Проверка оборудования тягой подстанции

В качестве исходной сети принимается электропередача длиной L, состоящая из нескольких участок между тяговыми подстанциями. Питание осуществляется от двух источников.Исходные данные приведены в таблицах 1-4.Таблица 1– Параметры схемы внешнего электроснабженияПараметрℓ1, кмℓA, кмℓAВ,кмℓВ, кмℓ2, кмL,кмUЛЭП,кВТип ТПРасчетное РУТип ЛЭПЗначение-4040030100580220Транзитная27,52рПримечание: 1 – одноцепная ЛЭП, 2о – двухцепная ЛЭП на общих опорах, 2р – двухцепная ЛЭП на раздельных опорах.Таблица 2 – Мощности для питания тяги и нетяговых потребителейПараметрМощность на тягу,PТЯГИ, кВтТрансформаторная мощность для питания нетяговой нагрузки по фидерам (ФНТП)S35, кВтS27.5, кВтS10, кВт1 ФНТП2 ФНТП3 ФНТП1 ФНТП2 ФНТП3 ФНТП1 ФНТП2 ФНТП3 ФНТПЗначение24000---1350--16002400-Таблица 3 – Параметры источников питания СВЭПараметрИсточник АИсточник ВSC (NГ*РГ)Cos φГX*dSC (NГ*РГ)Cos φГX*dЗначение4 x 60 МВт0,880,232100 МВА--Таблица 4 – Электрические параметры выпрямителей ПараметрТип преобра- зователяUdH,кВIdH ,АОхлаждениеУстановкаТип вентилейСхема выпрям- ленияЧисло вентилей--отсутствуют-------ℓAℓBℓ1ℓABℓ2LИст. АИст. ВℓAℓBℓ1ℓABℓ2LРисунок 1 – План схемы внешнего электроснабжения1. Составление схем внешнего электроснабжения и выбор расчетной подстанции1.1. Разработка схемы внешнего электроснабжения.Согласно правилам [1], схема внешнего электроснабжения (СВЭ) электрифицированной железной дороги должна обеспечивать питание ТП от энерго- системы потребителей с электроприемниками I категории (кроме подстанций, расположенных на слабозагруженных участках) [1]. Это означает, что каждая ТП должна иметь двухстороннее питание. При этом выход из работы любой из подстанций (секции шин) энергосистемы или любого участка ЛЭП не должен приводить к отключению ТП. По двухцепной тупиковой ЛЭП допускается питание не более одной тупиковой (концевой) ТП.Среднее расстояние между ТП не должно превышать при системе электроснабжения постоянного тока 15 км и при системе электроснабжения переменного тока – 50 км [12]. Число и типы ТП между двумя опорными зависят от типа и уровня напряжения питающей ЛЭП, а также рода тока, на котором электрифицируется участок. Составление СВЭ заданного варианта необходимо привести в соответствии с таблицей 5 [1].Таблица 5 – Количество промежуточных ТП между двумя опорными ТПРод токаТип ЛЭПU ЛЭП, кВЧисло ТП между двумя опорнымиLMAX,кмВсегоТранзитныхОтпаечныхПостоянныйОдноцепная110 или 22033060Двухцепная на общих опо-рах110 или 22055090Двухцепная на раздельных опорах110 или 22052390ПеременныйОдноцепная110 или 220330200Двухцепная на общих опо-рах110330200220550300Двухцепная на раздельных опорах110321200220523300Примечание: LMAX — максимальное расстояние между двумя опорными ТП.На слабозагруженных участках допускается обеспечение надежности питания ТП как потребителей с электроприемниками II категории. Это означает, что допускается одностороннее питание ТП, или подключение ТП к ЛЭП отпайкой с помощью одного ввода с выключателем [1].Составление СВЭ производится в следующем порядке:на участке заданной длины следует расположить наименее возможное количество тяговых подстанций с учетом вида тяги и соответственно, расстояния между ТП. Принимается, что на концах участка устанавливаются ТП.из всех подстанционных участков выбираются опорные тяговые подстанции с учетом типовых схем внешнего электроснабжения таблицы 5.Опорные ТП соединяются с помощью ЛЭП с источниками питания. В результате будет получено несколько вариантов СВЭ, из которых необходимо выбрать оптимальный.Для определения общего количества ТП на электрифицируемом участке длиной L воспользуемся формулой (2.1)NТП=INTLlmax+1(2.1)где INT( ) – функция, определяющая количество промежутков между ТП, значение в функции округляется в большую сторону;lmах – максимальное расстояние между ТП (для постоянного тока составляет не более 15 км, а для переменного –– не более 50 км).Произведем выбор СВЭ при следующих исходных данных: участок переменного тока, lA = 40 км, lB = 30 км, l1 - не дано, lAB = 400 км, l2 = 100 км, L = 580 км, UЛЭП = 220 кВ.Составим план схемы внешнего электроснабжения (рис. 1). Для этого проведем в масштабе линию, равную длине электрифицируемого участка (L = 580 км). Так как длина l1 не дана, то от правого конца участка откладываем длину l2 = 100 км и из этой точки поднимаем перпендикуляр, равный расстоянию от участка до источника питания В (lB = 30 км). Затем откладываем расстояние между источниками питания lAB=400 км и из этой точки также поднимаем перпендикуляр равный расстоянию от участка до источника питания А (lA = 40 км ). Таким образом, построен план СВЭ.Рисунок 2 – План схемы внешнего электроснабженияЕсли максимальное расстояние между ТП при электрической тяге на переменном токе составляет 50 км, то общее количество ТП участка длиной 580 км составит:NТП=INT58050+1=13Возможны несколько вариантов расположения ТП. На рисунке 3 в качестве примера приведены три варианта расположения тяговых подстанций.Первый вариант – ТП расположены равномерно на расстоянии 580/12 = 48,3 км.Второй вариант – 13 подстанций, начиная с левого края, расположены через 50 км (11*50 = 550 км), а ТП13 от ТП12 на расстоянии 30 км.Третий вариант – 13 подстанций, начиная с правого края, расположены через 50 км (11*50 = 550 км), а ТП1 от ТП2 на расстоянии 30 км.Рисунок 3 – Варианты расположения тяговых подстанцийВ качестве примера на рисунке 4 рассмотрим три варианта (а, б, в) составления схем внешнего электроснабжения при питании промежуточных ТП от двухцепной ЛЭП на раздельных опорах для 1 варианта расположения ТП по рисунку 3. В этом случае при UЛЭП = 220 кВ, между двумя опорными ТП допускается не более 5 промежуточных ТП, причем две из них должны быть транзитными (таблица 5). Результаты расчета приведены в таблице 6.