернизации не нуждается. В процессе расчета будет произведена проверка установленного там оборудования. На данный момент там установлены выключатели ВГТ-220-40/2500У1, трансформаторы тока ТФЗМ-220 Б3-У, разъединители РЛНДЗ-2-1000У1.

РУ 27,5кВ предназначено для питания тяговой сети переменного тока, нетяговых линейных железнодорожных потребителей по линии ДПР, ТСН. РУ 27,5кВ имеет двухфазную рабочую, секционированную двумя разъединителями, и запасную систему шин. Третья фаза выполнена глухим присоединением на подземный и воздушный отсос, соединенный с тяговыми рельсами.

Распределительное устройство состоит: из двух ячеек ввода, двух ячеек трансформаторов напряжения, двух ячеек ДПР, ячейки запасного выключателя, ячейки секционного разъединителя, пяти ячеек фидеров контактной сети (ФКС) и двух ячеек ТСН. Ячейки полной заводской готовности механически стыкуются между собой в любом сочетании и поставляются набором готовых шин и кабелей для быстрого электрического соединения.

Три ячейки фидеров Ф-1, Ф-3, Ф-5, питающие контактную сеть одного направления, присоединяются к - первой секции шин к фазе «А», два фидера Ф-2, Ф-4 другого направления - ко второй секции шин к фазе «В». Запасная ячейка с помощью разъединителей может быть присоединена к любой из секции, обеспечивая питание любого фидера контактной сети при отключении выключателя этого фидера.

На шинах имеются два разъединителя, один соединяет выключатель с шиной фазы «А», а другой с шиной фазы «В». Для исключения возможности включения сразу обоих шинных разъединителей, что привело бы к прекращению питания тяговой сети, эти разъединители сблокированы. Для защиты каждой секции шин 27,5 кВ от перенапряжения установлены ограничители перенапряжения. Для питания цепей защиты секций шин 27,5 кВ установлены трансформаторы тока. Для контроля напряжения по стороне 27,5 кВ установлены измерительные трансформаторы напряжения. Для РУ - 27,5 кВ применили разъединители с двигательными приводами и ручными приводами. В ячейках фидеров ДПР устанавливают трёхфазные выключатели. Согласно в ОРУ-27,5 кВ предусматриваются вакуумные выключатели.

РУ 10 кВ на подстанциях переменного тока предназначено для питания районных нагрузок.

Распределительное устройство (РУ) 10 кВ для обеспечения электроэнергией потребителей ж.д. транспорта принято с одиночной системой шин, секционированной выключателем. Разъединители на присоединениях не устанавливают, за исключением линий продольного электроснабжения. На этих линиях применяют разъединители с двигательным приводом (для обеспечения работ на линиях при телеуправлении). На фидерах установлены выключатели типа с встроенными трансформаторами тока. В РУ 10 кВ предусматриваются шкафы КРУН с вакуумными выключателями.

РУ 10 кВ на подстанциях переменного тока монтируют из ячеек КРУН серии «Омега» . КРУН состоит из двух ячеек ввода, восьми ячеек фидеров нагрузки и ячейки секционного выключателя. К каждой секции РУ подключаются ячейки трансформаторов напряжения.

Рисунок 1 - Структурная схема тяговой подстанции Размахнино

Таблица 1 - Основные характеристики трансформаторов подстанции

Показатель	Трансформаторы
	№1	№2	№3	№4	№5	№6	№7
1	2	3	4	5	6	7	8
Тип	ТДТНЖ-40000/220	ТДТНЖ-40000/220	ТМЖ-400 /35-69У1	ТМЖ-400 /35-69У1	ТМЖ-250/ 35-69У1	ТМ-63/10	ТМ-63/10
Год изготовления	1987	1984	1994	1986	1988	1986	1986
Заводской номер	17226	14550	61	2451	2833	983724	983728
Число, месяц и год установки	09.1987	11.1984	1994	1986	1994	1984	1984
Мощность, кВА	40000	40000	400	400	250	63	63
Назначение	Т1 пониз.	Т2 пониз.	СН	СН	СН	СЦБ	СЦБ
Рабочее напряжение, кВ	I	220	220	27,5	27,5	27,5	0,4	0,4
	II	27,5	27,5	0,4	0,4	0,4	10,0	10,0
	III	11,0	11,0

Таблица 3 - ОПН и разрядники

Место установки	Тип	Год ввода в эксплуатацию	Количество
Ввод 220 кВ Т1	ОПН-220/176-10 II УХЛ1	2018	1
Ввод 220 кВ Т2	ОПН-220/176-10 II УХЛ1	2018	1
Ввод 27,5 кВ Т1,Т2	ОПН-25/30-10(II)	2003	6
ТН-1, ТН-2	ОПН-25/30-10(II)	2003	4
Фидерные трассы ФКС 1-5	ОПН-27,5	2011	5
Ввод 10 кВ Т1,Т2	ОПН-10-ХЛ1	1984	2
ТН-1, ТН-2, КРУН	ОПН-10	1984	2

Таблица 4 - Трансформаторы тока

Место установки	Оборудование	Тип	Год ввода в эксплуатацию	Кол-во
1	2	3	4	5
Рабочая перемычка	ТТ-220-Т1,Т2	ТГМ-220УХЛ1 600/5,600/1	2003	3
		ТБМО-220УХЛ1 600/5	2003	3
Ремонтная перемычка	ТТ-220-Т1,Т2	ТБМО-220УХЛ1 600/5	2003	3
Ввод 220 кВ	ТТ-Т1,ТТ- Т2	ТБМО-220УХЛ1 600/5	2003	3
		ТБМО-220УХЛ1 300/5	2003	3
Ввод-27,5кВ	ТТ-27,5-Т1, Т2	ТФЗМ-35Б-1У1	1984	6
ФКС 1-5	ТТ-ФКС № 1, 2, 3, 4, 5	ТФЗМ-35А-ХЛ1	1984	5
ЗВ	ТТ-ЗВ	ТФЗМ-35А-ХЛ1	1984	1
ДПР «З», «В»	ТТ-ДПР «З», «В»	ТФЗМ-35Б-1У1	1984	4
ТСН1, ТСН2,	ТТ-ТСН1,ТСН2	ТФЗМ-35Б-1У1	1984	4
Ввод-10 кВ (КРУН)	ТТ-10-Т1	ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2 0,5/Р 1000/5	1984	2
	ТТ-10-Т2	ТЛО-10-0,2S 0,5/Р 1500/5	1984	2
КРУН-10	ТТ №Ф	1,2	ТЛМ-10-0,2S 0,5/Р 200/5	1984
		3,4	ТПЛ-10-0,2S 0,5/Р 50/5	1984
		5,6,7,8	ТЛО-10-0,2S 0,5/Р 50/5	1984
	ТТ-СВ	ТПЛ-10-М 0,5/Р 300/5	1984	2
СЦБ «З», «В»	ТТ-СЦБ «З», «В»	ТПЛ-10 0,5/Р 100/5	1984	4

