Модернизация тяговой подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Высокая оценка электрической энергии в развитии общества обьясняется большим преимуществом ее перед всеми другими видами энергии, а именно транспортабельностью на большие расстояния, дробимостью и легкостью превращения в другие виды энергии, что позволяет применить ее для самых разных нужд общественного производства и потребностей населения.

Электрическая тяга является основным потребителем электроэнергии на железнодорожном транспорте. Удовлетворение потребностей железнодорожного транспорта в электроэнергии осуществляется в основном путем присоединения железнодорожных установок к районным сетям энергосистемы.

Энергию на тягу поездов получают от энергосистемы через их высоковольтные линии и районные подстанции и, непременно, через специальные тяговые подстанции. Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением, оснащенным мощной современной силовой аппаратурой (трансформаторы, автотрансформаторы, полупроводниковые преобразователи, батареи конденсаторов, разъединители, короткозамыкатели) и усилительной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме телеуправления.

Насыщенность тяговых подстанций разнообразной по значению аппаратурой существенно выше, чем равных по мощности и классу первичного питающего напряжения подстанций энергосистемы. Это объясняется многофункциональностью тяговых подстанций от них получают питание не только электрические поезда, но также районные и нетяговые потребители железной дороги. К схемам и конструкциям тяговых подстанций предъявляются определенные требования.

Так, установленная мощность этих трансформаторов и преобразователей должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии (электрических поездов, районных и нетяговых железнодорожных потребителей), коммутационная аппаратура и вспомогательная аппаратура должна обеспечивать бесперебойное питание потребителей электроэнергии на требуемом уровне надежности. Очень важно также, чтобы качество электрической энергии соответствовало установленным нормам.

Качественное изменение аппаратуры произошло в результате широкого использования в народном хозяйстве микроЭВМ и микропроцессоров.

Грамотно эксплуатировать оборудование тяговой подстанции, уметь наблюдать, анализировать происходящие процессы, при необходимости наметить пути усовершенствования отдельных узлов и иметь уверенность в их осуществимости можно только после тщательного и целенаправленного изучения принципа действия и устройства всего того единого целого, что объединяется названием тяговая подстанция.

В данном дипломном проекте произведена реконструкция тупиковой тяговой подстанции №1 постоянного тока с входным питающим напряжением 10 кВ. Все работы производились без перерыва питания тяговых и нетяговых потребителей. Был произведен расчет тяговой подстанции, произведена выборка нового оборудования и его проверка, составлена однолинейная схема подстанции, произведены расчет контура заземления и молниезащиты.

1. Общая характеристика тяговой подстанции

В соответствии с электрическими расчетами принято сооружение тяговой подстанции с распределительными устройствами переменного тока 10, 6кВ и постоянного тока 3,3 кВ. Тяговая подстанция является тупиковой.

Согласно техническим условиям питание осуществляется по двум вводам 10кВ выполненных кабелями. Схема 10кВ образована рабочей системой шин, состоящих из двух секций №1 и №2, секционированной выключателем. Тяговая подстанция будет обеспечивать электроэнергией тяговых потребителей через РУ-3,3 кВ и не тяговых потребителей - через РУ-10 кВ. Общая характеристика тяговой подстанции приведена в таблице 1.

Таблица 1. Общая характеристика тяговой подстанции.

№ п/п	Наименование	Показатели
1	Питающее напряжение	10 кВ
2	Тип подстанции	Тупиковая
3	Количество выключателей 10 кВ	BB/TEL-10-20/1600У 2 -2шт BB/TEL-10-20/1000У 2 -3шт BB/TEL-10-20/630У 2 -6шт
4	Тяговый трансформатор	ТРДП-1250/10ЖУ 1 -2шт
5	Тип и количество выпрямительных агрегатов	ТПДЕЖ-3,15к-3,3УХЛЧ-2шт
6	Схема соединения агрегатов	12-пульсовая
7	Трансформаторы собственных нужд	ТС-400/10УЗ 10/0,4 кВ -2шт
8	Количество фидеров 10 кВ	3 шт
9	Понижающий трансформатор ПЭ	ТМ-1000/10 10/0,4 кВ -1шт
10	Фидер продольного электроснабжения 6 кВ	2 шт
11	Фидер автоблокировки СЦБ 6 кВ	2 шт
12	Количество фидеров 3,3 кВ контактной сети	5 шт
13	Напряжение собственных нужд переменного тока	380/220 В
14	Напряжение собственных нужд постоянного тока	220 В
15	Тип аккамуляторной батареи

2. Однолинейная схема ТП

Однолинейная схема подстанции приведена на чертеже. Она представлена в виде распределительных устройств (РУ) закрытого и открытого типов. В РУ открытого типа оборудование расположено на открытом воздухе, в РУ закрытого типа - в помещении.

Основные требования, которым должно удовлетворять РУ:

надежность работы;

безопасность обслуживания;

ограничение аварий в случае их возникновения;

экономичность;

возможность расширения.

При сооружении РУ тяговых подстанций широко используются комплексные РУ для внутренней установки (КРУ) и наружной (КРУН) установки, блоки, шкафы, ячейки заводского исполнения, строительные конструкции из сборного железобетона. Распределительное устройство, смонтированное из таких узлов, имеет существенные преимущества:

уменьшается требуемый размер здания и площадь тяговой подстанции;

упрощается строительная часть;

сокращаются сроки и стоимость монтажных работ.

При компоновке на плане подстанции РУ, трансформаторов, здания, прожекторных мачт, молниеотводов и других сооружений, исходят из минимально допустимых расстояний между ними согласно ПУЭ, минимального расхода кабелей, удобства и безопасности обслуживания.

Схема РУ-10 кВ тяговой подстанции собрана из двух секций шин. Ввод электроэнергии осуществляется кабелями: секция №1 получает питание от одной кабельной линии, секция №2 - от второй кабельной линии, проведенных от районной подстанции. Для совместной работы шин предусмотрен секционный выключатель, оборудованный устройствами защиты.

Распределительное устройство 10 кВ со сборными алюминиевыми шинами размещают в здании подстанции. РУ-10 кВ монтируют из комплектных камер внутренней установки К-99, которые собираются в ряд по шкафам. Шкафы оборудованы выкатными выключателями. ЗРУ-10кВ расчитано на десять камер позволяющих обеспечить питание двух преобразователей, двух ТСН, двух ТН, трех отходящих фидеров и понижающий трансформатор для питания фидеров ПЭ. В состав ЗРУ также входят хозяйственная камера и камера секционного выключателя и ОПН. В здании подстанции также находится РУ-6 кВ СЦБ. Отходящие фидера РУ-10 кВ сделаны кабельными. Чтобы можно было определить фидер, на котором произошло однофазное КЗ, кабельные линии снабжены трансформаторами тока нулевой последовательности (фидера №1 и №2 поста ЭЦ). Контроль напряжения на секциях шин РУ-10 кВ, а также питание приборов учета энергии и устройства контроля изоляции фаз системы 10 кВ осуществляется с помощью ТН, для которых используются камеры, включающие в себя ТН подключенный к сборным шинам через предохранитель и разъединитель с заземляющими ножами. Параллельно ТН подключен нелинейный ограничитель напряжения.