Рисунок 4 – Варианты составления СВЭ для 1 варианта расположения тяговых подстанций двухцепной ЛЭП на раздельных опорахТаблица 6 – Число ТП и общие длины ЛЭП примераВариант расположе- ния ТПВариант СВЭКоличество опорных ТПСуммарная длина ЛЭП от источ- ников питания до опорных ТП, км1а389+192+104=385б243+98=141в276+54=1302а389+187+104=380б247+96=143в272+59=1313а389+195+104=388б247+95=142в265+64=129Проанализировав таблицу 6, выбираем наиболее эффективный вариант схемы внешнего электроснабжения с меньшим количеством опорных тяговых подстанций и наименьшей длиной ЛЭП – вариант 3в.1.2. Составление структурной схемы тяговой подстанцииПосле составления СВЭ необходимо, в соответствии с заданным типом подстанции (табл. 1), выбираем расчетную подстанцию транзитную №5.Структурная схема приведена на рисунке 5.Рисунок 5 – Структурная схема расчетной ТП 72. Расчет мощности тяговой подстанции и выбор понизительных трансформаторов2.1. Трансформаторная мощность тяговой подстанции постоянного токаРасчетная трансформаторная мощность ТП постоянного тока для совместного питания тяговой нагрузки и нетяговых потребителей S определяется по формулеS=SΣТ+Sф35∙kр(2.1)SΣТ=SТ+nТСН∙SТСН+Sф10∙kр(2.2)где SФ10 – суммарная мощность фидеров нетяговых потребителей (НТП), потребляемой РУ 10 кВ ТП постоянного тока, кВА (табл.2);ST – мощность тяговой нагрузки, кВА.SТ=РТcosφ(2.3)где Рт – заданная мощность для питания тяговой нагрузки (таблица 2), кВт;Cosφ– величина косинуса угла сдвига первой гармоники сетевого тока ПА относительно питающего напряжения, для 6П схемы выпрямления равна 0.94, для 12П .– 0,98 [12-14];SТСН, – мощность одного трансформатора собственных нужд SТСН=400 кВА; nТСН – количество трансформаторов собственных нужд, можно принять для опорных ТП равным 4 шт., а для на остальных (транзитная, отпаечная, тупиковая ) ТП равным 2 шт;kР – коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов нагрузок, принимается равным 0,95…0,98 [8].SТ=240000.94=25532 кВАSΣТ=25532+2∙400+1600+2400∙0.95=28815 кВАS=28815 +0∙0.95=27375 кВА2.2. Трансформаторная мощность тяговой подстанции переменного токаРасчетная трансформаторная мощность ТП переменного тока для совместного питания тяговой нагрузки и нетяговых потребителей S определяется по формулеS=SΣТ27.5+SΣ35(10)∙kр(2.4)SΣТ27.5=SТ+nТСН∙SТСН+SДПР∙kр(2.5)где SΣТ27,5 – мощность потребляемая РУ-27,5 ТП переменного тока, кВА;SДПР – мощность нетяговых потребителей в РУ 27.5 кВ, кВА;SΣ35(10) – суммарная мощность фидеров НТП, потребляемой РУ 35 или 10 кВ ТП постоянного тока из таблицы 2, кВАТрансформаторные мощности SТСН, и ST определяют по выражениям (2.3),а Cosследует принять равным 0,8 [12];SΣ35(10)=Sф35+Sф10∙kр(2.6)где Sф35 – суммарная мощность всех фидеров НТП РУ-35 кВ;Sф10 – суммарная мощность всех фидеров НТП РУ-10 кВSΣ35(10)=1600+2400∙0.95=3800 кВАSΣТ27.5=25532+2∙400+1350∙0.95=26298 кВАS=26298+3800∙0.95=28593 кВА2.3. Выбор повышающих трансформаторов электростанцийГенераторы на электростанциях вырабатывают электроэнергию с напряжением 6, 10, 15 или 20 кВ. Чтобы передать эту энергию потребителям на достаточно большие расстояния, необходимо повысить напряжение до 110 кВ или выше. Для этого на электростанциях после генераторов устанавливают повышающие двухобмоточные трансформаторы. Число таких трансформаторов равно числу генераторов, а мощность одного трансформатора должна быть не ниже мощности одного генератора [10]. Следовательно,SТГ≥SНГ(2.7)где SТГ – номинальная мощность повышающего трансформатора, установленного после генератора;SНГ – номинальная мощность одного генератора.SТГ≥600.88=68.2 МВАПринимается трансформатор ТД-80000/220.2.4Головные понижающие трансформаторы подстанцийСогласно [1], на ТП (кроме подстанций слабозагруженных линий) устанавливают два головных понижающих трансформатора, которые на подстанциях переменного тока одновременно являются и тяговыми. При этом должна быть обеспечена возможность как параллельной, так и раздельной работы трансформаторов. В последнем случае работающий трансформатор должен обеспечивать питание тяговой нагрузки при заданных размерах движения поездов, а также питание нетяговых потребителей I-й и II-й категории.Однако экономически невыгодно принимать мощность каждого трансформатора из обеспечения всей расчетной трансформаторной мощности подстанции. Согласно [4], допустимая перегрузка масляных трансформаторов может достигать 40 % сверх номинальной не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд. Следовательно, стандартная номинальная мощность одного головного понижающего трансформатора SГТ может быть найдена по следующей формуле:SГТ≥SКПЕР(2.8)где S – расчетная трансформаторная мощность ТП;КПЕР – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности; для масляных трансформаторов равный 1,4 [4], для других типов определяется по данным завода изготовителя.SГТ≥273751.4=19554 кВАПринимаем 2 х ТДТНЖУ-25000/220У1.2.5. Трансформаторы для питания собственных нужд подстанцийНа тяговых подстанциях цепи собственных нужд (СН) переменного тока напряжением 380/220 В получают питание от трансформатора собственных нужд (ТСН). На подстанциях постоянного тока ТСН подключают к шинам питания преобразовательных трансформаторов (6, 10, 35 кВ), а на подстанциях переменного тока — к шинам питания тяговой нагрузки (27,5 кВ).На опорных подстанциях устанавливают четыре ТСН, а на всех остальных – два. В соответствии с [6] на вновь проектируемых подстанциях следует применять ТСН мощностью 400 кВА.2.6. Преобразовательные трансформаторыПреобразовательные трансформаторы устанавливаются на подстанциях постоянного тока и, кроме обеспечения гальванической развязки, служат для согласования напряжений питающей и контактной сети. Их число и тип определяются числом и типом преобразователей, которые должны быть установлены на подстанции.По исходным данным преобразователи не применяются, соответственно данные преобразователи отсутствуют.3. Расчеты токов КЗ во всех РУ расчетной подстанции3.1. Составление расчетной схемы и схемы замещения.Для составления расчетной схемы выбираем вариант 3а СВЭ и расчетную ПС 5.Рисунок 7 – Расчетная схема для транзитной ТП5 переменного токаПо расчетной схеме составляется схема замещения.Рисунок 8 – Схема замещения электрической цепи ТП 5Определим сопротивления источников питания – для источника– системаX*БСВ=SБSВ=10002100=0,48Базисное значение мощности обычно принимается равным 1000 МВА.