Таблица 5 - Трансформаторы напряжения

Место установки	Оборудование	Тип	Год ввода в эксплуатацию	Кол-во
Ввод 220	ТН 1,2-220	НАМИ-220	2006	2
ОРУ-27,5	ТН 1, ТН 2 - 27,5	ЗНОМ-35-65У1	2007	4
КРУН-10	ТН 1, ТН 2 - 10	НАМИ-10 -95УХЛ2 10000/100 100	1984	2
СЦБ	ТН 1, ТН 2	НТАМИ-10 10000/100 100	1984	2

Таблица 6 - Разъединители

Место установки	Оборудование	Тип	Год ввода в эксплуатацию	Количество
ОРУ-220	ШР-ТН1,ТН2-220	РГН1-220II/1000УХЛ1	2006	2
ОРУ-220	ШР-220 Т1,Т2 ЛР-220-01, 02	РНДЗ-2-220/1000У1	1984	4
	РС-220-1, 2	РГП-1-220II/1000УХЛ1	2013	2
	РР-220-1,2	РНДЗ-1Б-220/1000У1	1984	2
Ввод- 27,5 кВ	Р-27,5-1Т,2Т	РНДЗ-2-35/1000	1984	2
	ШР-27,5-1,2	РНДЗ-1-35/1000	1984	2
ТСН1, 2, 3	ШР-ТСН1 ТСН2 ТСН3	РНДЗ-1-35/1000	1984	3
ДПР- «З», «В»	ШР-ДПР-«З», «В»	РНДЗ-1-35/1000	1984	2
	ЛР-ДПР-«З», «В»	РНДЗ-1-35/1000	1984	2
ФКС 1-5	ШР-ФКС-1, 2, 3, 4, 5	РНДЗ-1-35/1000	1984	5
	ЛР-ФКС-1, 2, 3, 4, 5	РНДЗ-1-35/1000	1984	5
	РОШ ФКС-1, 2, 3, 4, 5	РНДЗ-1-35/1000	1984	5
ЗВ	ШР ЗВ «З» «К» ф27,5	РНДЗ-1-35/1000	1984	2
	РС-I,II-27,5	РНДЗ-2-35/1000	1984	2
	РОШ-ЗВ	РНДЗ-1-35/1000	1984	1
ТН	ШР-ТН1, ТН2	РНДЗ-2-35/1000	1984	2
Ввод-10 кВ	Р-10-1,2	РНДЗ-1-35/1000	1984	2
СЦБ «З», СЦБ «В»	Р1-СЦБ «З» Р1-СЦБ «З»	Р-32	1984	2

Таблица 7 - Выключатели

РУ	Место установки	Тип	Год ввода в эксплуатацию	Кол-во
1	2	3	4	5
ОРУ-220	Ввод-220 кВ 1Т,2Т	У-220-1000-25	1984	2
	Ввод-220 кВ,	ВГТ-220II-40\3150ХЛ1	2013	1
ОРУ-27,5	Ввод 27,5 кВ	ВМКЭ-35А 16/1000 ПЭ-31Н	1984	2
	ФКС-1, 2, 3,	ВБН-27,5II-20/1600УХЛ1	2002	3
	ФКС-3, 4	ВБН-27,5II-20/1600УХЛ1	2003	2
	ДПР «З», «В»	ВМКЭ-35А 16/1000 ПЭ-31Н	1984	4
	ТСН1, ТСН2, ТСН3	ВМКЭ-35А 16/1000 ПЭ-31Н	1984	9
	ЗВ	ВМКЭ-35А 16/1000 ПЭ-31Н	1984	1
КРУН-10	Ввод-10 кВ-Т1, Ввод-10 кВ-Т1	ВМП-10-630 ВМП-10-1600	1984	2
	Ф-10 кВ №1-8	ВМП-10-630/20	1984	8
	СВ-10	ВМП-10-1000	1984	1
КРУН-10 СЦБ	СЦБ «З», СЦБ «В»	ВМП-10-630-20	1984	2

Таблица 8 - Аккумуляторная батарея

Тип	Год ввода в эксплуатацию	Срок службы, лет	Остаточный ресурс, %
БУС-800 МЧ	2020	25	92



1.2 Определение остаточного ресурса оборудования

Для определения необходимости замены устаревшего оборудования на современное, необходимо произвести расчёт остаточного ресурса оборудования, , по отношению к паспортному сроку службы. Расчёт произведем по выражению (1):

,

где Тпасп. - паспортный срок службы электроустановки;

Тфакт. - фактический срок службы электроустановки.

Расчёт остаточного ресурса произведём на примере повышающих трансформаторов СЦБ «В», «З», ТМ - 63/10 по формуле (1):

,

Силовые трансформаторы ТДТНЖ - 40000/220, исходя из данных паспорта тяговой подстанции Размахнино, работают параллельно с 2018 года (4года), следовательно, с 1987 года по 2018 год (31 лет) фактическое время работы будет в два раза меньше, так как трансформаторы работали поочередно, рассчитаем время работы силовых трансформаторов:

,



Трансформаторы ТСН работают поочередно, значит, их остаточный ресурс найдем как:

,

Аналогично произведём расчёт основного электрооборудования ТП, результаты расчета сведем в таблицу 9:

Таблица 9 - Остаточный ресурс оборудования

Наименование оборудования	Количество	Срок службы	Год установки	Остаточный ресурс %
1	2	3	4	5
ТДТНЖ-40000/220-У1	1	25	1987	22
ТДТНЖ-40000/220-ХЛ1	1	25	1984	16
ТМЖ-400 /35-69У1	1	25	1986	52
ТМЖ-400 /35-69У1	1	25	1988	55
ТМЖ-400 /35-69У1	1	25	1994	63
ТМ-100/10	2	25	1986	0
ОПН-П 220/176-10/II УХЛ1	2	25	2018	84
ОПН-25/30-10(II)	10	25	2003	24
ОПН-27,5	5	25	2011	56
ОПН-10-ХЛ1	2	25	1984	0
ОПН-10	2	25	1984	0
ТГМ-220УХЛ1 600/5,600/1	3	25	2003	24
ТБМО-220УХЛ1 600/5	12	25	2003	24
ТФЗМ-35Б-1У1	14	25	1984	0
ТФЗМ-35А-ХЛ1	6	25	1984	0
ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2 0,5/Р 1000/5	2	25	1984	0
ТЛО-10-0,2S 0,5/Р 1500/5	2	25	1984	0
ТЛО-10-0,2S 0,5/Р 50/5	8	25	1984	0
ТЛМ-10-0,2S 0,5/Р 200/5	4	25	1984	0
ТПЛ-10-0,2S 0,5/Р 50/5	4	25	1984	0
ТПЛ-10-М 0,5/Р 300/5	2	25	1984	0
ТПЛ-10 0,5/Р 100/5	4	25	1984	0
НАМИ-220	2	25	2006	36
3НОМ-35-65У1	4	25	2007	40
НАМИ-10 -95УХЛ2 10000/100 100	2	25	1984	0
НТАМИ-10 10000/100 100	2	25	1984	0
РГН-1-220II/1000 УХЛ1	2	25	2006	36
РНДЗ-2-220/1000У1	4	25	1984	0
РНДЗ-1Б-220/1000У1	4	25	1984	0
РНДЗ-2-35/1000	6	25	1984	0
РНДЗ-1-35/1000	29	25	1984	0
Р-32	2	25	1984	0
ВГТ-220II-40\3150ХЛ1	1	25	2013	64
У-220-1000-25	2	25	1984	0
ВМКЭ-35А 16/1000 ПЭ-31Н	16	25	1988	0
ВБН-27,5II-20/1600УХЛ1	3	25	2002	20
ВБН-27,5II-20/1600УХЛ1	2	25	2003	24
ВМП-10-630	1	25	1984	0
ВМП-10-1600	1	25	1984	0
ВМП-10-630/20	1	25	1984	0
ВМП-10-1000	2	25	1984	0
БУС-800 МЧ	1	25	2020	92

Из таблицы 9 видно, что большая часть оборудования не имеет остаточного ресурса по причине того, что находится в эксплуатации с момента монтажа тяговой подстанции.