От каждой секции сборных шин получают питание тяговый трансформатор типа ТРДП 12500/10 ЖУ 1. От тягового трансформатора пониженное напряжение подается по алюминиевым шинам на выпрямительный агрегат типа ТПДЕЖ - 3,15к - 3,3к УХЛ 4 с 12пульсной системой выпрямления внутренней установки. Установка тяговых трансформаторов предусмотрена на открытой части тяговой подстанции между подъездным ж/д путем и зданием подстанции. Кремневый выпрямитель расположен внутри здания подстанции, где расположено РУ-3,3 кВ. подстанция реконструкция заземление молниезащита

Электрическая связь РУ-10 кВ - тяговый трансформатор осуществляется с помощью кабелей проложенных в кабельных колодцах. Электрические связи: тяговый трансформатор - проходная плита - кремневый выпрямитель.

РУ-3,3 кВ выполнены алюминиевыми шинными мостами.

Распределительное устройство постоянного тока РУ-3,3 кВ комплектуется из камер. Камеры РУ-3,3 кВ внутренней установки монтируются вдоль стены здания тяговой подстанции обращенной к ж/д путям. Схема РУ-3,3 кВ выполнена с рабочей и запасной "плюс" шинами. Рабочая и запасная шины секционированы одним разъединителем на две секции. Для возможности ревизии на ней установлена съемная накладка. РУ-3,3кВ рассчитано на подключение двух выпрямительных агрегатов, пяти фидеров КС, запасного выключателя, фильтр-устройства, реактора и отсоса. Ко второй секции подключают рельсовый фидер через сглаживающее устройство. В РУ-3,3 кВ представлен набор ячеек и камер: ячейка катодного выключателя преобразовательного агрегата, ячейки фидеров КС, ячейка запасного выключателя, камера LC-фильтра сглаживающего устройства, камеры секционного разъединителя. Сглаживающее устройство - однозвенное резонансно-апериодическое с контуром на частоту 100 Гц. Реактор сглаживающего устройства шунтирован разрядным устройством УР-3 для обеспечения отключения выключателями 3,3 кВ токов КЗ близких к тяговой подстанции.

К отсасывающему трансформатору подключен короткозамыкатель типа ПКЗ-3, для исключения протекания тока КЗ по обмоткам кабеля, проложенных на территории тяговой подстанции, устройство дренажное поляризованное для защиты подземных сооружений, промежутков для повышения надежности и селективности защиты от замыканий на землю в РУ-3,3 кВ.

Питание ВЛ ПЭ осуществляется напряжением 6 кВ. Распределительное устройство ВЛ-6 кВ ПЭ находится на открытой части подстанции и выполнено в виде модуля. Питание фидеров ВЛ-6 кВ ПЭ осуществляется от трансформатора мощностью 1000 кВА типа ТМ -1000/10, напряжением обмоток 10/6 кВ. Трансформатор запроектирован масляный и устанавливается на низком фундаменте шпального типа с ограждением. Связи трансформатора с РУ-10 кВ и модулем РУ-6 кВ ВЛ ПЭ выполнены кабельными. Кабели оснащены трансформаторами тока нулевой последовательности, что позволяет определить фидер ВЛ ПЭ на трасе которого произошло однофазное КЗ. Измерение напряжения по фидерам ВЛ ПЭ и учет энергии производится транс-форматорами напряжения НАМИ-6 подключенного к шине РУ-6кВ ПЭ. Ячейки фидеров ВЛ-6 кВ ПЭ оборудованы выкатными выключателями.

Питание устройств СЦБ осуществляется напряжением 6 кВ. Напряжение на сборные шины РУ-6 кВ подается от повышающего трансформатора типа ТСЗ-160/10. Первичная обмотка трансформатора подключена кабелем через разъединитель к шинам 0,38 кВ собственных нужд, а вторая - через плавкий предохранитель и пальцевый контактор к шинам 6 кВ. Выводы из камер отходящих фидеров 6 кВ СЦБ сделаны кабельными вставками. Кабельные вставки оснащены трансформаторами тока нулевой последовательности, позволяет определить фидер СЦБ, на трасе которого произошло однофазное КЗ. Измерение напряжения по фидерам и учет энергии производится с помощью трансформаторов напряжений ТН, защищенных с помощью предохранителей. С помощью этих трансформаторов обеспечивается и работа АВР линии, т.е. включение отключенного выключателя контролируемой линии в случае попадания в линии напряжения, подаваемого со стороны другой подстанции.

Для питания собственных нужд к каждой секции РУ-10 кВ подключен ТСН типа ТС-400/10УЗ. Шкаф ТСН оборудован выкатным выключателем, ОПН и трансформаторами тока. Под собственными нуждами электроустановок понимают вспомогательные устройства, необходимые для эксплуатации основных агрегатов в нормальных и аварийных режимах. Вспомогательные устройства подразделяются на ответственные - прекращение работы которых даже на незначительное время приводит к снижению мощности; неответственные - перерывы в работе которых на некоторое время не вызывает ни остановки, ни снижения мощности электроустановки. На тяговой подстанции устанавливают обычно по два ТСН со вторичным напряжением 380/220 В мощностью 250-400 кВА, из которых каждый рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд. Шкаф собственных нужд постоянного тока: напряжение на шины СН постоянного тока подается от источника питания аккумуляторной батареи, состоящей из 120 элементов и зарядно-подзарядного устройства (ЗПУ) типа ВАЗП. На каждом элементе батареи стабильное напряжение 2,15 В. Батареи элементами 1-108 присоединена к шинам управления ШУ, напряжением 230 В, а элементами 1-120 - к шинам включения ШВ напряжением 258 В. ЗПУ, питающееся от шин собственных нужд постоянного тока, присоединены к шинам 258 В, т.е. на полное число элементов аккумуляторной батареи. ЗПУ защищены предохранителями и реле тока. От шин 230 В питают цепи включения и защит. Непосредственно от аккумуляторной батареи подают напряжение на цепи земляной защиты. При периодической дозарядке аккумуляторной батареи питания цепей релейной защиты, присоединений и земляной защиты переключают со 108-го на 100-й элемент аккумуляторной батареи.

3.Реконструкция тяговой подстанции

3.1 Реконструкция РУ-10 кВ и 6 кВ

Работы по усилению и реконструкции разбиты на три этапа.

3.1.1 Первый этап

Демонтируется ТСН №2, в работе остаётся ТСН №1 и существующие панели СН 220/127 В.

Набирается первая секция РУ-10 кВ из существующих камер 10 кВ первого ряда. При этом камера масленого выключателя собственных нужд, камера масляного выключателя выпрямительного агрегата, камера фидера продольной электрификации, камера фидера посторонних потребителей, камера трансформатора напряжения 10 кВ и разрядников, камера фидера ТП ЭЦ остаются на своих местах, а камеры кабельного ввода 10 кВ и резервная камера переносятся из другого ряда. К камере ввода 10 кВ подключается кабель, подведенный от ближайшей районной подстанции.

Неиспользуемые камеры 10 кВ второго ряда демонтируются, а освободившаяся часть помещения отделяется строительной перегородкой для проведения строительной для проведения ремонтных работ.