– для источника–генераторX*БГ=X*d''∙SБSТГ=0,23∙100068,2=3,37где SБ – базисное значение мощности, обычно принимаемое равным 1000 МВА;SА – мощность энергосистемы источника А, МВА,SГ – полная мощность одного генератора, МВА,X*d’’ - относительное сопротивление обмоток повышающего трансформатора.X*БГТ=uК,%100∙SБSТГ=11100∙100080=1,38где SТГ – мощность выбранного повышающего трансформатора, МВА,uк,% – испытательное напряжение КЗ выбранного повышающего трансформатора.Выполним расчет относительных базисных сопротивлений элементов цепи КЗ по рис. 8. Тогда найдем сопротивление линии электропередачи (ЛЭП) от источника А до ТП1.X*БЛ1=x0∙l∙SБUср2=0,4∙65∙10002302=0,49где xо – удельное сопротивление одного километра длины линии (одной цепи) принимаем равным 0,4 Ом/км [8];l – длина линии, км;UСР– среднее значение напряжения РУ тяговых подстанций, где рассчитывается ток КЗ, кВ.X*БЛ2=0,48;X*БЛ3=0,38;X*БЛ4=1,88;X*БЛ5=2,26.Найдем напряжение КЗ каждой обмотки силового трехобмоточного трансформатора ТДТНЖУ 25000/220 У1:uКВ=0,5 uКВ-С+uКВ-Н-uКС-Н=0,5 20+12,5-6,5=13%uКС=0,5 uКВ-С-uКВ-Н+uКС-Н=0,5 20-12,5+6,5=7%uКН=0,5 -uКВ-С+uКВ-Н+uКС-Н=0,5 -20+12,5+6,5=-0,5%Так как uKH получилось меньше нуля, то принимаем uKH = 0.Произведем расчет сопротивлений обмоток головного трансформатора:X*БТВ=uКВ,%100∙SБSТ=13100∙100025=5,2X*БТС=uКС,%100∙SБSТ=7100∙100025=2,8X*БТН=uКН,%100∙SБSТ=0100∙100025=0где SТ – мощность выбранного головного трансформатора, МВА.Рассчитаем сопротивление трансформатора собственных нужд:Z*БТСН=uКТСН,%100∙SБSТСН=6100∙10000,4=150R*БТСН=ΔРКЗSТСН∙SБSТСН=6400∙10000,4=31,2X*БТСН=Z*БТСН2-R*БТСН2=1502-31,22=146,7Выполним преобразование схемы до точки К1. Последовательность действий приведена на рисунках 8 –12.Рисунок 9– Первый этап упрощения схемы замещения ТП5 в точке к.з.К1На рисунке 9 обозначено:X*Б1=X*БСВ+X*БЛ22=0,48+0,482=0,72X*Б2=X*БЛ12=0,492=0,25X*БГА=X*БГ4+X*БГТ4=3,374+1,384=1,19«Треугольник» Х*БЛ3, Х*БЛ4, Х*БЛ5 преобразуем в «звезду» рисунок 10.Рисунок 10 – Второй этап упрощения схемы замещения ТП5 в точке к.з. К 1.X*Б6=X*БГА+X*Б2=1,19+0,25=1,44X*Б3=X*БЛ3∙X*БЛ5X*БЛ3+X*БЛ4+X*БЛ5=0,38∙2,260,38+1,88+2,26=0,19X*Б4=X*БЛ4∙X*БЛ5X*БЛ3+X*БЛ4+X*БЛ5=1,88∙2,260,38+1,88+2,26=0,94X*Б5=X*БЛ3∙X*БЛ4X*БЛ3+X*БЛ4+X*БЛ5=0,38∙1,880,38+1,88+2,26=0,16Схему по рис. 10 нетрудно представить в виде «трехлучевой звезды», показанной на рисунке 11.X*Б7=X*Б3+X*Б6=0,19+1,44=1,63X*Б8=X*Б1+X*Б4=0,72+0,94=1,66Рисунок 11– Третий этап упрощения схемы замещения ТП5 в точке к.з. К 1Преобразовав эту «звезду» в «треугольник» (рисунок 12), придем к конечной схеме до точки К1. Отсутствие стороны «треугольника» от точки А до точки В объясняется тем, что принимаем напряжения источников питания равными по величине и совпадающими по фазе.X*БА1=X*Б5+X*Б7+X*Б5∙X*Б7X*Б8=0,16+1,63+0,16∙1,631,66=1,95X*БВ1=X*Б5+X*Б8+X*Б5∙X*Б8X*Б7=0,16+1,66+0,16∙1,661,63=1,98Рисунок 12 – Упрощенная схема замещения ТП5 в точке к.з. К1Преобразуем схему до точки К2 с учетом рисунка 12. Схема замещения до точки К2 будет иметь вид, изображенный на рисунке 13а.Рисунок 13 – Преобразование схемы замещения до точки к.з. К2Из схемы рисунка 13а получаем «трехлучевую звезду» (рисунок 13б),X*БТВС=X*БТВС+X*БТС2=5,2+2,82=4Преобразовав «звезду» в «треугольник», получим окончательную схему до точки К2, показанную на рисунке 14а для РУ-10кВ.Рисунок 14 – Упрощенные схемы замещения в РУ-10кВ точка к.з. К2, в РУ-27,5кВ точка К3На рисунке 14а обозначено:X*БА2=X*БА1+X*БТВС+X*БА1∙X*БТВСX*БВ1=1,95+4+1,95∙41,98=9,89X*БВ2=X*БВ1+X*БТВС+X*БВ1∙X*БТВСX*БА1=1,98+4+1,98∙41,95=10,04Аналогичным образом можно преобразовать схему до точки К3, а величины сопротивлений составляют:X*БА2'=7,11;X*БА3'=7,22 При преобразовании схемы до точки К4 (РУ-0,4 кВ) необходимо учесть активную составляющую сопротивления трансформатора собственных нужд. Последовательность изменения схемы до точки К4 приведена на рисунке 15.Рисунок 15 – Преобразование схемы замещения до точки К4 РУ-0,4 кВНа рисунке 15 обозначено:X*БАВ3=X*БА3∙X*БВ3X*БА3+X*БВ3=7,11∙7,227,11+7,22=3,58X*БТСН'=X*БТСН2=146,72=73,35R*БТСН'=R*БТСН2=31,252=15,63X*БАВ4=X*БАВ3+X*БТСН'=3,58+73,35=76,93Z*БАВ4=X*БАВ42+R*БАВ42=76,932+15,632=78,53.2. Расчет токов короткого замыкания на шинах тяговой подстанцииДля всех шин, на которых рассчитываются токи короткого замыкания (КЗ), необходимо:определить базисный ток;найти токи КЗ от каждого источника питания по отдельности до рассчитываемых шин;определить суммарный ток КЗ в данной точке от всех источников;вычислить ударный ток КЗ и мощность КЗ; Результаты расчетов во всех точках к.з. свести в таблицу 8.Таблица 8 – Результаты расчетов токов КЗТочка к.з.(UCP)X *БАХ *БВI ПОА / I ПtА, кАI ПОВ / I ПtВ, кАI ПОΣ / I ПtΣ, кАiу, кАSКЗ, МВАК1(230 кВ)1,951,981,39 / 1,3151,268 / 1,2682,658 / 2,5836,7781023,02К2(10,5 кВ)9,8910,041,578 / 1,5781,555 / 1,5553,133 / 3,1337,989200,78К3(26,2 кВ)7,117,227,734 / 7,7347,616 / 7,61615,45 / 15,4539,398280,98К4(0,4 кВ)78,5--18,38746,88712,739Расчет токов КЗ в точке К1:Найдем ток КЗ в точке К1 согласно рисунку 12.Базисный ток для шин с UБ1=230 кВ будет равен:IБ1=SБ3∙UСР1=10003∙230=2,51 кАВначале определим ток КЗ от энергосистемы (источник питания В). Так как сопротивление энергосистемы учтено при расчете схемы замещения, то напряжение на ее шинах можно считать неизменным. Поэтому в данном случае применяется упрощенный метод расчета токов КЗIПОВ1=IПtВ1=IКВ1=IБ1X*БВ1=2,511,98=1,268 кАЧтобы определить, какой метод расчета применить при нахождении тока КЗ от электростанции (источник питания А), необходимо оценить удаленность точки КЗ от этого источника. Найдем периодический ток в начальный момент времениIПОА1=IБ1∙E*X*БА1=2,51∙1,081,95=1,39 кАСуммарная мощность всех генераторов источника А равнаSГΣ=NГ∙РГcosφг=4∙600,88=272,7 МВАОпределим номинальный ток генераторов источника В, приведенный к напряжению шин UБ1=230 кВI'НГ1=SГΣ3∙UСР1=272,73∙230=0,685 кАДля оценки удаленности точки К1 от источника найдем отношениеIПОА1I'НГ1=1,268 0,685=1,852Так как это отношение больше единицы, то точка К1 является неудаленной, поэтому расчет токов КЗ следует проводить методом типовых кривыхОпределим ток КЗ от генераторов в момент времени t =0,1.