1.3 Определение остаточного коммутационного ресурса выключателей

Для оценки остаточного ресурса выключателей подстанции, кроме учета времени работы оборудования немаловажную роль играет коммутационный ресурс высоковольтных выключателей, расположенных на тяговой подстанции Сиваки.

Необходимо для каждого типа выключателей определить номинальный коммутационный ресурс по формуле (2)



,

где - номинальный ток отключения, кА;

- допустимое количество операций «Включено-отключено»

На основании журнала отключений тяговой подстанции Размахнино собрали отключения фидеров контактной сети за 2020-2021 годы. Для удобства данные свели в таблицы 10.

Таблица 10 - Количество отключений и токи отключений ФКС

Период	ФКС-1	ФКС-2	ФКС-3	ФКС-4	ФКС-5
	Кол-во	I за период	Кол-во	I за период	Кол-во	I за период	Кол-во	I за период	Кол-во	I за период
1 кв 2020	1	653	1	862	3	34718	2	11403	3	13560
2 кв 2020	-	-	-	-	-	-	2	3695	5	9224
3 кв 2020	3	11666	-	-	1	12096	5	28485	2	5921
4 кв 2020	-	-	-	-	1	11215	-	-	1	11508
1 кв 2021	-	-	-	-	1	1345	-	-	-	-
2 кв 2021	2	3255	-	-	-	-	-	-	-	-
3 кв 2021	6	12035	4	7442	1	2176	4	9141	1	2263
4 кв 2021	-	-	2	1322	-	-	-	-	-	-
Итого за 2 года	12	27609	7	9626	7	61550	13	52724	12	42476

Рассчитаем остаточный коммутационный ресурс выключателей ВБН-27,5II-20/1600УХЛ1 установленных на ФКС 1 - 3, ЗВВ в 2002 году. В качестве примера будем проводить расчёт для ФКС - 3.

Номинальный коммутационный ресурс выключателя найдём по формуле (2)



20100=2000 кА

Всего за 2 известных года было 13 аварийных отключений выключателя. Суммарный ток отключений за этот же период составил 52724 А. Следовательно, среднее количество отключений, приходящееся на 1 год, и средний суммарный ток отключений за год найдём как:

,,

С 2002 года установки выключатель отработал 19 лет, из них данные за два года были собраны с журнала отключений, остальные 17 лет найдём как среднестатистическое значение:

, ,

За весь срок службы получим значение:

110,5+13=123,5 шт, 448154+52724=500878=501 кА.

Остаточный ресурс выключателя составит:

,

Остальные выключатели фидеров контактной сети рассчитаем аналогично, данные расчётов сведём в таблицу 10 и представим на диаграмме на рисунке 2.



Таблица 11 - Коммутационный ресурс выключателей ВР27НС

Показатель	ФКС-1	ФКС-2	ФКС-3	ФКС-4	ФКС-5
Выработано, кА	262	91	585	501	404
Отключений, шт	114	66,5	66,5	123,5	114
Комм. Ресурс,%	87	95	71	75	80

На ОРУ - 220 кВ установлены выключатели ВГТ-220II-40\3150ХЛ1 в 2013 году. Так как срок их эксплуатации относительно мал - рассчитывать остаточный коммутационный ресурс для них нецелесообразно.

На ОРУ - 27,5 кВ имеются выключатели ВМУЭ - 35Б, которые установлены на ТСН 1,2, ДПР «В», «З» и на вводах 27,5 - Т1, Т2.

На ОРУ 220 установлены выключатели ВГТ-220П - 40/2500У1 в 2013 году. Расчет для них произведем аналогичным способом, используя формулу (2)

,

В период с 2020 по 2021 год включительно ввода 220кВ отключались 7 раза.

Тогда в период с 2013 по 2021год, количество отключений составит

83,5=28 шт,

,

На основании вышеприведенных расчетов для ВГТ-220П - 40/2500У1 и известных данных из журнала регистрации отключений не имеет смысла делать дальнейшие расчеты, так как за весь срок службы оба ВГТ-220П - 40/2500У1 не исчерпали коммутационный ресурс, который составляет 60 отключений при номинальных токах короткого замыкания.

На ТСН 1,2-27,5 ДПР «В»,«З» и на вводах 27,5 Т1, Т2 установлены выключатели марки ВМКЭ-35.

Аварийных отключений выключателей ТСН от коротких замыканий по журналу отключений выявлено не было, следовательно, рассчитывать их коммутационный ресурс нет необходимости. Замену вышеперечисленных выключателей можно рекомендовать только по временному остаточному ресурсу, запас которого истек.

Рисунок 2 - Общее количество аварийных отключений выключателей

Для расчета остаточного ресурса выключателей ВМП-10, и ВМКЭ -35 установленных в КРУН-10 и на вводах 27,5 трансформаторов необходимо рассчитать токи короткого замыкания на соответствующих сторонах трансформатора.

По данным АО «СО ЕЭС» РДУ энергосистемы Забайкальского края на 01 января 2021 года максимальный ток короткого замыкания на шинах 220 кВ тяговой подстанции Размахнино составляет 1489 А для трёхфазного короткого замыкания и 1891 А для однофазного короткого замыкания.

Данные тягового трансформатора, необходимые для расчётов, представлены в таблице 11.

На основании схемы главных электрических соединений и исходных данных составим расчётную схему тяговой подстанции, рисунок 3, а затем схемы замещения для расчётов соответствующих токов.

Таблица 11- Данные тягового трансформатора

Тип

Мощность

Напряжение обмоток

Напряжение КЗ%

Потери

Iх%

Схемы и группы соединений

МВА

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

Рх

Рк

%

ТДТНЖ40000/ 220-УХЛ1

40

220

27,5

10

12,5

22

9,5

54

220

0,55

Y-Y-Д 00-1

Рисунок 3 - Расчётная схема для расчетов тока короткого замыкания

Схема замещения тяговой подстанции представляет собой электрическую схему, элементами которой являются схемы замещения реальных устройств их основными электрическими характеристиками (активным, реактивным емкостным или реактивным индуктивным сопротивлениями).