3.1.2 Второй этап

В работе остаётся первая секция РУ-10 кВ из существующих камер, а также существующие ТСН №1 и панели СН 220/127 В. На свободной части помещения устанавливается вторая секция нового РУ-10 кВ и РУ ВЛ №2

СЦБ 6 кВ. Устанавливается новый трансформатор ТСН №2, который подключается к новым шкафам СН 380/220 В. Кроме того, на второй секции нового РУ-10 кВ временно устанавливаются ячейка 10 кВ ТСН №1 для подключения существующего трансформатора ТСН №1 и ячейка фидера посторонних потребителей.

В соответствии с пунктом 1.7.56 ПУЭ, во избежание выноса потенциала за пределы заземляющего устройства тяговой подстанции от обмоток до 1 кВ трансформатора посторонних потребителей (нагрузка ЭЧ) проектом предусмотрено следующее:

- демонтаж существующего трансформатора ТМ-320 10/0,23;

- демонтаж существующих шкафов 0,4 кВ питающих ЭЧ;

- установка на территории ЭЧ КТПНТ-400/10/0,4 с заменой от РУ-10 кВ тяговой подстанции.

Установка и подключение КТПНТ, запитка существующих потребителей от щита 0,4 кВ выполняется силами дистанции электроснабжения.

Рядом с РУ-10 кВ второй секции устанавливается РУ ВЛ №2 СЦБ-6 кВ и трансформатор СЦБ №2, который запитывается от новых панелей СН 380/220 В. РУ ВЛ №1 СЦБ-6 кВ остаётся существующее и существующий трансформатор СЦБ питается от панелей СН 220/127 В.

Существующие РУ ВЛ-ПЭ, на период установки нового оборудования на открытой части подстанции, подключается к новой ячейке фидера ПЭ 10 кВ.

После установки нового оборудования существующее оборудование распределительного устройства 6 кВ ВЛ ПЭ демонтируется.

Существующий тяговый трансформатор выпрямительного агрегата №2 запитывается от новой ячейки 10 кВ выпрямительного агрегата.

После установки и переключений нового оборудования второй секции шин 10 кВ первая секция РУ-10 кВ демонтируется и на освободившейся части помещения, отделённой строительной перегородкой, производится ремонт.

3.1.3 Третий этап

На свободной части РУ 10 кВ устанавливается первая секция нового РУ-10 кВ. На первую секцию шин переставляются ячейка ТСН №1 и ячейка фидера посторонних потребителей.

Рядом с РУ-10 кВ первой секции шин устанавливается РУ ВЛ №1 СЦБ-6 кВ и трансформатор СЦБ №1, который запитывается от новых панелей СН 380/220 В.

После перевода всех потребителей СН на 380/220 В устанавливается новый ТСН №1 взамен старого.

Тяговые трансформаторы подключаются к новым ячейкам РУ-10 кВ.

Разбирается ремонтная перегородка.

3.1.4 Конструктивные решения РУ-10 кВ и 6 кВ

Новое распредустройство РУ-6 кВ ВЛ ПЭ запроектировано в модуле, поставляемом "НИИЭФА-ЭНЕРГО". Модуль РУ-6 кВ ВЛ ПЭ устанавливается на открытой части подстанции.

В качестве ячеек распредустройства РУ-10 кВ, РУ-6 кВ ВЛ СЦБ и ВЛ ПЭ приняты камеры К-99, изготовления "НИИЭФА-ЭНЕРГО". Камеры двухстороннего обслуживания, с выкатными тележками и укомплектованы следующим оборудованием:

- выключатель вакуумный ВВ/ТЕL-10У 2;

- трансформатор тока с минимальным коэффициентом;

- трансформации 50/5А ТЛК-10-2,10р/0,5;

- трансформаторы напряжения НАМИ-10УЗ;

- ограничитель перенапряжений ОПНп-6/17,4;

- ОПНп-10/29.

Исходными данными для выбора оборудования и релейной защиты служит расчетное значение токов трёхфазного КЗ на шинах 10 кВ тяговой п/ст, которое по расчетам составляет 15,8 кА.

По устойчивости к токам короткого замыкания трансформаторы тока РУ-10 кВ приняты типа ТЛК-10-2-50/5 А. Минимальное сечение отходящих кабелей напряжением 10 кВ - 70 мм ² .

Питание собственных нужд переменного тока на подстанции переводится на новые трансформаторы мощностью 400 кВА каждый. Напряжение обмоток 10/0,4 кВ с глухозаземлённой нейтралью. Трансформаторы, запроектированные с сухой изоляцией типа ТС-400/10 УЗ. К шинам 380/220 В подключается два транс-форматора СЦБ мощностью 160 кВА каждый, напряжение обмоток 6/0,4 кВ.

Трансформаторы, запроектированные с сухой изоляцией в защищённом исполнении типа ТСЗ-160/10 УЗ, устанавливаются в помещении РУ-10 кВ и РУ-6 кВ.

Питание фидеров ВЛ ПЭ 6 кВ осуществляется от трансформатора мощностью 1000 кВА, напряжением обмоток 10/6 кВ. Трансформатор запроектирован масляный и устанавливается на низком фундаменте шпального типа с ограждением.

Святи трансформатора с РУ-10 кВ и модулем РУ-6 кВ ВЛ ПЭ запроектированы кабельными.

3.2 Реконструкция РУ-3,3 кВ

Работы по реконструкции РУ 3,3 кВ разбиты на два этапа.

1 этап. На период ремонтных работ помещения РУ-3,3 кВ оборудование РУ-3,3 кВ устанавливается на открытой части подстанции для временной схемы питания.

2 этап. Устанавливается оборудование РУ-3,3 кВ в здании подстанции для постоянной схемы питания.

3.2.1 Временная схема питания РУ-3,3 кВ

Демонтируется существующие тяговые трансформаторы ТМР-5600/35 преобразовательного агрегата №1. Демонтируется существующая камера с реактором. Питание 3,3 кВ осуществляется от преобразовательного агрегата №2.

На месте демонтируемых трансформаторов устанавливается один новый тяговый трансформатор ТРДП-12500/10 ЖУ 1, вентильные обмотки которого служат для питания выпрямителя по 12 ^и пульсовой схеме выпрямления.

Рядом с тяговым трансформатором устанавливается модуль выпрямительного агрегата с выпрямителем по 12-ти пульсовой схеме выпрямления.

На площадке рядом со зданием подстанции со стороны выхода фидера линии 3,3 кВ, устанавливаются: модуль катодного выключателя, пять модулей 3,3 кВ, модуль фильтрустройства.

На новом месте устанавливается новый реактор с разрядным устройством.

Подвод питания 10 кВ к тяговому трансформатору и связь 3,3 кВ постоянного тока между модулем выпрямительного агрегата и модулем катодного выключателя осуществляется кабелем.

После установки оборудования, питание 3,3 кВ переводится на временную схему питания, а в помещении РУ-3,3 кВ здании п/ст демонтируется существующее оборудование и производится ремонт.

3.2.2 Постоянная схема питания РУ-3,3 кВ

Демонтируется существующие тяговые трансформаторы ТРДП-5600/35 преобразовательных агрегатов №2, 3, а также существующий реактор.

На месте демонтируемых трансформаторов устанавливается второй новый тяговый трансформатор типа ТРДП-12500/10 ЖУ 1.

В помещении РУ-3,3 кВ устанавливается два блока выпрямительных агрегатов №1, 2, а также распределительное устройство 3,3 кВ РУ-3,3 кВ постоянного тока выполняется по схеме одинарной системе шин с запасной "+" шиной. К системе шин подключены:

- 10 ячеек фидеров контактной сети 3,3 кВ;

- ячейка запасного выключателя;

- две ячейки катодного выключателя;

- блок заземляющего разъединителя.

