Буйвит (1226951), страница 2

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

Текст из файла (страница 2)

1 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ, ВЫБОР

ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Согласно [1], бесперебойность питания нагрузок тяги обеспечивается установкой на подстанции переменного тока напряжением 25 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 электрoприемников первой и второй категории. Как правило, на тяговых подстанциях включен и работает один силовой трансформатор, а второй трансформатор находится в «холодном» резерве, при этом уменьшаются потери мощности в магнитoпроводе трансформатора.

Мощность понижающего трансформатора, кВA, [1]:

, (1.1)

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

Cуммарная максимальная мощность подстанции, кВA, [2]:

. (1.2)

где – мощность потребителей, присоединенных к шинам тягового электроснабжения, кВA; – максимальная полная мощность нетяговых потребителей подключенных к районной обмотке силовых трансформаторов, кВA; – коэффициент разновременности максимальных нагрузок тягoвых и нетягoвых потребителей, равный 0,98, согласно [2].

1. Определение мощности тяговой обмотки трансформатора

Мoщность тяговой обмoтки понижающих трансформаторов, кВA, [2]:

, (1.3)

где – максимальное среднее значение полной мощности за двухчасовой максимум нагрузки на вводе 27,5, кВA; – максимальное среднее значение полной мощности за двухчасовой максимум нагрузки нетягoвых потребителей получающих питание от системы ДПР, кВA; –максимальное среднее значение полной мощности за двухчасовой максимум собственных нужд, кВA.

Мoщность понижающих трансформаторов, питающая тяговую нагрузку, кВA, [2]:

, (1.4)

где , – максимальные среднесуточные действующие значения мощности для наиболее и наименее загруженных плеч питания, кВA; –коэффициент, учитывающий неравномерность нагрузки фаз трансформатора, равный 0,9, согласно [2]; –коэффициент, учитывающий влияние компенсации реактивной мощности, равный 1,0, согласно [2]; – коэффициент, учитывающий влияние внутри суточной неравномерности движения на износ изоляции обмоток трансформатора, который для двухпутных линий с электровозной тягой равен 1,45, согласно [2].

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 [3].

Значения максимальной средней мощности для ввода 27,5 кВ, кВA:

, (1.5)

где – максимальное среднее значение активной мощности, потребляемой на шинах 27,5 кВ, =13737,60 кВт; – максимальное среднее значение реактивной мощности, потребляемой на шинах 27,5 кВ, =11434,50 кВар.

Значения максимальных средних значений мощностей по ДПР и ТСН определяем по замерам приборов учета и контроля потребления электрической энергии: =515,50 кВA, =215,51 кВA.

Произведем вычисления по формулам (1.3)–(1.5):

кВA,

кВA,

кВA.

1.2 Расчет максимальной полной мощности района

Определим максимальную полную мощность, необходимую для питания от шин РУ 10 кВ:

–фидер №4 (Р_max=65,20кВт; соsφ=0,80);

–фидер №12 (Р_max=1527,80 кВт; соsφ=0,91);

–фидер №13 (Р_max=1492,80кВт; соsφ=0,93).

На основании протоколов замеров от 14.05.14 (Приложение А) потребление электроэнергии по фидерам и суммарные нагрузки, определяем, что =3075,70 кВт приходится на 22 ч. Графики нагрузок представлены в приложении А (9,10).

Максимальная полная мощность всех потребителей, с учетом потерь в сетях выше 1000 В и понижающих трансформаторах, кВA, [4]:

, (1.6)

где и – постоянные потери в стали трансформаторов и переменные потери в сетях и трансформаторах, принимаемые, равными 2% и 10%; – суммарное максимальное среднее значение активной мощности районных потребителей, кВт; – суммарное максимальное среднее значение реактивной мощности районных потребителей, кВар.

Коэффициент разновременности максимальных нагрузок районных потребителей:

, (1.7)

где – максимальное среднее значение мощности районных потребителей.

Суммарные максимальные средние значения активной и реактивной мощностей районных потребителей, кВт:

, (1.8)

, (1.9)

где – максимальное среднее значение активной мощности i–го потребителя; – значение коэффициента реактивной мощности i–го потребителя.

