Диплом (1205411), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

К каждой секции РУ подключаются ячейки трансформаторов напряжения НТМИ-10000/10. Количество их в ячейке определяется в зависимости от мощности, потребляемой вторичными цепями ТН.

Все отходящие линии 10 кВ имеют защиту от замыкания на землю, для питания которой предусмотрен трансформатор тока нулевой последовательности, устанавливаемый на кабельной вставке на выходе каждой линии.

Отдельным видом РУ 10 или 6 кВ являются РУ для питания устройств СЦБ от понизительной подстанций, которые обычно с одной сторон снабжены несекционированной системой шин. К ней подключают повышающий трансформатор, связывающий шины РУ с шинами низкого напряжения собственных нужд подстанции, и фидеры 10 кВ (обычно два ) с выключателями и трансформаторами напряжения.

1.2 Расчет мощности подстанции и выбор трансформаторов

Согласно [3], бесперебойность питания нагрузок тяги обеспечивается установкой на подстанции переменного тока напряжением 27,5 кВ не менее двух понижающих трансформаторов. В случае отключения одного понижающего трансформатора, оставшийся в работе должен обеспечивать заданные размеры движения, а также питание нагрузок нетяговых электроприемников первой и во второй категорий. Как правило, на понизительных подстанциях включен и работает один силовой трансформатор, а второй трансформатор находится в «холодном» резерве, при этом уменьшаются потери мощности в магнитопроводе трансформатора.

Мощность понижающего трансформатора, кВА, [2]:

, (1.1)

где – суммарная максимальная мощность подстанции, кВА; – коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий, равный 1,0 для железнодорожных потребителей, [2]; – коэффициент допустимой аварийной перегрузки, равный 1,4, [2].

Суммарная максимальная мощность подстанции, кВА, [3]:

. (1.2)

где – мощность потребителей, присоединенных к шинам тягового электроснабжения, кВА; – максимальная полная мощность нетяговых потребителей, подключенных к районной обмотке силовых трансформаторов, кВА; – коэффициент разновременности максимальных нагрузок тяговых и нетяговых потребителей, равный 0,98, согласно [3].

1.2.1 Определение мощности тяговой обмотки трансформатора

Мощность тяговой обмотки понижающих трансформаторов, кВА, [4]:

, (1.3)

где – максимальное среднее значение полной мощности за 2-х часовой максимум нагрузки на вводе 27,5 кВ, кВА; – максимальное среднее значение полной мощности за 2-х часовой максимум нагрузки нетяговых потребителей, получающих питание от системы ДПР, кВА; – максимальное среднее значение полной мощности за двухчасовой максимум собственных нужд, кВА.

Мощность понижающих трансформаторов, питающая тяговую нагрузку, кВА, [4]:

, (1.4)

где , – максимальные среднесуточные действующие значения мощности для наиболее и наименее загруженных плеч питания, кВА; – коэффициент, учитывающий неравномерность нагрузки фаз транс­форматора, равный 0,9, согласно [4]; – коэффициент, учитывающий влияние компенсации реактивной мощности, равный 1,0, согласно [4]; – коэффициент, учитывающий влияние внутрисуточной неравномерности движения на износ изоляции обмоток трансформатора, который для двухпутных линий с электровозной тягой равен 1,45, согласно [4].

Значения , определяются с учетом распределения нагрузки по плечам питания, соответственно 60% и 40%, исходя из данных, предоставленных дистанцией электроснабжения. Расчет максимальных средних значений мощ­ностей различных присоединений производим по методике, приведенной в [4].

Значения максимальной средней мощности для ввода 27,5 кВ, кВА,

, (1.5)

где – максимальное среднее значение активной мощности, потребляемой на шинах 27,5 кВ, =8800 кВт; – максимальное среднее значение реактивной мощности, потребляе­мой на шинах 27,5 кВ, =6600 кВА.

Значения максимальных средних значений мощностей по ДПР и ТСН определяем по замерам приборов учета и контроля потребления электрической энергии: =75 кВА, =250 кВА.

Произведем вычисления по формулам (1.3)–(1.5)

кВА,

кВА,

кВА.

Данные для суточных графиков нагрузок понизительной подстанции представлены в таблице А.4 (приложение А).

1.2.2 Максимальная полная мощность подстанции

Произведем вычисления по формуле (1.1):

кВА.

Принимаем понижающие трансформаторы типа ТДТНЖ–40000/220, номинальная мощность которых S_н.тр = 40 МВА, номинальные напряжения обмоток U_ВН = 220 кВ, U_СН = 27,5 кВ, U_НН = 11,0 кВ; Р_Х=66 кВт; Р_К=240 кВт;

U_К.ВН-СН=12,5 %; U_К.ВН-НН = 22,0 %; U_К.СН-НН = 9,5 %, [5].