В этот момент для величины IПОГI'НГ=1 отношение IПtГIПОГ=0,98,а для величины IПОГI'НГ=2 отношение IПtГIПОГ=0,94.Поэтому для величины IПОГI'НГ=1,852 отношение IПtГIПОГ найдем методом линейной интерполяции.IПtГIПОГ=0,98+0,94-0,982-1∙1,852-1=0,946Найдем периодический ток КЗ в момент времени t=0,1 сIПtА1=IПtГIПОГ∙IПОА1=0,946∙1,39=1,315 кАОпределим суммарный ток КЗ в начальный момент времениIП0Σ1=IП0А1+IПОВ1=1,39+1,268=2,658 кАОпределим суммарный ток КЗ в момент времени t=0,1 сIПtΣ1=IПtА1+IПtВ1=1,315+1,268=2,583 кАУдарный ток iУ1 и мощность КЗ SКЗ в точке К1 будут соответственно равныiУ1=2,55∙IП0Σ1=2,55∙2,658=6,778 кАSКЗ1=3∙UСР1∙IП0Σ1=3∙230∙2,568=1023,02 МВАТеперь найдем ток КЗ в точке К 2.Базисный ток для шин с UСР2 =37 кВ будет равенIБ2=SБ3∙UСР2=10003∙37=15,61 кАТок КЗ от энергосистемы определится упрощенным методомIПОВ2=IПtВ2=IКВ2=IБ2X*БВ2=15,6110,04=1,555 кАОценим удаленность точки К2 от источника А. Определим периодический ток в начальный момент времениIПОА2=IБ2∙E*X*БА2=15,61∙1,089,89=1,705 кАОпределим номинальный ток генераторов источника В, приведенный к напряжению шин UБ2=37 кВI'НГ2=SГΣ3∙UСР2=272,73∙37=4,255 кАДля оценки удаленности точки К1 от источника найдем отношениеIПОА2I'НГ2=1,705 4,255=0,4Так как это отношение меньше единицы, то точка К 2 является удаленной, и расчет тока КЗ от источника А следует проводить упрощенным методом.IПОА2=IБ2X*БА2=15,619,89=1,578 кАОпределим суммарный ток КЗ в точке К2:IП0Σ2=IПtΣ2=IК2=IКА2+IКВ2=1,578+1,555=3,133 кАУдарный ток iУ2 и мощность КЗ SКЗ в точке К2 будут соответственно равныiУ2=2,55∙IП0Σ2=2,55∙3,133=7,989 кАSКЗ2=3∙UСР2∙IП0Σ2=3∙37∙3,133=200,78 МВАНайдем ток КЗ в точке К 3.Базисный ток для шин с UСР3 =10,5 кВ будет равенIБ3=SБ3∙UСР3=10003∙10,5=54,99 кАТок КЗ от энергосистемы определится упрощенным методомIПОВ3=IПtВ3=IКВ3=IБ3X*БВ3=54,997,22=7,616 кАОценим удаленность точки К2 от источника А. Определим периодический ток в начальный момент времениIПОА3=IБ3∙E*X*БА3=54,99∙1,087,11=8,353 кАОпределим номинальный ток генераторов источника В, приведенный к напряжению шин UБ2=10,5 кВI'НГ3=SГΣ3∙UСР3=272,73∙10,5=14,9955 кАДля оценки удаленности точки К1 от источника найдем отношениеIПОА2I'НГ2=8,353 14,995=0,56Так как это отношение меньше единицы, то точка К 2 является удаленной, и расчет тока КЗ от источника А следует проводить упрощенным методом.IПОА3=IБ3X*БА3=54,997,11=7,734 кАОпределим суммарный ток КЗ в точке К2:IП0Σ3=IПtΣ3=IК3=IКА3+IКВ3=7,734+7,716=15,45 кАУдарный ток iУ3 и мощность КЗ SКЗ в точке К3 будут соответственно равныiУ3=2,55∙IП0Σ3=2,55∙15,45=39,398 кАSКЗ3=3∙UСР3∙IП0Σ3=3∙10,5∙15,45=280,98 МВАНайдем ток КЗ в точке К4.Базисный ток для шин с UСР3 =0,4 кВ будет равенIБ3=SБ3∙UСР3=10003∙0,4=1443,38 кАТок КЗ определится упрощенным методомIПОΣ4=IПtΣ4=IКΣ4=IБ4Z*БВ4=1443,3878,5=18,387 кАУдарный ток iУ4 и мощность КЗ SКЗ в точке К4 будут соответственно равныiУ4=2,55∙IП0Σ4=2,55∙18,387=46,887 кАSКЗ4=3∙UСР4∙IП0Σ4=3∙0,4∙18,387=12,739 МВА4. Схемы главных электрических соединений (СГЭС)Схема главных электрических соединений (СГЭС) подстанции определяется местом ТП в схеме внешнего электроснабжения (опорная, транзитная, отпаечная, тупиковая), типом ТП (постоянного тока, переменного тока, стыковая), назначением каждого РУ (питание тяговой нагрузки, нетяговых потребителей, собственных нужд), количеством понижающих и преобразовательных трансформаторов.СГЭС РУ 110(220) кВ транзитной ТП, ремонтная перемычка расположена со стороны понижающего трансформатора. При выводе в ремонт выключателя рабочей перемычки линия секционируется выключателями, установленными на вводах к понижающим трансформаторам.СГЭС РУ 27,5 кВ ТП переменного тока, выполняется одинарной системой сборных шин, секционированной двумя разъединителями на три секции – две рабочие и одну (среднюю) соединительную. Каждая рабочая секция должна иметь: ввод от понижающего трансформатора, трансформатор напряжения с разрядниками или ОПН, присоединение, питающее один или два ТСН, фидер (фидеры) нетяговых потребителей «два провода – рельс» (ДПР) и фидеры кон- тактной сети (КС). Распредустройство 27,5 кВ должно быть оборудовано обходной (запасной) шиной с обходным (запасным) выключателем для замены любого из выключателей фидеров КС. Заземленная фаза С сборных шин не секционируется и напрямую соединяется с рельсами подъездных путей (РПП) и с контуром заземления подстанции (КЗП). На слабо загруженных участках с одним понижающим трансформатором сборных шин РУ 27,5 кВ не секционируют [1, 6 – 9, 12].СГЭС РУ 6(10) кВ ТП постоянного тока с питающим напряжением 110(220) кВ. Выполнена на комплектных выкатных ячейках внутренней установки. Распредустройство 6(10) кВ имеет одинарную систему шин, секционированную выключателем. Каждая секция должна иметь ввод, трансформатор напряжения с разрядниками или ОПН и фидер (фидеры) нетяговых потребителей, один или два присоединения для питания ТСН, фидер преобразовательного трансформатора и фидер продольного электроснабжения (ПЭ). Если РУ 6(10) кВ устанавливается на ТП переменного тока, то оно может быть как внутренней, так и наружной установки. В этом случае фидеры для питания ТСН и преобразовательного трансформатора в данном РУ отсутствуют. При питании РУ 6(10) кВ от одного понижающего трансформатора (слабо загруженные участки) сборные шины не секционируют [1, 6 – 9, 12].Все РУ соединяются между собой силовыми трансформаторами или преобразовательными агрегатами.5. Расчет максимальных рабочих токовРасчет максимального рабочего тока в каком-либо элементе распредустройства (РУ) переменного тока производится по следующей формуле:IР MAX=SMAX3∙UН(5.1)где SMAX – максимальная мощность, передаваемая по данному элементу РУ, кВА;UН – номинальное напряжение РУ, кВ.Значение мощности SMAX рассчитывается в соответствии с таблицей 10.