Рисунок 4 - Расчётная схема замещения для расчёта токов КЗ

Выбирается основная (базисная) ступень, к которой приводятся параметры всех элементов. Пусть это будет ступень высшего напряжения (ВН). Напряжение этой ступени сверяется со шкалой средних номинальных напряжений Uб =230 кВ.

Расчётная схема замещения для точки К2 представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 - Расчётная схема замещения для точки К2



Ток короткого замыкания для точки К2 определяется по формуле (3)

,

где - эквивалентное сопротивление схемы относительно точки К2, определяется по выражению (4)

,

где- сопротивление обмоток высшего и среднего напряжения тягового трансформатора, сопротивления определяется по выражению (6);

- сопротивление системы, которое определяется по выражению (5).

,

где - U номинальное напряжение ВН, равно 230 кВ;

(3) - ток трехфазного короткого замыкания на шинах подстанции.

,

,

где Uкв - напряжение короткого замыкания соответствующей обмотки, определяется по выражению (7);

Sнт - мощность тягового трансформатора, МВА.



,

где - напряжение короткого замыкания для каждой пары обмоток ВС, ВН и СН соответственно, %

,

,

Аналогично определяется сопротивление низшей обмотки по формуле (8)

,

где - коэффициент трансформации тягового трансформатора, необходимый для пересчёта сопротивления обмотки СН к базисной стороне;

- напряжение короткого замыкания низшей обмотки, определяется по выражению (9);

- напряжение тяговой стороны, кВ.

,

,

,

,

,



Полученный ток приведён к стороне ВН. Необходимо пересчитать его в фактический, определим его по выражению (10)

,

,

На стороне тяговой обмотки в качестве межфазного короткого замыкания может возникнуть лишь двухфазное короткое замыкание, поэтому необходим его расчёт, двухфазное короткое замыкание определяется по выражению (11)

,

,

Расчёт токов короткого замыкания в точке К3.

Расчётная схема замещения для точки К2 представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Расчётная схема замещения для точки КЗ



Ток короткого замыкания для точки К3 определяется по выражению (12)

,

где , определяется по выражению (13).

,

Аналогично определяется сопротивление низшей обмотки по формуле (14)

,

где - напряжение короткого замыкания средней обмотки, определяется по выражению (15);

- напряжение со стороны обмотки низшего напряжения, кВ.

,

,

,

,

,



Полученный ток приведён к стороне ВН. Необходимо пересчитать его в фактический, определим его по выражению (16)

,

,

Так как трёхфазные отключения по статистике случаются только в 5% случаев, пересчитаем полученный ток при двухфазном (30%) и однофазном (65%) отключении, соответственно:

,

,

Отключения вводов 27,5 Т1 было зафиксировано в 2020 году 2, в 2021 году 2, Т2 соответственно в 2020 году 3, в 2021 - 1. Рассчитаем среднее количество отключений за год для Т2:

,

За весь период количество отключений составит:

2,535=87.

Для выключателя ВМКЭ-35А коммутационный ресурс при токах КЗ составляет (2):



2510=250 кА.

При нормальных токах отключения:

1,250300=375 кА.

Выработанный ресурс выключателя найдём, умножив расчётный ток КЗ со стороны СТЭ, на полученное количество отключений выключателя:

9,3487=812 кА,

Следовательно, коммутационный ресурс выключателей вводов 27,5 Т1 и Т2 закончился, и они подлежат замене.

Коммутационный ресурс выключателей ВМП-10 рассчитывается аналогично с предыдущими выключателями по формуле (2)

2010=200 кА

Отключения действующих фидеров 10 кВ было зафиксировано в 2020 году 10,13,3,1,10. Рассчитаем среднее количество отключений за год:

,

За весь период количество отключений составит:

4,635=166,5 шт

Выработанный ресурс выключателя найдём, умножив расчётный ток КЗ со стороны районных потребителей, на полученное количество отключений выключателя, распределив соответственно по токам 1, 2 и 3-х фазных отключений:

(166,58,990,05)+(166,57,780,3)+(166,54,940,65)=534 кА,

Коммутационный ресурс выключателей исчерпан, выключатели подлежат замене.

1.4 Определение объемов реконструкции подстанции

На основании полученных расчётов сделаны выводы об объемах предстоящей реконструкции тяговой подстанции Размахнино, оборудование подлежащее замене приведено в таблице 12.

Ряд оборудования останется без замены в первую очередь, так как на подстанции с 2003 по 2021 годы проводились частичные реконструкции, и оборудование не выработало свой ресурс, менять его экономически нецелесообразно.

Таблица 12 - Объемы реконструкции тяговой подстанции Размахнино

Наименование Оборудования	Количество	Решение	Год установки	Остаточный ресурс %
1	2	3	4	5
ТДТНЖ-40000/220-У1	1	без замены	1987	22
ТДТНЖ-40000/220-ХЛ1	1	без замены	1984	16
ТМЖ-400 /35-69У1	1	без замены	1986	52
ТМЖ-400 /35-69У1	1	без замены	1988	55
ТМЖ-400 /35-69У1	1	без замены	1994	63
ТМ-100/10	2	замена	1986	0
ОПН-П 220/176-10/II УХЛ1	2	без замены	2018	84
ОПН-25/30-10(II)	10	без замены	2003	24
ОПН-27,5	5	без замены	2011	56
ОПН-10-ХЛ1	2	замена	1984	0
ОПН-10	2	замена	1984	0
ТГМ-220УХЛ1 600/5,600/1	3	без замены	2003	24
ТБМО-220УХЛ1 600/5	12	без замены	2003	24
ТФЗМ-35Б-1У1	14	замена	1984	0
ТФЗМ-35А-ХЛ1	6	замена	1984	0
ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2 0,5/Р 1000/5	2	замена	1984	0
ТЛО-10-0,2S 0,5/Р 1500/5	2	замена	1984	0
ТЛО-10-0,2S 0,5/Р 50/5	8	замена	1984	0
ТЛМ-10-0,2S 0,5/Р 200/5	4	замена	1984	0
ТПЛ-10-0,2S 0,5/Р 50/5	4	замена	1984	0
ТПЛ-10-М 0,5/Р 300/5	2	замена	1984	0
ТПЛ-10 0,5/Р 100/5	4	замена	1984	0
НАМИ-220	2	без замены	2006	36
3НОМ-35-65У1	4	без замены	2007	40
НАМИ-10 -95УХЛ2 10000/100 100	2	замена	1984	0
НТАМИ-10 10000/100 100	2	замена	1984	0
РГН-1-220II/1000 УХЛ1	2	без замены	2006	36
РНДЗ-2-220/1000У1	4	замена	1984	0
РНДЗ-1Б-220/1000У1	4	замена	1984	0
РНДЗ-2-35/1000	6	замена	1984	0
РНДЗ-1-35/1000	29	замена	1984	0
Р-32	2	замена	1984	0
ВГТ-220II-40\3150ХЛ1	1	без замены	2013	64
У-220-1000-25	2	замена	1984	0
ВМКЭ-35А 16/1000 ПЭ-31Н	16	замена	1988	0
ВБН-27,5II-20/1600УХЛ1	3	без замены	2002	20
ВБН-27,5II-20/1600УХЛ1	2	без замены	2003	24
ВМП-10-630	1	замена	1984	0
ВМП-10-1600	1	замена	1984	0
ВМП-10-630/20	1	замена	1984	0
ВМП-10-1000	2	замена	1984	0
БУС-800 МЧ	1	без замены	2020	92



2. Выбор мощности тягового трансформатора

2.1 Определение расчётных размеров движения

Расчёт мощности тяговых подстанций производится на основании размеров движения в сутки интенсивного месяца Nр, и режима движения поездов с минимальным межпоездным интервалом Q0 ограниченной длительности N0 (практически 0,9 ).