Полная мощность понизительной подстанции зависит от количества и мощности понижающих трансформаторов, схемы электроснабжения понизительной подстанции.

Максимальная полная мощность понизительной подстанции, кВА, [5]:

, (1.6)

где – суммарная максимальная мощность подстанции, кВА; – коэффициент мощности понизительной подстанции, принимаем 0,98, [5].

кВА.

Таким образом, в работе находятся оба трансформатора. Следует отметить, что при данном распределении нагрузки понизительная подстанция, при выходе одного понижающего трансформатора из работоспособного состояния, не резервируется.

Чтобы избежать данной ситуации необходимо наличие третьего (резерв­ного) трансформатора, который будет находиться в "холодном" резерве.

1.3 Расчет мощности трансформатора собственных нужд

Мощность трансформатора собственных нужд определяют исходя из условия обеспечения питания наибольшей возможной длительной нагрузки. Согласно [4], требующуюся мощность для питания собственных нужд переменного тока определяют суммированием присоединений мощности всех потребителей. К основным потребителям собственных нужд переменного тока понизительной подстанции относятся следующие: электродвигатели обдува трансформаторов; устройства подогрева масла и приводов высоковольтных выключателей, приводов быстродействующих отделителей и короткозамыкателей, СЦБ и приборных отсеков, печи отопления всех помещений, освещение, зарядно-подзарядные устройства (ЗПУ), аккумуляторной батареи и т.д. Согласно нормативным требованиям по резервированию, на всех понизительных подстанциях устанавливают по два трансформатора собственных нужд со вторичным напряжением 380/220 В, работающих с глухозаземлённой нейтралью. Определение мощности приведены в таблицах А.1 и А.2 (приложение А).

Расчётная мощность трансформатора собственных нужд определяется по формуле, кВА:

, (1.7)

где , и – соответственно активная и реактивная мощность потребителей собственных нужд ( по таблице А.4 (приложение А)).

Мощность ТСН определяем по формуле, кВА:

, (1.8)

где К_с – коэффициент спроса, принимаемый для понизительных подстанций, равным 0,8.

кВА.

По [2] выбираем ближайший по мощности трансформатор типа ТМ–250/35–74У1, потери мощности и напряжения которого представлены в таблице А.3 (приложение А).

1.4 Расчёт токов короткого замыкания

1.4.1 Составление схемы замещения и расчетной схемы

Выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и электрической устойчивости производителя по току трехфазного короткого замыкания, поэтому необходимо произвести расчет токов короткого замыкания для всех распределительных устройств(РУ) и однофазного замыкания на землю для РУ, питающего напряжения.

На основании исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется расчетная схема, представленная на рисунке Б.1 (приложение Б), а по ней схема замещения на рисунке Б.2 (приложение Б) подстанции.

Расчетная схема представляет собой упрощенную электрическую схему с указанием тех элементов электрической цепи и их параметров, которые влияют на токи короткого замыкания.

Для вычисления токов короткого замыкания составим однолинейную расчётную схему с указанием на ней всех элементов цепи, по которым определяют сопротивление цепи короткого замыкания.

По данной расчётной схеме составляем схему замещения, которая представляет собой электрическую схему, элементами которой являются активные, емкостные или индуктивные сопротивления.

1.4.2 Расчет токов короткого замыкания на шинах распределительного устройства 220 кВ

Сопротивление системы в относительных единицах определяется в соответствии с [5] по формуле:

, (1.9)

где - относительное базисное сопротивление системы; - базисная мощность, МВА; – мощность короткого замыкания на шинах подстанции, по данным энергосистемы принимаем 3244 МВА.

Сверхпереходной ток до точки К1 определяется в соответствии с [5] по формуле, А:

, (1.10)

где  напряжение ступени, В.

Ударный ток короткого замыкания определяется в соответствии с [5] по формуле, А:

, (1.11)

где – ударный коэффициент, показывающий, во сколько раз ударный ток КЗ больше амплитуды периодического тока КЗ [5].

Ток двухфазного короткого замыкания определяется в соответствии с [5] по формуле, А:

, (1.12)

Ток однофазного короткого замыкания определяется в соответствии с [5] по формуле, А:

, (1.13)

Произведем расчеты токов короткого замыкания до точки К1 по формулам (1.9) - (1.13):

,

А,

А,

А,

А.

Характеристики

Список файлов ВКР