Таблица 10 – Максимальные мощности в элементах РУ переменного токаЭлемент РУМощность SMAXРУ питающего напряжения опорной подстанцииВвод, по которому производится питание от энерго-систем или электростанций(SТП+SЛТРАНЗ+SП ТРАНЗ)kPВвод, по которому питаются промежуточные под-станции, расположенные слева от опорнойSЛТРАНЗВвод, по которому питаются промежуточные под-станции, расположенные справа от опорнойSПТРАНЗСборные шины, секционный выключатель, обходной выключательMAX  (SТП+SЛТРАНЗ)kP ; (SТП+SП)k ТРАНЗPУчасток присоединения понизительного трансформатораSТПРУ питающего напряжения транзитной подстанцииВвод и перемычки(SТП+SТРАНЗ)kPУчасток присоединения понизительного трансформатораSТПРУ питающего напряжения отпаечной (тупиковой) подстанцииВвод и перемычкаSТПУчасток присоединения понизительного трансформатораSТПРУ 35 кВ подстанций с питающим напряжением 110 (220) кВВвод и сборные шиныS 35i –й фидер НТПSФiУчасток присоединения дополнительного районного трансформатора со вторичным напряжением 10 кВMAX  SДТ ; S 10(6) РУ 27,5 кВВвод и сборные шиныS 27,5i –й фидер НТП (ДПР)SФiУчасток присоединения ТСНSТСНФидер контактной сети2SТ/3Отсасывающий провод контактной сетиSТРУ 10 кВВвод и сборные шиныS 10(6)i –й фидер НТПSФiУчасток присоединения ТСНSТСНУчасток присоединения тягового трансформатораS1НВ таблице 10 обозначено:SТП – мощность тяговой подстанции, которую можно найти из соотношенияSТП = МАХ SГТ ; S , кВА,(5.2)где SГТ –номинальная мощность одного головного понижающего трансформатора проектируемой тяговой подстанции, кВА (4.2);S –расчетная трансформаторная мощность проектируемой тяговой подстанции, кВА (3.9);SЛ(П)SТРАНЗТПгде NЛ(П)ТПмощность опорной подстанции, расходуемая на питание промежуточных подстанций, расположенных слева (справа) от данной подстанции, определяется по следующей формуле:ТРАНЗТПТП ПSЛ(П)= NЛ(П)Sk , кВА,(5.3)ТРАНЗТПТП Пчисло промежуточных тяговых подстанций, расположенных слева(справа) от данной подстанции до следующей опорной, шт.;kП – коэффициент, учитывающий число подстанций приведен в таблице 11.Таблица 11 – Значения коэффициента kП в зависимости от числа подстанцийЧисло промежуточных подстанций, NТП01234kП110,90,80,7kР = 0,9 – коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимума нагрузок;SТРАНЗ – мощность транзита транзитной подстанции, определяется по следующей формуле, кВА,SТРАНЗ = NТПSТПkП , кВА,(5.4)где NТП – наибольшее число промежуточных тяговых подстанций, расположенных слева или справа до следующей опорной, включенных в данную ЛЭП;S 35; S 27,5; S 10; S 6 – расчетная трансформаторная мощность, необходимая для питания тяговых и нетяговых потребителей соответственно РУ 35; 27,5; 10; 6 кВ;SФi – расчетная мощность i-го фидера нетяговых потребителей, кВА;SТЯГИ – расчетная мощность, необходимая для питания тяговой нагрузки, кВА.SТСН – номинальная мощность одного трансформатора собственных нужд, согласно [8], принимается равной 400 кВА;S1Н –номинальная мощность сетевой обмотки преобразовательного трансформатора.Расчет максимальных рабочих токов в РУ постоянного тока может быть выполняется в соответствии с таблицей 13.Таблица 13 – Максимальные рабочие токи в элементах РУ постоянного токаЭлемент РУТок IР МАХ1. Участок присоединения преобразователяI2 Н2. ВводIdH3. Сборные шиныМАХ  I d ТП ; IdH 4. Фидер контактной сетиМАХ  2I d ТП /3 ; 2IdH /3 5. Отсасывающийпроводконтактной сетиМАХ  I d ТП ; IdH В таблице 13 обозначено:I2Н – номинальный ток вентильной обмотки преобразовательного трансформатора (таблицы А3- А4);IdH – номинальный ток преобразователя;IdТП – заданный выпрямленный ток подстанции, рассчитано по (5.5).После выполнения расчетов максимальных рабочих токов заполняем таблицу 14.Таблица 14 – Максимальные мощности и рабочие токи в элементах РУЭлемент РУМощность SMAX, кВАТок IРМАХ,АРУ питающего напряжения транзитной подстанции (220 кВ)Ввод и перемычки68623180,3Участок присоединения понизительного трансформатора2859375,1РУ 27,5 кВВвод и сборные шины26298552,81 –й фидер НТП (ДПР)135028,3Участок присоединения ТСН4008,4Фидер контактной сети16000335,9Отсасывающий провод контактной сети25000524,9РУ 10 кВВвод и сборные шины3800219,41 –й фидер НТП160092,42 –й фидер НТП2400138,6Участок присоединения ТСН40023,16. Выбор оборудования тяговой подстанции.В к.п. выбор оборудования производится согласно заданного РУ расчетной тяговой подстанции – 27,5 кВ.6.1. Выбор токоведущих частей (проводников)На тяговых подстанциях электрифицированных железных дорог распредустройства 220 кВ, 110 кВ, 35 кВ, 27,5 кВ, как правило, выполняют открытыми (ОРУ). В качестве токоведущих частей в них обычно используют гибкие сталеаллюминиевые провода круглого сечения (марки АС). Фидера и отсасывающий провод контактной сети РУ 27,5 выполняются алюминиевыми проводами марки А-150 или А-185 [1, 3]. Сечение проводов для ОРУ выбирается по условию [9]IДОП≥IР MAX(6.1)где IДОП – максимально допустимый ток проводника выбранного сечения;IР МАХ – максимальный рабочий ток данного элемента РУ.1) Ввод и сборные шины:IДОП≥552,8 АПринимаем провода марки АС-240 с допустимым током 610 А (вне помещений).Так как провода ОРУ находятся на открытом воздухе и крепятся к опорным конструкциям при помощи гирлянд подвесных изоляторов, то проверки на электродинамическую и термическую стойкости для них не производятся. Исключение составляют провода воздушных линий (ВЛ), ударный ток КЗ которых превышает 50 кА [3]. Ударный ток КЗ менее 50 кА, проверка не проводится.Выбранный провод удовлетворяет условиям механической прочности (более 50 мм2) и коронирования (более 70 мм2).Выбранные сечения проводов вводов питающего напряжения подстанции и фидеров нетяговых потребителей (НТП) проверим по экономической плотности тока.S=IР MAXjЭК(6.2)где jЭК – нормированное значение экономической плотности тока, определяемое по таблице 15 [3].Если число часов использования максимума нагрузки не задано, то для тяговых подстанций его можно принять равным 3000 часов. В таком случае jэк=1,3 А/мм2.S=552,81,3=425,2 мм2Ближайшее стандартное значение – АС-400.2) Присоединение 1 –й фидера НТП (ДПР)IДОП≥28,3 АПо экономической плотности тока сечение:S=28,31,3=21,8 мм2Подходит сечение АС-25. Фидера и отсасывающий провод контактной сети РУ 27,5 выполняется алюминиевыми проводами марки А-150 [1, 3].3) Присоединение ТСНIДОП≥8,4 АПо экономической плотности тока сечение:S=8,41,3=6,5 мм2Подходит сечение АС-10. По механической прочности принимается провод АС-50.4) Фидер контактной сетиIДОП≥335,9 АПо экономической плотности тока сечение:S=335,91,3=258,4 мм2Подходит сечение АС-240.5) Отсасывающий провод контактной сетиIДОП≥524,9 АПо экономической плотности тока сечение:S=524,91,3=403,7 мм2Подходит сечение АС-400.