Проверка параметров тяговой системы электроснабжения по нагреванию и режиму напряжения производится в предположении, что на фидерной зоне находится максимальное число поездов N0 [1].

В соответствии с принятыми на перспективу размерами движения поездов по Забайкальской железной дороге на 2023 год в расчётах использовать 90 пар поездов в сутки. С учётом данного размера движения определяем минимальный межпоездной интервал Q0, мин по формуле (17)

Q0=10 мин

Максимальное число поездов на фидерной зоне 0 , пар, определяется по формуле (18)

,

Согласно формулам (17) - (18) Q0=10 мин,

,

В данном подразделе дипломного проекта были определены размеры движения для режима с минимальным межпоездным интервалом ограниченной длительности.

2.2 Определение мощности районных (нетяговых) потребителей

Требуемую полную максимальную мощность , кВА, нетяговых потребителей, учитывая потери в понижающих трансформаторах потребителей и сетях выше 1000 В определяется по выражению (19) согласно [2]:

,

где - нагрузка, приходящаяся на ввод 10 кВ тяговой подстанции, которая, соответственно, равна суммарной мощности всех нетяговых потребителей, кВА, представлена в таблице 13;

- постоянные потери в трансформаторах и переменные потери в сетях и трансформаторах принимаемые 2% и 8% [3].

,

Таблица 13 - Суточная нагрузка ввода Т2 - 10 кВ на 24 апреля 2021 года

Часы суток	Активная энергия, расход, кВт	Реактивная мощность, кВа	Полная энергия, кВА
1	657,4	261,1	706,9
2	722,8	272,5	772,0
3	761,2	266,7	806,9
4	797,5	280,0	844,9
5	819,1	294,4	869,7
6	838,1	279,4	882,9
7	835,0	293,9	830,3
8	755,8	298,9	812,7
9	720,4	299,5	756,0
10	640,3	281,5	736,9
11	681,7	277,3	772,2
12	721,0	300,7	833,5
13	777,7	275,1	829,4
14	783,1	255,7	895,3
15	790,6	259,9	827,9
16	786,4	274,0	868,1
17	823,3	279,7	854,4
18	808,3	294,1	827,0
19	772,9	325,1	781,4
20	712,0	300,4	699,1
21	631,9	276,7	667,5
22	608,2	284,8	676,1
23	613,6	253,8	653,4
24	604,3	248,2	668,4

Максимальная необходимая полная мощность нетяговых потребителей составляет 970,83 кВА.

2.3 Определение токов наиболее и наименее загруженных плеч питания

Для того чтобы определить мощность тяговой подстанции необходимо знать суточные расходы электроэнергии на тягу поездов по плечам питания тяговой подстанции. А также при определении сечения контактной сети одной из исходных величин является расход энергии на движение поезда по фидерной зоне.

Расчёт системы тягового электроснабжения производим в программном комплексе «КОРТЭС», разработанный ВНИИЖТ, сможем определить расход электроэнергии по фидерам тяговой подстанции.

Для производства расчётов будем использовать профиль пути, тип и массу поезда, тип локомотива 3ЭС5К «Ермак».

Произведём расчёт чётного направления Урульга - Размахнино, используем данные: тип пути - звеньевой; состав - грузовой, вес поезда - 12600 тонн, тип локомотива 2-2ЭС5К «Ермак». Результаты расчёта сведём в таблицу 14.

Таблица 14 - Токовая нагрузка плеча Урульга - Размахнино.

Время хода	Расход электроэнергии	Максимальный ток	Максимальный нагрев двигателей
Полное	Под током	Активный, кВт ·ч	Полный, кВА ч	Ток, А	Км	Температура	Км
55,4	19,5	5605,5	6668,5	1822	6336,9	24	6342,0

Произведём расчёт нечётного направления Размахнино-Урульга, используем данные: тип пути - звеньевой; состав - грузовой, вес поезда - 4500 тонн, тип локомотива 2ЭС5К «Ермак». Результаты расчёта сведём в таблицу 15.

Таблица 15 - Токовая нагрузка плеча Размахнино-Урульга

Время хода	Расход электроэнергии	Максимальный ток	Максимальный нагрев двигателей
Полное	Под током	Активный, кВт ·ч	Полный, кВА ч	Ток, А	Км	Температура	Км
54,5	25,3	3105,5	3694,9	937	6394,1	27	6380,9

Произведём расчёт чётного направления Размахнино-Шилка, используем данные: тип пути - звеньевой; состав - грузовой, вес поезда - 12600 тонн, тип локомотива 2-2ЭС5К «Ермак». Результаты расчёта сведём в таблицу 16:

Таблица 16 - Токовая нагрузка плеча Размахнино-Шилка

Время хода	Расход электроэнергии	Максимальный ток	Максимальный нагрев двигателей
Полное	Под током	Активный, кВт ·ч	Полный, кВА ч	Ток, А	Км	Температура	Км
46,9	18,5	4128,3	4911,8	1830	6395,0	24	6403,0



Произведём расчёт нечётного направления Шилка-Размахнино, используем данные: тип пути - звеньевой; состав - грузовой, вес поезда - 4500 тонн, тип локомотива 2ЭС5К «Ермак». Результаты расчёта сведём в таблицу 17:

Таблица 17 - Токовая нагрузка плеча Шилка-Размахнино

Время хода	Расход электроэнергии	Максимальный ток	Максимальный нагрев двигателей
Полное	Под током	Активный, кВт ·ч	Полный, кВА ч	Ток, А	Км	Температура	Км
49,4	25,3	2540,4	2915,8	916	6435,2	22	6403,2

Произведя расчёты в программном комплексе «КОРТЭС», были получены токи по плечам тяговой подстанции Размахнино.

Для дальнейшего расчёта будут использованы максимальные и минимальные значения токов в интервале одной минуты, по фидерам обоих плеч питания подстанции

2.4 Расчёт мощности понижающих трансформаторов

Необходимая мощность тяговых обмоток трансформаторов x T, кВА, определяется по формуле (20)

,

где - мощность понижающих трансформаторов, для питания тяговой нагрузки;

- максимальная мощность фидеров ДПР «З» и ДПЫ»;

- максимальная мощность ТСН - 2;

- максимальная мощность фидеров СЦБ «З» и СЦБ «В».