Камера реактора с реактором и разрядным устройством, установленные на период временной схемы питания РУ-3,3 кВ, остаются для работы на постоянную схему питания.

Ввиду того, что блок фильтрустройства не размещается в здании п/ст, рядом с ранее установленной камерой реактора устанавливается модуль фильтр-устройства, заказанный для временной схемы питания РУ 3,3 кВ.

Подвод питания 10 кВ к тяговому трансформатору и связь 3,3 кВ постоянного тока между РУ-3,3 кВ и модулем фильтрустройства осуществляется кабелем.

Ошиновка выпрямительного агрегата №2 жесткая, из алюминиевых шин АД 31Т-10Х 100. После установки оборудования питание 3,3 кВ переводится на выпрямительный агрегат №2.

Демонтируются модули, установленные на период временной схемы питания РУ-3,3 кВ, а тяговый трансформатор №1 подключается жесткой ошиновкой к блоку выпрямительного агрегата №1.

3.2.3 Конструктивные решения и новое оборудование РУ-3,3 кВ

Временная схема питания запроектирована из модулей, разработанных и поставляемых "НИИЭФА-ЭНЕРГО".

В модулях, за исключением тяговых трансформаторов и разрядного устройства, размещено всё оборудование 3,3 кВ.

Модули носят функциональный характер и поставляются на площадку строительства в полной заводской готовности.

Модули располагаются на фундаментном основании, в качестве которого служит рельсово-шпальная решетка.

Модуль представляет собой утепленный металлический контейнер.

Высоковольтное оборудование размещено по отсекам, с коридором обслуживания. В коридоре обслуживания находятся рукоятки управления разъединителями, шкафы управления и защиты присоединении РУ-3,3 кВ.

Модули оборудованы системой отопления, вентиляции и освещения.

Тяговые трансформаторы ТРДП-12500/1ОЖУ 1:напряжение обмоток 10/1,3кВ;

мощность 11400 кВА; схема соединения - звезда/звезда/треугольник.

Выпрямитель состоит из диодных блоков БСЕ изготовления ОЗВЭИ:

- тип выпрямителя ТПДЕ-Ж-3,15к-3,3к УХЛ 4;

- ток 3150 А;

- выпрямленное напряжение 3300 В.

РУ -3,3 кВ состоит из ячеек изготовления "НИИЭФА-ЭНЕРГО" и укомплектованных:

- выключателями - ВАБ-49-3200/3ОЛ(К) УХЛ 4;

- разъединителями - РВРЗ-1-10/4000 УЗ;

- шкафами управления и автоматики.

Аварийный отвод масла из маслоприёмников под тяговыми трансформаторами осуществляется специальным дренажным устройством, состоящим их асбестоцементных труб d=150 мм и маслосборных колодцев, в существующий заглублённьй резервуар, расположенный на территории подстанции.

4. Определение мощности на шинах и присоединениях тяговой подстанции

Мощность тяговой подстанции включает в себя мощность тяговой нагрузки, мощность передаваемая транзитом другим потребителям. Определение расчетных нагрузок выполняют от низших к высшим ступеням системы электроснабжения по отдельным расчетным узлам в сетях напряжением до и свыше 1000 В. Расчет электрических нагрузок различных узлов системы электроснабжения выполняют с целью выбора сечения питающих и распределительных сетей, число и мощности трансформаторов подстанций, сечений шин, коммутационной и защитной аппаратуры.

Расчетная подстанция тупиковая. Входное напряжение равно 10 кВ. Входное напряжение подается на сборные шины класса напряжения 10 кВ. От шин 10 кВ питаются и тяговые и нетяговые потребители.

Мощность, потребляемая на тягу, равна Ртяги=9800 кВА.

Sтяги==9800: 0,95=10316 кВА;

В качестве преобразовательного агрегата принимаем выпрямитель ВТПЕД-3.15к-3.3к (выпрямитель трёхфазный подстанции постоянного тока с естественным охлаждением диодный).

Основные характеристики: I_{d ном}=3.15 кА, U_{d ном}=3.3 кВ.

Для принятого типа выпрямителя принимаем преобразовательный трансформатор типа ТРДП-12500/10 Ж (трёхфазный с расщеплённой обмоткой, c дутьём, преобразовательный, типовая мощность 12500 кВА, железнодорожный.

Эффективный ток тяговой подстанции определяется по формуле:

I_{d тп}=P_d/U_d=9,8·10⁶/3,3·10³ = 2,98 кА;

Число преобразователей на тяговой подстанции определяется по формуле: N=I_{d тп}/I_{d ном}=2,98/3.15=0,94--принимаем N=1.

По условиям надёжности электроснабжения принимаем число тяговых трансформаторов равное двум, из которых один рабочий, второй - резервный.

Мощность нетяговых потребителей, питающихся от шин 10 кВ:

Sпэ =1000 кВА -мощность понизительного трансформатора ТМ-1000/10, подключенного к сборным шинам распределительного устройства 10 кВ, используемого для питания распределительного устройства продольного энергоснабжения ;

Sэц=600кВА - мощность, потребляемая фидерами, обеспечивающих питанием пост ЭЦ;

Sпост.потр =400 кВА -мощность, потребляемая посторонним потребителем.

В качестве ТСН (трансформатора собственных нужд) принимаем трансформатор ТС-400/10.

Общая мощность на шинах 10 кВ:

S_ш.max= К_р*(Sтяги + Sпэ + Sэц + Sпост.потр + Sтсн),кВА;

где К_р - коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов тяговой и нетяговой нагрузок (К_р=0.950.98).

Принимаем К_р=0,96.

S_ш.max =0,96·(10316+1000+600+400+400) =12207 кВА.

Основные характеристики трансформаторов, установленных на тяговой подстанции, сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Тип трансформатора	Мощность, кВА.	Напряжение обмоток, кВ.	Напряжение короткого замыкания трансформатора, %	Мощность потерь холостого хода, Рхх, кВт :
		ВН	СН	НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТС-400/10У 1	400	10	-	0,4	-	6,0	-
ТРДП-12500/ 10ЖУ 1	12500	10	-	3,3	-	8,4	-
ТМ-1000/10	1000	10	-	6	-	5,5	-
ТСЗ-160/10УЗ	160	6	-	0,4	-		-

5. Расчёт токов короткого замыкания

Для вычисления токов КЗ составляют однолинейную расчетную схему с указанием всех элементов цепи КЗ (генераторы, силовые трансформаторы) и их номинальных мощностей (в кВА) и напряжений (в кВ), а для воздушных и кабельных линий - сопротивлений или длин, сечений и материалов, по которым определяют сопротивление цепи КЗ.