Жесткие шины применяются в ЗРУ, которое в рамках данного курсового проекта не рассматривается.6.2. Выбор изоляторов.Изоляторы (опорные и проходные) применяются в ЗРУ, которое в рамках данного курсового проекта не рассматривается.6.3. Выбор выключателей.1) Выключатели переменного токаВ распредустройствах переменного тока тяговых и трансформаторных подстанций в основном применяются маломасляные, вакуумные и элегазовые выключатели, которые служат для коммутации электрической цепи в любых режимах: при холостом ходе, при нагрузках и при КЗ. Для всех РУ необходимо выбрать выключатели по номинальному напряжению РУ и максимальным рабочим токам элементов РУ. А для заданного РУ проверить выключатели.Выбор выключателей переменного тока производится по условиям [9]:UУСТ≤UН, кВIР MAX≤IН, А(6.19)(6.20)где UУСТ– номинальное напряжение установки или РУ, кВ;UН– номинальное напряжение аппарата, кВ;IР МАХ – максимальный рабочий ток в данном элементе РУ, А;IН– номинальный ток аппарата, А.Выключатели переменного тока проверяются [9] по следующим условиям:1. На возможность отключения периодического тока КЗIП τ≤IН ОТКЛ, А(6.21)где IПτ – периодический ток КЗ в момент отключения выключателя τ; этот момент, в свою очередь, равенτ=tзащ min+tс в(6.22)где tЗАЩ MIN – минимальное время срабатывания релейной защиты, можно принять равным 0,01 с;tCB– собственное время срабатывания выключателя, (таблица П.Ж.1);IН ОТКЛ – номинальный ток отключения выключателя, кА (табл. П.Ж.1).2. На возможность отключения апериодического тока КЗ:ia τ≤iаН, кА(6.23)где ia – апериодический ток КЗ в момент отключения ; этот ток равенiаτ=2∙IП0∙e-τТа, кА(6.24)где IП0– периодический ток КЗ в начальный момент, к А;ТА – постоянная времени, можно принять равной 0,05 с;iaН – номинально допускаемое значение апериодического тока КЗ выключателя в момент τ; этот ток равен:iаН=2∙IН ОТКЛ∙βН,%100, кА(6.25)где βH, % – нормированное значение апериодического тока КЗ выключателя для момента τ (табл. П.Ж.1).3. На электродинамическую стойкостьiу≤imax, кА(6.27)где iУ – ударный ток КЗ в данном РУ(табл.8), кА; iМАХ – наибольшее допускаемое значение амплитуды прямого тока аппарата, кА (таблица П.Ж.1).4. На термическую стойкостьBк≤IТ2tТ, кА(6.27)где ВК – полный тепловой импульс, находится по выражению, кА2с (9.9);IT, – соответственно ток термической стойкости аппарата, кА;tT – допустимое время его протекания, с (табл. П.Ж.1).Результаты выбора и проверки выключателей переменного тока заданногоРУ следует свести в таблицу 16.Таблица 16 – Выбор выключателей переменного токаМесто установкиРУ–27,5 кВТип выключателя и его приводВВС-27,5 II-20/630По напряжениюУсловие выбораРешениеU уст  UН27,5  27,5По токуI P max  I Н552,8  630Возможность отклонения периодического тока КЗIn  I н откл15,45  20На возможность отключения апериодического тока КЗia  iaн8,04  8,48На электродинамическую стойкостьiy  imax39,398  52На термическую стойкостьBК I 2т  tТ391,5  1200τ=0,01+0,04=0,05 сiаτ=2∙15,45∙e-0,050,05=8,04 кАiаН=2∙20∙30%1008,48 кАBK = 15,452⋅(1,5 + 0,04 +0,05 + 0,05) = , А2⋅сВ РУ 27,5 кВ принимаем выключатели:ВВС-27,5 II-20/630.В РУ 10 кВ принимаем выключатели:ВВПЭ-10-20/630У3.2) Выключатели постоянного токаОсновными аппаратами, осуществляющими коммутацию в РУ постоянного тока, являются быстродействующие выключатели (БВ). Они сочетают в себе две функции: выключателей, разрывающих цепь постоянного тока, и мгновенных максимальных токовых защит. Согласно литературы [7], БВ выбираются по условиям (6.25) и (6.26). Основные параметры БВ постоянного тока, которые в настоящее время применяются на тяговых подстанциях, приведены в таблице П.Ж.2. Более подробные данные о них можно получить в литературе [2, 6]. В РУ 3,3 кВ применяют БВ двух типов. Катодные БВ устанавливают в цепи, соединяющей преобразователь со сборными шинами 3,3 кВ. В их обозначении присутствуют буква «К». Линейные БВ устанавливаются в цепи фидера контактной сети. В их обозначении есть буква «Л». Для увеличения отключающей способности в каждом фидере контактной сети устанавливают два последовательно включенных линейных БВ. Быстродействующие выключатели постоянного тока на электродинамиче- скую и термическую стойкость не проверяются [7]. 6.4. Выбор разъединителей Для обеспечения видимого разрыва цепи в открытых РУ переменного тока тяговых и трансформаторных подстанций (РУ 220 кВ, РУ 110 кВ, РУ 35 кВ, РУ 27,5 кВ) применяются разъединители наружной установки типов РЛНД.n, или РНД(З).n, или РГ(n) (Р – разъединитель, Л – линейный, Н – наружной установки, Д – двухколонковый, З – с заземляющими ножами, n – число заземляющих ножей). Основные параметры разъединителей наружной установки приведены в таблице П.И.3. Более подробные данные о них можно получить в литературе [6 – 12].Закрытые РУ переменного тока (РУ 10 кВ, РУ 6 кВ) обычно выполняются комплектными ячейками и поэтому не требуют применения разъединителей. Исключение составляют только вводы ЗРУ, в которых на открытой части подстанции устанавливают разъединители наружной установки типов РЛНД.2 или РНДЗ.2. Кроме этого, иногда рядом с ячейкой секционного выключателя устанавливают ячейку с разъединителем типов РВЗ или РВРЗ. Основные параметры разъединителей внутренней установки приведены в таблице П.И.2 [6 – 12]. В РУ постоянного тока 3,3 кВ применяются разъединители внутренней установки типов РВ, РВЗ, РВР, РВРЗ (таблица П.И.2). Исключение составляет разъединитель, соединяющий сглаживающий реактор и разрядное устройство УР. Так как он расположен на открытой части, то здесь устанавливается разъединитель типа РЛНД.1-10/400У1. Кроме этого, в каждый фидер контактной сети на открытой части тяговых подстанций устанавливаются специальные разъединители типа РКС (таблица П.