По полученным токам наиболее и наименее загруженных плеч питания, необходимая мощность понижающих трансформаторов , кВА, для питания тяговой нагрузки определяется по формуле (21);

,

где - соответственно действующее значение тока наиболее и наименее загруженных плеч питания, А;

- напряжение на шинах РУ - 27,5кВ, кВ;

- коэффициент, учитывающий неравномерность нагрузки фаз трансформатора, 0,9; - коэффициент, учитывающий влияние компенсации реактивной мощности, 0,914;

- коэффициент, учитывающий влияние внутрисуточной не равномерности движения на износ изоляции обмоток трансформатора, 1,15.

Согласно формуле (21)

,

Максимальная мощность для ТСН, ДПР и СЦБ S max , кВА, определяется по формуле (22)

,

где - - постоянные потери в стали трансформаторов и переменные потери в сетях и трансформаторах, принимаемые соответственно равными 2% и 8%;

S - полная мощность, кВА, определяется из суточных графиков нагрузки, рисунок 7, данные графика представлены в таблице 18.



Таблица 18 - Суточный протокол замеров ТСН - 1, ДПР «В» и СЦБ «З»

Часы суток	Активная энергия, расход, кВт	Реактивная мощность, кВа	Полная энергия, кВА
1	98,4	107,6	31,3
2	99,9	108,5	30,2
3	97,4	108,4	31,4
4	97,2	106,5	29,5
5	98,8	107,4	29,6
6	99,7	104,2	30,6
7	97,9	112,6	31,3
8	98,2	103,6	31,5
9	97,5	109,2	29,7
10	99,6	110,6	31,7
11	99,8	107,6	30,8
12	100,7	106,9	30,9
13	99,1	105,6	31,9
14	98,3	106,6	29,6
15	98,3	109,5	29,8
16	100,3	108,8	29,3
17	97,6	105,8	29,6
18	101,6	106,5	30,1
19	100,3	108,8	30,8
20	100,5	107,3	29,5
21	98,4	105,2	29,5
22	97,6	105,6	30,1
23	98,4	106,7	31,9
24	99,5	109,2	29,2



Рисунок 7 - Cуточный график нагрузки ТСН - 1, ДПР «В» и СЦБ «З»

Определим максимальную мощность x, кВА, по выражению (22)

,

,

,

Определим , кВА, по выражению (20)

,

Определим мощность первичных обмоток, понижающих трансформаторов по формуле (23)



,

где - коэффициент равномерности максимальных нагрузок тяговых и нетяговых потребителей, равный 0,98.

,

Необходимая мощность каждого из двух понижающих трансформаторов согласно условию (24)

,

где - суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки трансформатора, кВА;

- коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности в аварийном режиме, равный 1,4;

n - количество трансформаторов.

,

Как мы видим данная мощность, не соответствует номинальной мощности трансформаторов, на основании полученных расчётов понизительный трансформатор ТДТНЖ - 40000/220/27,5/10 УХЛ1 установленный на подстанции не проходит проверку. Это означает, что при малейшем увеличении размеров движения поездов, силовой трансформатор (при двух установленных) не сможет длительно работать, в случае аварийного или планового отключения одного из них. Поэтому, предлагается установить третий силовой трансформатор, марки ТДТНЖУ - 40000/220-У1.

В данном разделе дипломного проекта выполнен расчёт для поездов массой 4600 тонн и 12600 тонн для локомотивов 2ЭС5К «Ермак». На основании токопотребления, был выполнен расчёт мощности тяговой подстанции необходимой для питания тяговой нагрузки.



3. Расчёт токов короткого замыкания

3.1 Составление расчётной схемы и схемы замещения

Выбор и проверку токоведущих элементов и электрических аппаратов и по электродинамической и электрической устойчивости производится, согласно [4], по току трехфазного короткого замыкания (), за исключением стороны 27,5 кВ тягового трансформатора. Так как в системе тягового электроснабжения трёхфазные замыкания исключены, расчётным является двухфазное короткое замыкание.

Необходимо произвести расчёт токов короткого замыкания для всех распределительных устройств (РУ).

Согласно исходным данным и схемы главных электрических соединений тяговой подстанции составим расчётную схему (рисунок 8), а по ней схемы замещения проектируемой подстанции.

Рисунок 8 - Расчётная схема

Схема замещения тяговой подстанции представляет собой электрическую схему, элементами которой являются схемы замещения реальных устройств их основными электрическими характеристиками.

Расчёт можно производить как в именованных, так и в относительных единицах, с использованием действительных коэффициентов трансформации (то есть точным методом приведения параметров). В качестве метода приведения выбираются именованные единицы, поскольку при расчёте через действительные коэффициенты это проще, чем расчет в относительных единицах. В качестве основной (базисной) ступени, к которой нужно приводить параметры всех элементов, примем ступень высшего напряжения (ВН). Расчёт выполним согласно [4], по методике, изложенной в [5]. Напряжение этой ступени сверяем со шкалой средних номинальных напряжений Кв.

3.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

Расчётная схема замещения для точки К1 представлена на рисунке 9.

Рисунок 9 - Расчётная схема замещения для точки К1

По данным АО «СО ЕЭС» РДУ энергосистемы Забайкальского края на 01 января 2021 года максимальный ток короткого замыкания на шинах 220 кВ тяговой подстанции Размахнино составляет 1489 А для трёхфазного короткого замыкания и 1891 А для однофазного короткого замыкания.

Ток короткого замыкания для точки К1 определяется по выражению (26);



,

где - сопротивление системы в именованных единицах определяется по формуле (25)

,

где - номинальное напряжение ВН, равно 230 кВ;

(3) - ток трехфазного короткого замыкания на шинах подстанции.

,

,

3.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

Расчётная схема замещения для точки К2 представлена на рисунке 10.

Рисунок 10 - Расчётная схема замещения для точки К2



Ток короткого замыкания для точки К2 определяется по формуле (26)

,

где - эквивалентное сопротивление схемы относительно точки К2, определяется по выражению (27)

,

где- сопротивление обмоток высшего и среднего напряжения тягового трансформатора, сопротивления определяется по выражению (28);

- сопротивление системы.

,

где - напряжение короткого замыкания соответствующей обмотки, определяется по выражению (29);

Sнт - мощность тягового трансформатора, МВА.

,

где - напряжение короткого замыкания для каждой пары обмоток ВС, ВН и СН соответственно, %



,

,

Аналогично определяется сопротивление низшей обмотки по формуле (30)

,

где - коэффициент трансформации тягового трансформатора, необходимый для пересчёта сопротивления обмотки СН к базисной стороне;

- напряжение короткого замыкания низшей обмотки, определяется по выражению (31);

- напряжение тяговой стороны, кВ.

,

,

,

,

,

Полученный ток приведён к стороне ВН. Необходимо пересчитать его в фактический, определим его по выражению (32)



,

,

На стороне тяговой обмотки в качестве межфазного короткого замыкания может возникнуть лишь двухфазное короткое замыкание, поэтому необходим его расчёт, двухфазное короткое замыкание определяется по выражению (33)

,

,

3.4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К3

Расчётная схема замещения для точки К2 представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Расчётная схема замещения для точки КЗ

Ток короткого замыкания для точки К3 определяется по выражению (34)



,

где , определяется по выражению (13).