Все сопротивления элементов цепи КЗ, указанные на расчетной схеме и полученные при различных исходных данных, пересчитывают в относи-тельные сопротивления при так называемых базисных условиях. Базисными называются такие условия, которые являются одинаковыми расчетными для всех сопротивлений цепи КЗ, вычисленными ранее при различных исходных данных. Базисные условия характеризуются базисной мощностью S_б, базисным и средним расчетными напряжениями U_ср и базисным током. За базисную мощность принимают S_б =100 МВА. Среднее расчетное напряжение U_ср выше номинального примерно на 5%. Базисный ток вычисляется по формуле:

,

Если известно какая мощность КЗ на шинах районной подстанции, то можно определить базисное сопротивление системы:

Х_*бс = ,

Сопротивление линии или кабеля длиной L можно посчитать по формуле:

Х_*бл =Х ₀,

где Х ₀- сопротивление кабеля, Х ₀=0,08 Ом/км;

U_ср - среднее напряжение на шинах, кВ;

S_кзрп - мощность короткого замыкания, МВА;

Ток короткого замыкания находится по формуле:

I_К= Х_*б,

Рис. 5.1Однолинейная расчетная схема для расчета токов КЗ

Сопротивление системы при заданной мощности короткого замыкания производится по формуле:

Х_*бс = =0,276

Сопротивление кабеля длиной L=2 км:

Х_{*бл 1} = Х_{*бл 2}=0,08=0,145



Рис 5.2 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 10 кВ в точке К1:

Х_*бл =;

Х_*бл ==0,073

Х_{*б 1}= Х_*бл+ Х_*бс ; Х_{*б 1}=0,073+0,276=0,349

=5,499 кА,

I_{К 1}=5,499:0,349=15,8 кА,

і_{УД 1}=2,55 I_{К 1}=2,5515,8=40,29 кА,

I_УД=1,52 I_{К 1}=1,5215,8=24,016 кА,



Рис. 5.4 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 6 кВ в точке К2

;

;

где P_к - мощность к.з. трансформатора, кВт;

S_н.тр - номинальная мощность трансформатора, кВА;

=1,15

=5,5

==5,84

=9,164 кА,

I_{К 2}=9,164:5,84=1,569 кА,

і_{УД 1}=2,55 I_{К 1}=2,551,569=4 кА,

I_УД=1,52 I_{К 1}=1,521,569=2,385 кА,



Рис 5.5 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 0,4 кВ в точке К3:

;

;

где P_к - мощность к.з. трансформатора, кВт;

S_н.тр - номинальная мощность трансформатора, кВА;

=2,75 =15

==15,343

=144,5 кА,

I_{К 3}=144,5:15,343=9,418 кА,

і_{УД 3}=1,83 I_{К 3}=1,839,418=17,235 кА,

Ток короткого замыкания в РУ 3.3 кВ (в точке К4) рассчитываем по формуле:

,А

где - напряжение к.з. преобразовательного трансформатора, %

=8%;

- мощность к.з. на шинах питающих преобразовательный трансформатор (в точке к.з.), МВА ===287 МВА;

Эффективный ток тяговой подстанции определяется по формуле:

I_{d тп}=S_ПА/1,05 U_{d ном,}

I_{d тп} =10316/1,053300 = 2,98 кА;

N -число преобразователей на тяговой подстанции, определяется по формуле:

N=I_{d тп}/I_{d ном}

N =2,98/3.15=0,94; Принимаем N=1.

кА;

і_{УД 4}=1,83 I_{К 4}=1,8328=51,24 кА;

Таблица 5.1

Точки КЗ	, кА	IК= Х*б, кА	іУД=2,55 IК, кА	,
1	5,499	15,8	40,29	386,9
2	9,164	1,569	4	1,4
3	144,5	9,418	17,235	93,1
4		28	51,24	823,2

6. Расчёт максимальных рабочих токов

Ввод подстанции и шины РУ-10 кВ:

I_{р max}=,А;

где - расчетная мощность тяговой подстанции:

I_{р max}=A;

Линии нетяговых потребителей 10 кВ:

I_p.max=,А;

где P_max - активная мощность нетяговых потребителей, кВт;

- коэффициент мощности потребителя;

К_пер - коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, К_пер = 1.4;

U_н - номинальное напряжение на вводе РУ, кВ.

Пост ЭЦ:

I_p.max=52 А;

Фидер постороннего потребителя 10 кВ:

I_p.max=34 А;

Ввод трансформатора собственных нужд (ТСН):

I_p.max=, А;

I_p.max=32 A;

Кабель от ТСН к щиту управления (ЩУ):

I_p.max=808A;

Ввод трансформатора ТМ-1000/10 для питания ВЛ-6 кВ ПЭ:

I_p.max=,А;

I_p.max=81 А;

Кабель от ТМ-1000/10 (сторона 6 кВ) и сборная шина 6 кВ ВЛ ПЭ:

I_p.max=135 А;

Ввод преобразовательного трансформатора:

I_p.max=, А;

I_p.max=658 A;

Шины от преобразовательного трансформатора к выпрямителю:

I_p.max=I_d.н,А;

I_p.max=3150=2572 А;

Главная плюсовая шина 3.3 кВ:

I_p.max=N·I_d.н·К_р.н·К_н,А

гдеN - количество преобразовательных агрегатов, N=1;

К_р.н - коэффициент распределения нагрузки, К_р.н=0,6;

К_п - коэффициент перегрузки, К_п=1,4.

I_p.max=1·3150·0,6·1,4=2646 A;

Запасная плюсовая шина 3.3 кВ:

I_p.max=I_max.ф, А;

гдеI_max.ф - максимальный ток самого нагруженного фидера контактной сети, I_max.ф=2000 А.

Минусовая шина 3.3 кВ:

I_p.max=N·I_d.н·К_п, А;

I_p.max=1·3150·1,4=4410 A;

Сторона 6 кВ повышающего трансформатора ТСЗ-160/10У 3 РУ-6кВ ВЛ-СЦБ:

I_p.max=, А

I_p.max=22 А;

Сторона 0,4 кВ повышающего трансформатора ТСЗ-160/10У 3:

I_p.max=, А

I_p.max=323 А;

7.Выбор оборудования

7.1. Выбор токоведущих частей

Токоведущие части выбираются из условия: I_p.maxI_доп,

где I_доп - длительно допустимый ток для выбранного сечения, А.

Результаты выбора токоведущих частей сведены в таблицу 7.1

Таблица 7.1.

Наименование присоединения	Ном. напряжение Uном, кВ.	Наибольший рабочий ток, Ip.max,A.	Тип токоведущих частей	Длительно допустимый ток, Iдоп, А.
Ввод 10 кВ	10	700	2ААБлГ-3*240	710
Сборные шины	10	700	АДЗ 1Т-80*8	1320
Фидер 10 кВ (пост ЭЦ)	10	26	ААБлГ-3*35	80
Фидер 10 кВ (посторон. потр.)	10	34	ААБлГ-3*35	80
ТСН Сторона 10кВ	10	32	ААБлГ-3*35	80
ТСН Сторона 0,4кВ	0,4	808	3ААБлГ 3*120+1*70	858
ТМ-1000/10 Сторона 10кВ	10	81	ААБлГ-3*35	80
Сборные шины 6 кВ ПЭ	6	135	АДЗ 1Т-15*3	165
Вводы преобразов. трансформатора	10	658	3ААБлГ-3*185	705
Шины от выпрямителя к преобразовательному трансформатору	3,3	2572	2АДЗ 1Т-808	2710
Главная плюсовая шина 3.3 кВ	3.3	2646	2АДЗ 1Т-80*8	2710
Запасная плюсовая шина 3.3кВ	3.3	2000	АДЗ 1Т-120*10	2300
Минусовая шина 3.3 кВ	3.3	4410	3АДЗ 1Т-100*10	4620

7.2 Проверка токоведущих частей

Термическая стойкость.