И.1). Разъединители РУ 3,3 кВ выбираются по условиям (6.19) и (6.20). Как и все остальное оборудование РУ 3,3 кВ, на электродинамическую и термическую стойкость они не проверяются [7]. Результаты выбора разъединителей постоянного тока следует занести в таблицу 17. Таблица 17 – Выбор разъединителей Место установкиРУ-27,5 кВТип разъединителя и его приводРДЗ-35/1000По напряжениюУсловия выбораРешениеU уст  UН27,5  35По токуI P max  I Н552,8  1000На электродинамическую стойкостьiy  imax39,398  50На термическую стойкостьBК I 2т  tТ391,5  16006.5 Выбор измерительных трансформаторов 1) Трансформаторы токаДля измерения переменного тока на тяговых подстанциях применяют трансформаторы тока. Их назначение – уменьшить первичный ток до величин, удобных для измерительных приборов и реле. Кроме этого, они также служат для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформаторы тока бывают наружной и внутренней установки. Основные параметры трансформаторов тока приведены в таблице П.К.1. Более подробные данные о них можно получить в литературе [6 – 10]. Выбор трансформаторов тока производится [9] по условиям (6.19) и (6.20), а проверка – на электродинамическую (6.27) и термическую (6.28) стойкости. Результаты выбора и проверки трансформаторов тока следует свести в таблицу 18. Таблица 18 – Результаты выбора трансформаторов тока Место установкиРУ-27,5 кВТип трансформатора токаТФЗМ-35БПо напряжениюУсловия выбораРешениеU уст  UН27,5  35По токуI P max  I Н552,8  600На электродинамическую стойкостьiy  imax39,398  42На термическую стойкостьBК I 2т  tТ391,5  13232) Трансформаторы напряжения Для измерения напряжения в РУ переменного тока применяют трансформаторы напряжения, назначение которых – снизить высокое напряжение до стандартного значения 100 или 100/√3, а также отделить цепи измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. На тяговых подстанциях в основном устанавливаются трансформаторы напряжения типа НКФ (Н – трансформатор напряжения, К – каскадный, Ф – фарфоровый корпус), типов ЗНОМ или ЗНОЛ (З – с заземленным выводом первичной обмотки, Н – трансформатор напряжения, О – однофазный, М – масляный или Л – с литой изоляцией). Места их установки указаны в таблице 19. Основные параметры трансформаторов напряжения приведены в таблице П.К.2. Более подробные данные о них можно получить в литературе [6 – 10]. Выбор трансформаторов напряжения производится по условию (6.19). Так как по трансформаторам напряжения не протекает ток силовой цепи, то проверки на электродинамическую и термическую стойкости для них не производятся [9]. Результаты выбора и проверки трансформаторов напряжения следует све- сти в таблицу, аналогичную таблице 18. Таблица 19 – Места установки трансформаторов напряжения на ТП Место установкиТип трансформатора напряженияСхема соединения обмотокШины РУ питающего напряжения опорной и рабочая перемычка транзитной подстанцииТри однофазных трехобмоточных трансформаторов НКФРисунок 20 аОбходная система шин опорной подстанцииОдин однофазный трехобмоточный трансформатор НКФРисунок 20 бШины РУ 35 кВТри однофазных трехобмоточных трансформаторов ЗНОМ-35Рисунок 20 аШины РУ 27,5 кВДва или три однофазных трехобмоточных трансформаторов ЗНОМ-35Рисунок 20 бШины РУ 6 кВ или РУ 10 кВТри однофазных трехобмоточных трансформаторов ЗНОЛ.06Рисунок 20 аРисунок 20 – Схемы соединения обмоток трансформаторов напряжения После выбора всего оборудования и составления соответствующих таблиц необходимо изобразить и подписать его на СГЭС. В РУ 27,5 кВ принимаем ЗНОЛ.06-27.6.6 Разрядники и ограничители перенапряженийРазрядники и ограничители перенапряжения (ОПН) предназначены для защиты оборудования от коммутационных и атмосферных перенапряжений. Места установки на тяговых подстанциях различных типов разрядников и ОПН приведены в таблице 20, в соответствии с которой и следует производить их выбор. Электрические параметры разрядников приведены в таблице П.Л.1, а ограничителей перенапряжений в таблице П.Л.2. Более подробные данные о них можно получить в литературе /6-10/ Таблица 20 – Места установки и типы разрядников и ограничителей перенапряжений (ОПН) на тяговых подстанцияхРУМесто установкиТип разрядникаТип ОПН (Россия)Тип ОПН (ЗАО «АББ- УЭТМ»)220 кВШины опорных подстанцийРВС-220 МУ1ОПН-220 УХЛ1EXLIM-Q 216 DH 245Участок присоединения трансформатораРВС-220 МУ1ОПН-220 УХЛ1EXLIM-Q 216 DH 245Нейтраль понижающего трансформатораРВС-110 МУ12хОПНСН-110 УХЛ1EXLIM-Q 144 DN 245 110 кВШины опорных подстанций РВС-110 МУ1ОПН-110 УХЛ1EXLIM-R 108 AH 123 Участок присоединения трансформатора РВС-110 МУ1ОПН-110 УХЛ1EXLIM-R 108 AH 123 Нейтраль понижающего трансформатора РВС-35У1+РВС-15У1ОПНСН-110 УХЛ1EXLIM-R 072 AN 123 35 кВВводы РВС-35 У1ОПН-35А УХЛ1MWK 41Шины РВС-35 У1ОПН-35А УХЛ1MWK 4127,5 кВВводы РВМ-1-35ОПН-27,5 УХЛ1MWK 33Шины РВМ-1-35ОПН-27,5 УХЛ1MWK 33Фидера контактной сети РТВ-35-2/10У1ОПН-27,5 УХЛ1MWK 3310 кВВводы РВО-10 У1ОПН-10А УХЛ1POLIM-D 14L Шины РВО-10 У1ОПН-10А УХЛ1POLIM-D 14L6 кВВводы РВО-6 У1ОПН-6А УХЛ1POLIM-D 08LШины РВО-6 У1ОПН-6А УХЛ1POLIM-D 08L3,3 кВВыводы вентильных обмоток (ВО): 6-пульсовая нулевая схема: выводы ВО - нулевой провод УР — выводы противофазных ВО — 6-пульсовая мостовая схема и 12-пульсовая схема параллельного типа — 12-пульсовая схема последовательного типа — РБК-3 РВМ-6 РБК-3 РВКУ-1,65ДО1ОПН-3,3 УХЛ1 ОПН-6А УХЛ1 ОПН-3,3 УХЛ1 ОПН-1,5 УХЛ1POLIM-H 4,5 ND POLIM-D 08L POLIM-H 4,5 ND POLIM-C 1,8Шины РВПК-3,3Не устанавливатьНе устанавливатьФидеры контактной сети РВКУ-3,3БО1ОПН-3,3 О1POLIM-H 4,5 DС 506.7 Разрядные устройства При отключении фидерными быстродействующими выключателями РУ 3,3 кВ больших токов на индуктивностях реакторов сглаживающих устройств возникают перенапряжения, которые приводят к подгоранию главных контактов выключателя, порче дугогасительных камер, срабатыванию разрядников в РУ 3,3 кВ. Для исключения или уменьшения этих явлений применяют разрядные устройства, которыми шунтируют реакторы сглаживающих устройств. При нормальном напряжении на реакторах сопротивление разрядного устройства близко к бесконечности, а при возникновении перенапряжения — резко падает, и электромагнитная энергия, запасенная в реакторах, рассеивается в балластных резисторах разрядного устройства. Благодаря этому повышается отключающая способность фидерных быстродействующих выключателей, уменьшается время отключения цепи КЗ, снижаются амплитудные значения тока и напряжения. В настоящее время на тяговых подстанциях постоянного тока применяются четыре типа разрядных устройств, места установки которых приведены в таблице 21 В соответствии с этой таблицей и следует выбирать разрядные устройства. Таблица 21— Места установки и типы разрядных устройств на тяговых подстанциях Тип преобразователей на тяговой подстанцииТип разрядного устройстваМесто установкиВыпрямительныеУР3,УР-2 ,УРД-1Параллельно реакторам сглаживающих устройств Выпрямительно- инверторныеУРИПараллельно реакторам сглаживающих устройств Выпрямительно- инверторныеУР-2 или УРД-1Параллельно токоограничивающим реакторам инвертора Примечание: основу устройств УР-3, УР-2 и УРИ составляют тиристоры, а УРД-1 — быстронасыщающийся дроссель. 