,

Аналогично определяется сопротивление низшей обмотки по формуле (14)

,

где - напряжение короткого замыкания средней обмотки, определяется по выражению (37);

- напряжение со стороны обмотки низшего напряжения, кВ.

,

,

,

,

Полученный ток приведён к стороне ВС. Необходимо пересчитать его в фактический, определим его по выражению (38)



,

,

3.5 Расчёт ударных токов КЗ

Для проверки электрических аппаратов и токоведущих частей необходимо значение ударного тока КЗ, то есть максимального амплитудного значения полного тока, который может быть определен по выражению (39)

,

где - периодическая составляющая тока КЗ в данной точке, кА;

- ударный коэффициент, показывающий скорость затухания апериодической составляющей, равный для шин РУ ВН тягового трансформатора, а для шин РУ СН и НН 1,9ч1,92.

кА,

кА,

кА.

Таблица 19 - Значения максимального и ударного токов короткого замыкания

Точка КЗ	Максимальный ток междуфазного КЗ, кА	Ударный ток, кА
К1	6,4	16,29
К2	10,79	28,99
К3	8,99	25,15



4. Выбор основного оборудования и токоведущих элементов подстанции

4.1 Расчёт максимальных рабочих токов

Токоведущие части и электрическое оборудование подстанции выбирают по условию их длительной работы при номинальной и повышенной нагрузке, не превышающей максимальной рабочей.

Для определения допустимых токов на токоведущих частях, а также номинальных токов оборудования подстанции необходимо рассчитать максимальные рабочие токи РАБ.МАХ сборных шин и походящих присоединений.

Расчёт максимальных рабочих токов произведем по методике [6]. Для проведения расчётов будем использовать схему, изображенную на рисунке 12.

Рисунок 12 - Схема для определения максимальных рабочих токов

Токи вводов №1 и №2, и перемычки между вводами, определим по выражению (40)



,

где - коэффициент перспективы, КПР 1,3;

- суммарная мощность трансформаторов подстанции МВА, ТП 80 МВА;

- суммарная мощность транзита через подстанцию, 80 МВА;

- коэффициент разновремённости нагрузок проектируемой и соседних подстанций для двухпутных участков, КР 0,7.

,

Ток первичной обмотки тягового трансформатора определяется по выражению (41):

,

где - коэффициент допустимой перегрузки, КПЕР 1,4;

- номинальная мощность трансформатора, ВА.

,

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки СН тягового трансформатора определяется по выражению (42):



,

где - номинальное напряжение тяговой стороны, кВ.

,

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки НН тягового трансформатора определяется по выражению (43):

,

где - номинальное напряжение районной стороны, кВ;

- мощность районной нагрузки, кВА.

,

Максимальный рабочий ток сборных шин тяговой стороны определяется по выражению (44):

,

где - коэффициент распределения нагрузки по шинам, 0,5ч0,7 (0,5 - при числе присоединений 5 и более, при меньшем - 0,7).



,

Определим максимальный рабочий ток сборных шин районной стороны по выражению (45):

,

,

Определим максимальный рабочий ток фидера районной нагрузки по выражению (46):

,

,

Определим максимальный рабочий ток фидера ДПР «В» по выражению (47):

,

где - мощность одного фидера, МВА, взята из контрольных замеров по тяговой подстанции, мощность фидера ДПР 112,6 КВА.

,



Трансформатор собственных нужд (48);

,

где - номинальная мощность ТСН, ВА.

,

В таблицу 20 сведены полученные максимальные рабочие токи по присоединениям.

Таблица 20 - Результаты расчётов максимальных рабочих токов

Наименование потребителя	Максимальный рабочий ток, кА
Ввод №1, №2 и перемычка между вводами	0,366
Сборные шины РУ - 27,5 кВ	0,840
Сборные шины РУ - 10 кВ	0,036
Первичная обмотка тягового трансформатора	0,141
Вторичная обмотка СН тягового трансформатора	1,176
Вторичная обмотка НН тягового трансформатора	0,074
Фидер 27,5 кВ	1,000
Питающая линия ДПР «В»	0,085
Фидеры районной нагрузки	0,0074
Трансформатор собственных нужд	11,75

4.2 Проверка сборных шин и токоведущих элементов

4.2.1 Расчёт теплового импульса

Расчёт теплового импульса необходим для проверки на термическую стойкость высоковольтного оборудования и шин различного напряжения.

Определяем значение интеграла Джоуля при расчётных условиях КЗ. Рассмотрим неравенство (49)

где - расчётная продолжительность КЗ, определяется по (50);

,

- электромагнитная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, связанная с ударным коэффициентом соотношением (51).

,

где - время работы релейной защиты;

- полное время отключения выключателя.

,

Для шин РУ ВН тягового трансформатора можно принять =1,8, а для шин СН и НН

Для РУ - 220 кВ:

,

Для РУ - 10 кВ и РУ - 27,5 кВ:

,



В случае выполнения соотношения интеграл Джоуля определяется по упрощенному уравнению (52)

,

где - относительное значение теплового импульса;

- периодическая составляющая тока КЗ в рассматриваемой точке схемы.

В противном случае определяется по формуле (53):

,

Для шин РУ - 220 кВ,

,

,

Для шин РУ - 27,50 кВ,

,

,

Для шин РУ - 10 кВ,

,

,



Расчёт теплового импульса сводится в таблицу 21.

Таблица 21 - Значения теплового импульса

РУ					,
220	6,4	1,7	0,055	1,755	73,93
27,5	10,79	0,5	0,11	0,61	81,49
10	8,99	0,5	0,1	0,6	55,76

4.2.2 Проверка гибких шин

Все сборные шины, ошиновка, с помощью которой соединяются аппараты подстанции в соответствии с однолинейной схемой, присоединения, вводы и питающие линии являются токоведущими частями подстанции.

Выбор и проверка гибких шин производится в соответствии с ГОСТ - 50254 - 92, «НЦ ЭНЖ 2000. Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбор электрооборудования»[4] и [7].

Для оптимизации расчёта следует учитывать два дополнительных условия:

I. По условиям механической прочности сечение шины не может быть меньше 70 мм2 .

II. По условиям потерь на коронирование минимальное допустимое сечение для номинального напряжения 230 кВ, сечение шины не может быть меньше 240 мм 2 .

Сечение сборных шин и ответвлений от них, выполненных из гибких проводов, проверяем из условия (54)

,

где - длительный допустимый ток выбранного сечения, А;

- максимальный рабочий ток цепи, для которой производится проверка токоведущей части, согласно справочным данным [8], А.

Проверка проводников на термическую стойкость при КЗ заключается в определении их температуры нагрева к моменту отключения КЗ и сравнения этой температуры с предельно допустимой температурой нагрева при КЗ.

Проводник удовлетворяет условию термической стойкости, если выполняется неравенство (55)

,

где - температура нагрева проводника нагрева проводника к моменту отключения; - предельно допустимая температура нагрева соответствующего проводника, согласно справочным данным [8].

Определение температуры нагрева проводников к моменту отключения КЗ следует производить с использование кривых зависимости температуры нагрева проводников от величины , являющиеся функцией удельной теплоемкости материала проводника, его удельного сопротивления и температуры нагрева. Данные кривые представлены в [7].