Целью проверки является определение минимального сечения проводника при нагревании его до максимально допустимой температуры.

,

гдеВк - тепловой импульс тока к.з., ;

С - коэффициент, С=88 - для алюминиевых проводов и шин; С=75 - для кабелей до 10 кВ с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией.

,;

где - выдержка времени соответствующей ступени защиты, с;

- фиктивное апериодическое время, равное 0.05 с.

Результаты проверки на термическую стойкость сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2

Наименование присоединения	U ном кВ	Тип токоведущей части	с	Вк,
Ввод 10 кВ	10	2ААБлГ-3*240	1,5	387	219
Сборные шины 10 кВ	10	АДЗ 1Т-8*80	1.5	387	219
Фидер 10 кВ (пост ЭЦ)	10	ААБлГ-3*35	0,5	137	130
Фидер 10 кВ (постор. потребитель)	10	ААБлГ-3*35	0,5	137	130
ТСН Сторона 10 кВ	10	ААБлГ-3*35	0,5	137	130
ТСН Сторона 0,4 кВ	0,4	3ААБлГ 3*120+1*70	0,5	49	78
ТМ-1000/10 Сторона 10 кВ	10	ААБлГ-3*35	1	262	180
ТМ-1000/10 Сторона 6 кВ	6	ААБлГ-3*50	1	3	20
Сборные шины 6 кВ ПЭ	6	АДЗ 1Т-3*15	0.5	1,4	13
Вводы преобразов. трансформатора	10	3ААБлГ-3*185	0.5	137	130
Шины от выпрямителя к преобразовательному трансформатору	3,3	2АДЗ 1Т-8*80	0.5	431	230
Главная плюсовая шина	3.3	2АДЗ 1Т-8*80	0.5	431	230
Запасная плюсовая шина	3.3	АДЗ 1Т-10*120	0.5	431	230
Минусовая шина	3.3	3АДЗ 1Т-10*100	0.5	431	230

Принимаем следующие типы токоведущих частей которые не прошли проверку:

Сборные шины 10 кВ: 2АДЗ 1Т-10*120

Фидер 10 кВ(пост ЭЦ): ААБлг-3*150

Фидер 10 кВ(постор. потребитель): ААБлг-3*150

ТСН Сторона 10 кВ: ААБлг-3*150

ТМ-1000/10 Сторона 10 кВ: ААБлг-3*185

Шины от выпрямителя к преобразов. трансформатору: 2АДЗ 1Т-10*120

Главная плюсовая шина: 3АДЗ 1Т-10*100

Запасная плюсовая шина: 2АДЗ 1Т-10*120

7.3 Проверка жёстких шин и изоляторов

Проходящий по токоведущим частям электроустановок ток вызывает электродинамическое (механическое) взаимодействие между проводниками. Электродинамическая стойкость шин, укреплённых на опорных изоляторах проверяется по механическому напряжению возникающему в них при к.з. Условие выбора по электродинамической стойкости:

,

где - максимальное напряжение в материале шины, вызванное электродинамическими силами, МПа;

- допустимое напряжение в материале шин, Мпа (для алюминиевых шин марки АДЗ 1Т =40 МПа).

,Мпа.

где l - расстояние между соседними опорными изоляторами (длина пролёта); а - расстояние между осями шин соседних фаз;

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, .

Сборные шины 10кВ

Токоведущая часть типа 2АДЗ 1Т-10120, b=10мм, h=120мм, l=1000мм, а=500мм.

Рис.7.1 Расчётная схема шинного моста.(N - число шин в одной фазе).

МПа.

Результаты проверки остальных шин сведены в таблицу 7.3.

Таблица 7.3

Наименование присоединения	Uном, кВ	Тип токоведущей части	, кА	МПа	,МПа
Сборные шины 10кВ	10	2АДЗ 1Т-10120	40,29	14,2	40
Сборные шины 6 кВ ПЭ	6	АДЗ 1Т-315	4	61	40
Шины от выпрямителя к преобразовательному трансформатору	3,3	2АДЗ 1Т-10120	51,24	22,9	40
Запасная плюсовая шина	3,3	2АДЗ 1Т-10120	51,24	22,9	40
Главная плюсовая шина	3,3	3АДЗ 1Т-10100	51,24	22
Минусовая шина	3,3	3АДЗ 1Т-10100	51,24	22

По условию динамической стойкости жёсткая ошиновка удовлетворяет условию прочности, кроме ошиновки сборных шин 6 кВ ПЭ. Делаем их замену - ставим шины типа АДЗ 1Т-3*20.

7.4 Проверка изоляторов на динамическую стойкость

Динамическая стойкость изоляторов проверяется по формуле:

,Н

где F - усилие на изолятор, Н;

Fразр - разрушающая сила при изгибе изолятора, Н.

,Н

Пример расчёта шины РУ-6кВ, изолятор типа ОНШ-10-6УХЛ, Fразр=6 кН.

Н.

Н.

Таблица 7.4

Наименование присоединения	Uном кВ	Тип токоведущей части	F,Н	0.6 Fразр, Н	Тип изолятора
Сборные шины 10кВ	10	2АДЗ 1Т-10120	619	2214	ИО-10-7,5ОУЗ
Сборные шины 6 кВ ПЭ	6	АДЗ 1Т-320	6,1	3600	ОНШ-10-6УХЛ
Шины от выпрямителя к преобразов. трансформатору	3,3	2АДЗ 1Т-10120	1000	2214	ИП-10/2000-1250 ИО-10-7,5ОУЗ
Запасная плюсовая шина	3,3	2АДЗ 1Т-10120	1000	2214	ИО-10-7,5ОУЗ
Главная плюсовая шина	3,3	3АДЗ 1Т-10100	1000	2214	ИО-10-7,5ОУЗ
Минусовая шина	3,3	3АДЗ 1Т-10100	1000	2214	ИО-10-7,5ОУЗ

Прочность опорных изоляторов на изгиб обеспечивается.

Окончательно принимаем токоведущие части и изоляторы: табл. 7.5.

Таблица 7.5

Наименование присоединения	U ном кВ	Тип токоведущей части	Тип изолятора
Ввод 10 кВ	10	2ААБлГ-3*240
Сборные шины 10 кВ	10	АДЗ 1Т-10*120	ИО-10-7,5ОУЗ
Фидер 10 кВ (пост ЭЦ)	10	ААБлГ-3*150
Фидер 10 кВ (постор. потребитель)	10	ААБлГ-3*150
ТСН Сторона 10 кВ	10	ААБлГ-3*150
ТСН Сторона 0,4 кВ	0,4	3ААБлГ 3*120+1*70
ТМ-1000/10 Сторона 10 кВ	10	ААБлГ-3*185
ТМ-1000/10 Сторона 6 кВ	6	ААБлГ-3*50
Сборные шины 6 кВ ПЭ	6	АДЗ 1Т-3*20	ОНШ-10-6УХЛ
Вводы преобразов. трансформатора	10	3ААБлГ-3*185
Шины от выпрямителя к преобразовательному трансформатору	3,3	2АДЗ 1Т-10*120	ИП-10/2000-1250 ИО-10-7,5ОУЗ
Главная плюсовая шина	3.3	3АДЗ 1Т-10*100	ИО-10-7,5ОУЗ
Запасная плюсовая шина	3.3	2АДЗ 1Т-10*120	ИО-10-7,5ОУЗ
Минусовая шина	3.3	3АДЗ 1Т-10*100	ИО-10-7,5ОУЗ

7.5 Выбор коммутационной аппаратуры

Выбор высоковольтных выключателей и разъединителей осуществляют в зависимости от места установки и условий работы, по напряжению и току с соблюдением условий:

U_номU_раб, I_номI_р.max

Результаты выбора коммутационной аппаратуры сведены в таблицу 7.6. и таблицу 7.7.