Произведем вычисления по формулам (1.6)–(1.9):

кВт,

кВар,

,

кВA.

1.3 Максимальная полная мощность подстанции

Произведем вычисления по формулам (1.1)–(1.2):

кВA,

кВA,

Принимаем понижающие трансформаторы типа ТДТНЖ–40000/220 76У1, номинальная мощность которых S_н.тр = 40 МВА, номинальные напряжения обмоток U_ВН= 230 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 ТП зависит от количества и мощности понижающих трансформаторов, схемы электроснабжения ТП.

Максимальная полная мощность ТП, кВA, [1]:

, (1.10)

где – суммарная максимальная мощность подстанции, кВA; – коэффициент мощности ТП, принимаем 0,98, [1]:

кВA.

Таким образом, в работе находятся оба трансформатора, один загружен на 70 % (28000 кВA), а другой – на 43 % (20997,48 кВA).

2 РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Расчет токов короткого замыкания

2.1.1 Составление расчетной схемы и схемы замещения

Выбор и проверка электрических аппаратов и токоведу­ щих элементов по электродинамической и электрической устойчивости произ­ водителя по току трехфазного короткого замыкания, поэтому не­ обходимо произвести расчет токов короткого замыкания для всех рас­ пределительных 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 приложение Б.1, а по ней схема замещения приложение Б.2 подстанции. Расчетная схема представляет собой упрощенную электрическую схему с указанием тех элементов электрической цепи и их параметров, которые влияют на токи короткого замыкания [6].

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 сопротивле­ ния.

Все расчеты будем производить в именованных единицах. Сопротивление источника питания, Ом,6]:

, (2.1)

где – напряжение воздушной линии, подходящей к тяговой подстанции, кВ; – мощность короткого замыкания (КЗ) на шинах тяговой подстанции, принимаем 3244 МВА.

Сопротивления обмоток понижающего силового, Ом, 6]:

, (2.2)

, (2.3)

, (2.4)

где , – напряжения КЗ обмоток трансформатора (в нашем случае ТДТНЖ–40000), %; – напряжение расчетной ступени, кВ; – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Напряжения КЗ обмоток трансформатора, %, 6]:

, (2.5)

, (2.6)

, (2.7)

где , , – паспортные значения межобмоточных напряжений короткого замыкания, %.

Полное сопротивление ТСН, Ом,6]:

, (2.8)

где – паспортное напряжение КЗ, %.

Активное сопротивление ТСН, Ом,6]:

, (2.9)

где – паспортное значение мощности КЗ трансформатора, кВт.

Индуктивное сопротивление ТСН, Ом, 6]:

. (2.10)

Индуктивное и активное сопротивления кабеля, Ом, 6]

, (2.11)

, (2.12)

где и – паспортные удельные сопротивления кабельной линии, Ом/км; – длина кабеля, км.

Ток трехфазного КЗ, кА, 6]:

, (2.13)

где – напряжение ступени в месте короткого замыкания, кВ; – сопротивление системы в месте короткого замыкания, Ом.

Двухфазный ток КЗ, кА, 6]:

, (2.14)

Однофазный ток короткого замыкания (КЗ), кА, 6]:

, (2.15)

Ударный ток (значение тока спустя 0,01 с после начала КЗ), кА, 6]:

, (2.16)

где – ударный коэффициент, показывающий, во сколько раз ударный ток КЗ больше амплитуды периодического тока КЗ, принимается по [4] или определяется по формуле:

, (2.17)

где – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с:

. (2.18)

где и –результирующие индуктивное и активное сопротивления до точки короткого замыкания, Ом; – циклическая частота, рад/с.

2.1.2 Расчет токов короткого замыкания до точки К₁

Точка К₁ находится на шинах высокого напряжения.

Рисунок 2.1 – Схема замещения до точки К₁

Произведем вычисления по формулам (2.1), (2.13) –(2.16):

Ом,

Характеристики

Список файлов ВКР