Найдём значение величины , соответствующее конечной температуре нагрева проводника по формуле (56)

,

где S- площадь поперечного сечения проводника, выбранная по рабочему току. По найденному значению с помощью выбранной кривой, согласно справочным данным, представленным в [7], определяем к и сравниваем с предельно допустимой .

Проверяем по условию коронирования, согласно неравенству (57)



,

где - максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см, определяется по (58).

,

Где - коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов 0,83 - 0,87;

- радиус провода, см, определяется по принятому сечению или из справочных таблиц, представленным в [7];

E - напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см.

,

где - среднегеометрическое расстояние между осями проводов, см.

Расстояние Д между осями проводов, принимается по справочнику: .

Согласно [9] провода сечением АС - 240 и выше при н 220 кВ по условию коронирования могут не проверяться.

Сборные шины ОРУ - 220 кВ выполнены из сталеалюминевых многопроволочных проводов марки АС - 300. Выполним проверку по вышеперечисленным параметрам. Выполнение условия по току: ,

Найдём конечную температуру нагрева проводника:



,

С помощью кривой, представленной в [4], определяем значение температуры нагрева проводника к моменту отключения к .

Проверим на термическую стойкость:

,

Сборные шины ОРУ - 27,5 кВ выполнены из сталеалюминевых многопроволочных проводов марки 2АС - 185. Выполним проверку по вышеперечисленным параметрам.

Выполнение условия по току:

,

Найдём конечную температуру нагрева проводника:

,

С помощью кривой, представленной в [4], определяем значение температуры нагрева проводника к моменту отключения к .

Проверим на термическую стойкость:

,

Проверяем по условию коронирования:



,

,

,

,

Провод 2АС - 185 удовлетворяет всем условиям.

Ввода ЗРУ - 10 кВ выполнены из сталеалюминевых многопроволочных проводов марки АС - 185. Выполним проверку по вышеперечисленным параметрам.

Выполнение условия по току:

,

Найдём конечную температуру нагрева проводника:

,

С помощью кривой, представленной в [4], определяем значение температуры нагрева проводника к моменту отключения к .

Проверим на термическую стойкость:

,

Проверяем по условию коронирования:



,

,

,

,

Провод АС - 185 удовлетворяет всем условиям.

ДРУГОЙ ПОРЯДОК ФОРМУЛ!!!!!

4.3 Выбор изоляторов

Подвесные и опорные изоляторы, а также проходные изоляторы в местах прохода в ЗРУ либо КРУН используются для закрепления токоведущих частей, изолировав их от заземленных конструкций. Ниже проводится выбор и проверка изоляторов.

4.3.1 Выбор подвесных изоляторов

Подвесные изоляторы используются для изоляции и закрепления проводов воздушных линий электропередач, гибких шин открытых распределительных устройств подстанции. Подвесные изоляторы собраны в подвесные или натяжные гирлянды с определённым числом отдельных изоляторов в зависимости от уровня напряжения. В настоящее время в качестве подвесных изоляторов рекомендуется изоляторы типа ПС. Количество подвесных изоляторов в гирлянде в зависимости от их типов приведены в таблице 22. Подвесные изоляторы на термическую и электродинамическую стойкость по режиму короткого замыкания и по разрушающей нагрузке не проверяются.



4.3.2 Выбор опорных изоляторов

Опорные изоляторы используются для крепления жестких шин. Ниже произведена проверка выбранных опорных изоляторов по условиям: - по конструкции, в зависимости от места установки - по номинальному напряжению по выражению (62) переменный ток электрический энергия

,

,

Где - номинальное напряжение изолятора, кВ;

- напряжение электроустановки в месте установки изолятора, кВ.

- по допускаемой нагрузке по выражению (63)

,

где - соответственно фактическая и допустимая нагрузка на изолятор, Н.

В РУ - 10 кВ установлены опорные изоляторы типа ИОР - 10 - 750 - 2 УХЛ2.

Предлагается заменить данные изоляторы на полимерные изоляторы типа ОСК 3 - 10 - 2 УХЛ1.

Величина допустимой нагрузки определяется с коэффициентом запаса 60% от разрушающей нагрузки РАЗР на изгиб изолятора, Н; принимается по справочной литературе [7], в зависимости от выбранного изолятора.

Допустимую нагрузку определим по выражению (64)



,

Максимальная фактическая нагрузка на изолятор определяется по выражению (65)

,

где - величина ударного тока КЗ, А;

- коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников; принимается равным 1;

- коэффициент, зависящий от расчетной схемы, определяемый по справочной литературе [7],; для заземлённой шины на жёстких опорах равен 1;

а - расстояние между осями проводников, определяемый по справочной литературе [7], м; должно превышать допустимое изоляционное расстояние для данного рабочего напряжения по условиям выбора, для кВ принимаем а ?0,25 м;

L - длина пролёта между изоляторами, определяемый по справочной литературе [7], для РУ - 10 кВ принимаем 1,25 м;

- коэффициент формы, определяемый для шин прямоугольного сечения в зависимости от их размеров и величины по диаграмме [7];

- динамический коэффициент, определяемый в зависимости от частоты собственных колебаний шины 1 , Гц; по справочной диаграмме [7].

Величина определяется в зависимости от отношения (66)

,

где - основная гармоника колебаний шин, определяется по выражению (67);

- собственная частота сети, 50 Гц.

,

где - коэффициент, определяемый по справочной литературе [7], в зависимости от взаимного расположения шин; для заземлённой шины на жёстких опорах 4,73;

E - модуль упругости, определяемый по справочной литературе [7]; для шин из алюминия и его сплавов Па;

m- масса одного погонного метра шины, кг/м; принимаемая по справочной литературе [10]; -

- момент инерции, зависящий от формы и расположения шин, для горизонтальных шин прямоугольного сечения определим по выражению (68).

,

Где b и h - соответственно короткая и длинная сторона сечения шины, м.

,

Определяем величину , по выражению:

,



Определим отношение:

,

При данном значении отношения величина , определяемая по справочной диаграмме [1] равна 1.

Определяем фактическую нагрузку на изолятор:

,

,

,

Проверяем по номинальному напряжению: ,

Изоляторы ИОР - 10 - 750 - 2 УХЛ2 удовлетворяют расчётным условиям.

В ОРУ - 27,5 кВ установлены опорные изоляторы типа ИОС - 35 - 500 УХЛ, предлагается заменить данные изоляторы на полимерные изоляторы типа ОСК 8 - 35 - 3 УХЛ1.

,

Определяем величину , по выражению:

,



Определим отношение:

,

При данном значении отношения величина , определяемая по справочной диаграмме [1] равна 1,1.

Определяем фактическую нагрузку на изолятор:

,

,

,

Проверяем по номинальному напряжению: ,

Изоляторы ОСК 8 - 35 - 3 УХЛ1 удовлетворяют расчётным условиям.

4.3.3 Выбор проходных изоляторов

Для соединения наружных и внутренних частей установок и для соединения частей электроустановок внутри помещений используют проходные изоляторы.