Таблица 7.6

Присоединение	U раб, кВ	Iр. max, А	U ном, кВ	I ном, А	Тип выключателя
Ввод 10 кВ	10	700	10	1600	ВВ/TEL-10-20/1600У 2
Сборные шины 10 кВ	10	700	10	1000	ВВ/TEL-10-20/1000У 2
Фидер 10 кВ (пост ЭЦ)	10	26	10	630	ВВ/TEL-10-20/630У 2
Фидер 10 кВ (постор. потребитель)	10	34	10	630	ВВ/TEL-10-20/630У 2
ТСН Сторона 10кВ	10	32	10	630	ВВ/TEL-10-20/630У 2
Вводы преобразов. трансформ.	10	658	10	1000	ВВ/TEL-10-20/1000У 2
ТМ-1000/10 Сторона 10кВ	10	81	10	630	ВВ/TEL-10-20/630У 2
Фидера 6 кВ ПЭ	10	135	10	630	ВВ/TEL-10-12,5/630У 2

Таблица 7.7

Присоединение	U раб, кВ	Iр. max, А	Uном, кВ	I ном, А	Тип разъединителя
ТМ-1000/10 Сторона 10кВ	10	81	35	1000	РД 3.1-35Б/1000
ТМ-1000/10 Сторона 6 кВ	6	135	10	400	РЛНД-1-10Б/400
РУ-3,3 кВ	3,3	2646	10	4000	РВРЗ-1в-10/4000 РВР-10/4000МУ 3

7.6 Проверка выключателей и разъединителей

Все аппараты и токоведущие части электроустановок, выбранных по условиям их длительной работы при нормальном режиме (п.3.3.2.), проверяют по режиму КЗ.

7.6.1 Высоковольтные выключатели

Выбранный выключатель проверяют на динамическую стойкость, термическую стойкость, по номинальному отключаемому току и номинальной отключаемой мощности.

Проверка на динамическую стойкость:

,

где - амплитудное значение тока динамической стойкости выключателя по паспорту, кА ; - расчётное значение ударного тока, кА.

Проверка на термическую стойкость:

,

гдеВ_к - тепловой импульс тока для времени отключения к.з. , с;

I_т - ток термической стойкости выключателя по паспорту (кА) для времени термической стойкости , с.

Проверка по номинальному отключаемому току:

I_{ном.откл.}I_к,

гдеI_{ном.откл.} - номинальный ток отключения выключателя, кА.

Рис. 7.2 Карта селективности защит

Для определения теплового импульса тока к.з. время термической стойкости принимаем по приведенной на рисунке 7.2 карте селективности защит.

Пример проверочного расчёта для выключателя ВВ/TEL-10-20/630У 2 установленного на фидерах 10 кВ (пост ЭЦ):

- проверка на динамическую стойкость: 40,29 кА (табл.2.4), кА (паспорт выключателя).

- термическая стойкость:

386,9,.

- проверка по номинальному отключаемому току: I_{ном.откл}.=20 кА, I_к=15,8 кА .

Результаты проверки оставшихся выключателей сведены в таблицу 7.8.

Таблица 7.8

Присоединение	Тип выключателя	Данные (расчётные / каталог)
		Iк/ Iном. откл			Bк. расч/ Вк. доп
		кА	кА	с
Ввод 10 кВ	ВВ/TEL-10-20/1600У 2	15,8/ 20	40,29/52	1,5/3	386,9/1200
Сборные шины 10 кВ	ВВ/TEL-10-20/1000У 2	15,8/20	40,29/52	1,5/3	386,9/1200
Фидер 10 кВ (пост ЭЦ)	ВВ/TEL-10-20/630У 2	15,8/20	40,29/52	0,5/3	137/ 1200
Фидер 10 кВ (постор. потребитель)	ВВ/TEL-10-20/630У 2	15,8/20	40,29/52	0,5/3	137/ 1200
ТСН Сторона 10кВ	ВВ/TEL-10-20/630У 2	15,8/20	40,29/52	0,5/3	137/ 1200
Вводы преобразов. трансформ.	ВВ/TEL-10-20/1000У 2	15,8/20	40,29/52	0,5/3	137/ 1200
ТМ-1000/10 Сторона 10кВ	ВВ/TEL-10-20/630У 2	15,8/20	40,29/52	1,0/3	137/ 1200
Фидера 6 кВ ПЭ	ВВ/TEL-10-12,5/630У 2	1,57/12,5	4/32	0,5/3	1,4/ 470

На шинах от выпрямительного агрегата ставим выключатель типа ВАБ-49-4000/30к-УХЛ 4, а на фидерах 3,3 кВ - ВАБ-49-3200/30л-УХЛ 4 (выбор сделан на условии I_{ном.откл.}I_к)

7.6.2 Разъединители

Выбранный разъединитель проверяют на динамическую стойкость, термическую стойкость и номинальной отключаемой мощности.

Проверка на динамическую стойкость:

,

где - амплитудное значение тока динамической стойкости выключателя по паспорту, кА ; - расчётное значение ударного тока, кА.

Проверка на термическую стойкость:

,

где В_к - тепловой импульс тока для времени отключения к.з. , с;

I_т - ток термической стойкости выключателя по паспорту (кА) для времени термической стойкости , с.

Результаты проверки выбранных разъединителей сведены в таблицу 7.9.

Таблица 7.9

Присоединение	Тип разъединителя	Данные (расчётные / каталог)
		Iраб/ Iном			Bк. расч/ Вк. доп
		А	кА	с
ТМ-1000/10 Сторона 10кВ	РД 3.1-35Б/1000	81/1000	40,29/63	1,0/3	262/ 656
ТМ-1000/10 Сторона 6 кВ	РЛНД-1-10Б/400	135/400	4/25	1,5/3	3/105
РУ-3,3 кВ	РВРЗ-1в-10/4000 РВР-10/4000МУ 3	2646/ 4000	51,24/160	0,5/3	431/ 11907

7.7 Выбор ограничителей напряжения (нелинейных)

Ограничители напряжения (нелинейные) ОПН выбираются по номинальному напряжению из условия:

U_номU_раб

Выбираем ОПН типа: на напряжение 10 кВ - ОПНп - 10/29;

на напряжение 6 кВ - ОПНп - 6 /29.

7.8 Выбор трансформаторов тока (ТТ)

ТТ выбираются в зависимости от места установки по рабочему току и рабочему напряжению так, чтобы

Выбранный ТТ проверяется на динамическую стойкость по условию:

,

гдеК_д - коэффициент динамической стойкости для данного типа ТТ по паспорту.

Выбранный ТТ проверяется на термическую стойкость по условию:

или ,

где К_т - коэффициент термической стойкости для данного типа ТТ по паспорту; I_т - односекундный ток термической стойкости, кА;

Таблица 7.10

Наименование присоединения	Тип ТТ	Данные (расчётные / каталожные)
		кВ	А	кА	с	кА
Ввод 10 кВ	ТЛК-10-6-0,5/10р-1500/5УЗ	10	700	40,29	1,5	387
		10	1500	81	3	1538
ТСН Сторона 10кВ	ТЛК-10-6-0,5/10р-300/5УЗ	10	32	40,29	0,5	137
		10	75	52	3	300
Фидер 10 кВ (пост ЭЦ)	ТЛК-10-6-0,5/10р-300/5УЗ	10	26	40,29	0,5	137
		10	75	52	3	300
Вводы преобразов. трансформ.	ТЛК-10-6-0,5/10р-800/5УЗ	10	658	40,29	0.5	137
		10	800	81	3	546
Секционный выключатель шины 10 кВ	ТЛК-10-6-0,5/10р-1000/5УЗ	10	700	40,29	1,5	387
		10	1000	81	3	1538
ТМ-1000/10 Сторона 10кВ	ТЛК-10-6-0,5/10р-300/5УЗ	10	81	40,29	1	262
		10	100	52	3	300
Фидер 10 кВ (постор. потребитель)	ТЛК-10-6-0,5/10р-300/5УЗ	10	34	40,29	0.5	137
		10	75	52	3	300

7.9 Выбор трансформаторов напряжения (ТН)

ТН выбираются в зависимости от места установки и по величине рабочего напряжения по условию:

U_номU_раб

гдеU_ном - номинальное напряжение ТН по паспорту, кВ;

U_раб - рабочее напряжение на шинах электроустановки, к которой подключается ТН, кВ.

Выбираем для РУ-10 кВ: НАМИ10У 2 и для РУ-6 кВ: НАМИ-6У 2.

8. Расчет контура заземления

8.1 Общие сведения

Согласно ПУЭ в целях выравнивания потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные заземлители и соединять их между собой в заземляющую сетку. Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8-1 м от фундамента или основания оборудования. Поперечные заземлители прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м. Расстояние между продольными заземлителями рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последнее расстояние начиная от периферии соответственно: 4; 5; 6; 7,5; 9; 11; 13,5; 16; 20 м. Расстояние от ограды до сетки 2 м. Продольные и поперечные горизонтальные заземлители выполняются из стальной полосы сечением мм. Вертикальные заземлители выполняют из угловой стали сечением , длиной 3 м.

Контур заземления для расчетной подстанции изображен на рисунке №. Заземляющее устройство тяговой подстанции постоянного тока (внешний контур) имеет сопротивление не более 0,5 Ом.

На тяговой подстанции постоянного тока для заземления электрооборудования распределительного устройства 3,3 кВ выполняется внутренний контур заземления, соединяемый с заземлителем (внешним контуром заземления) в двух местах через реле земляной защиты. Внутренний и внешний контур заземления не должны иметь постоянного электрического соединения.

На тяговой подстанции постоянного тока подлежат заземлению:

а) на внутренний контур заземления:

- каркасы ограждения и конструкции распределительного устройства выпрямленного тока и отдельно стоящие панели разъединителей выпрямительного агрегата;

- арматура основания быстродействующих выключателей (фидерных и агрегатных);

- арматура разъединителей и изоляторов главных и запасных шин РУ3,3 кВ;

- фланцы опорных изоляторов шин и установок постоянного тока 3,3 кВ;

- проходные плиты и анкерные штанги фидеров выпрямленного тока;

- конструкцию сглаживающего устройства;

- каркасы щитов управления, имеющих приборы или кабели постоянного тока напряжением выше 1000 В;

б) на внешний контур заземления:

- все металлические корпуса электрооборудования переменного тока напряжением выше 1000 В и поддерживающие их конструкции, расположенных на открытой части тяговой подстанции;

- электрооборудование ЗРУ переменного тока напряжением выше 1000 В;

- проходные плиты анодных вводов выпрямительного агрегата;

- заземляющие ножи фидеров 3,3 кВ снаружи здания тяговой подстанции;

- металлические оболочки и броня подстанционных кабелей напряжением до и выше 1000 В, проложенных по территории тяговой подстанции;

- стальные трубы водопровода и канализации, проложенные на территории подстанции.

8.2 Расчет контура заземления

8.2.1 Сопротивление растеканию прямой горизонтальной полосы при удельном сопротивлении грунта g =Ом*см.

R_по=7330*(lg L-A)/L,

где L -длина полосы, см ; L=173000 см;

t - глубина заложения, см; t=70 см;

А - коэффициент, для расчета сопротивления растеканию полосы мм: при t=70 см А=1,0725;

R_по=7330*(lg 173000-1,0725)/173000=0,177 Ом;

8.2.2 Учет взаимного экранирования уголков и полос

Общее сопротивление растеканию n уголков при коэффициенте использования :

R_уг = R₀ / n*

R₀-сопротивление электродов из угловой стали на глубине 0,7м; R₀ =27,6 Ом;

=66% - для n=30 уголков.

R_уг = 27,6 / 30*0,66=1,394 Ом;

Сопротивление растеканию полосы с учетом взаимоэкранирования с уголками и между частями самой полосы (в случае замкнутого контура), соответственно коэффициенту использования

R_п = R_по /

=41% -для n=30 уголков.

R_п =0,177/0,41=0,432 Ом;

8.2.3 Расчетные величины сопротивления растеканию заземлителя

Максимальное за год сопротивление заземлителя (при промерзании грунта) рассчитывается по формуле:

,

где к_макс и к_пмакс - коэффициенты увеличения сопротивления к среднему,

к_макс =1,6; к_пмакс =2,5;

Ом

8.3 Расчет молниезащиты

Каждый молниеотвод образует вокруг себя строго определенное пространство, вероятность попадания в которое молний практически равна нулю. Это пространство называют зоной защиты молниеотвода. Теоретически вероятность поражения объектов, расположенных в пределах зоны защиты стержневых и тросовых молниеотводов, все же составляет около 1%.

Зона защиты двойного стержневого молниеотвода показана на рисунке 8.1.

Рис.8.1 Зона защиты двойного стержневого молниеотвода.

Радиус зон защиты молниеотводов определяется по формуле:

,

Где, -высота молниеотвода, м.;

высота защищаемого объекта, м.;

-активная высота молниеотвода, равная разности высот молниеотвода и защищаемого объекта, м.:

= -,

Расчеты по определению радиусов зон защиты сведем в таблицу 8.1

Таблица 8.1

hx, м	N	h, м	ha, м	rx, м
11	2, 3	24	13	14,3
11	1	22	11	11,7

Далее зная расстояние между молниеотводами, отношение и по кривым на рисунке 8.2 находим отношение ,после чего определяется ширина .

Принцип построения зоны защиты данного типа молниеотвода сводится к следующему. Вначале строятся зона защиты молниеотвода большей высоты и торцевая часть зоны защиты второго молниеотвода. Далее от вершины молниеотвода меньшей высоты проводится горизонтальная линия до пересечения с образующей зоны защиты молниеотвода большей высоты. Полученная точка пересечения условно принимается за вершину фиктивного молниеотвода, высота которого соответствует высоте меньшего молниеотвода.