6.8 Сглаживающие и помехоподавляющие устройства Преобразователи тяговых подстанций являются генераторами высших гармоник напряжения, которые могут создавать помехи в близлежащих линиях проводной связи. Для уменьшения этого влияния на тяговых подстанциях устанавливают сглаживающие устройства. Они состоят из сглаживающего фильтра и сглаживающего реактора которые не пропускают высшие гармоники в контактную сеть. Выбор сглаживающего устройства полностью определяется типом преоб- разователя. В таблице 22 приведены типы преобразователей и рекомендуемые для них сглаживающие устройства, а на рисунке П.М.1 и П.М.2 — схемы этих устройств /9/. В таблице П.М.1 представлена спецификация к рисункам П.М.1 и П.М.2. Таблица 22 — Типы преобразователей и рекомендуемые к ним сглаживающие устройства Тип преобразователяТип сглаживающего устройстваВыпрямители по 6-пульсовой нуле- вой схеме и инверторы по 6- пульсовым нулевым и мостовым схемамДвухзвенное резонансно- апериодическое сглаживающее устройство ВНИИЖТа (рисунок М.1) Выпрямители по 6-пульсовой мостовой схеме и инверторы по 12- пульсовой схемеДвухзвенное резонансно- апериодическое сглаживающее устройство Западно-Сибирской железной дороги (рисунок М.2, а) Выпрямители по 12- и 24-пульсовым схемам и инверторы по 24- пульсовым схемамОднозвенное резонансно- апериодическое сглаживающее устройство (рисунок М.2, б) Кроме генерирования звуковых частот преобразователи являются источниками более высоких частот, которые создают радиопомехи. Для уменьшения уровня радиопомех на выпрямительных тяговых подстанциях катод каждого преобразователя соединяют с «землей» через емкость равную 8 мкФ, состоящую из двух последовательно включенных высокочастотных конденсатора ФСТ4-16У2 /9/. На выпрямительно-инверторных тяговых подстанциях кроме этого в катод и анод инвертора устанавливают помехоподавляющие реакторы РОСВ-2000, которые предназначены для снижения уровня радиопомех, создаваемых при работе инверторных преобразователей /9/.ЗаключениеВ ходе выполнения работы было проанализировано несколько вариантов схем внешнего электроснабжения электрифицированной железной дороги, в результате чего выбрана одна.Для данной схемы были выбраны трансформаторы подстанции, определены параметры линий электропередачи, соединяющих подстанции и рассчитаны токи короткого замыкания на шинах всех напряжений подстанции.По результатам анализа расчета токов короткого замыкания можно сделать вывод, что при уменьшении номинального напряжения шин, на которых произошло КЗ, ток КЗ возрастает (от каждого источника, суммарный и ударный). Ток КЗ от источника А (электростанция) для всех точек КЗ немного больше тока от источника В (энергосистемы), поскольку по результатам расчета эквивалентных сопротивлений, сопротивление источника А получилось меньше.По результатам расчета максимальных рабочих токов было выбрано основное оборудование подстанции, которое проверено на рассчитанные токи короткого замыкания.Список использованных источниковПравила устройства системы тягового электроснабжения железных до- рог Российской Федерации. ЦЭ-462. – М.: Транспорт, 1997. – 79 с.Правила технической эксплуатации железных дорог Российской федерации. – М.: Транспорт, 2000. – 190 с.Правила устройства электроустановок / Главгосэнерго надзор РФ. – 6-е изд., с измен, и доп. – СПб.: Деан, 2000. – 928 с.Правила эксплуатации электроустановок потребителей / Главгосэнер- гонадзор РФ. – 5-е изд., с измен, и доп. – СПб.: Деан, 2000. – 320 с.Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТРМ-016-2001 РД153-34.0-03.150-00. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. – 181 с.Бей Ю.М., Мамошин P.P., Пупынин В.Н., Шалимов М.Г. Тяговые под- станции: Учеб. для вузов ж.-д. транспорта. – М.: Транспорт, 1986. – 319с.Почаевец B.C. Электрические подстанции: Учеб. для техникумов и кол- леджей ж.-д. трансп. – М.: Желдориздат, 2001. – 512 с.Прохорский, А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции: Учеб. для техникумов ж.-д. транспорта. – М.: Транспорт, 1983. – 496 с.Справочник по электроснабжению железных дорог. Том 2 / Под ред. К.Г. Марквардта. – М.: Транспорт, 1981. – 392 с.Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстан- ций: Учеб. для техникумов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учеб. Пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.Кузнецова Г.С., Штин А.Н. Выбор оборудования распредустройств тя- говых и трансформаторных подстанций. – Екатеринбург: УрГУПС, 2001.—68 с.Г.С. Кузнецова, Э.В. Тер-Оганов, А.Н. Штин. Проектирование тяговых и трансформаторных подстанций электрифицированных железных до- рог. Методическое пособие для курсового и дипломного проектирова- ния по дисциплине «Тяговые и трансформаторные подстанции» – Ека- теринбург: УрГУПС, 2003. – 70с.Кузнецова Г.С., Штин А.Н. Расчет трехфазных коротких замыканий в распредустройствах тяговых и трансформаторных подстанций. – Екате- ринбург: УрГАПС, 1997. – 37 с.Двенадцатипульсовые полупроводниковые выпрямители тяговых под- станций / B.C. Барковский и др. Под ред. М.Г. Шалимова. – М.: Транспорт, 1990 – 127 с.Неугодников Ю.П., Низов А.С., Штин А.Н. Инвертирование электриче- ской энергии на электрифицированных железных дорогах. Учебное по- собие. Часть II. Выпрямительно-инверторные преобразователи тяговых подстанций. – Екатеринбург: УрГУПС, 2002. – 84 с.Силовое оборудование тяговых подстанций железных дорог (сборник справочных материалов) ОАО «РЖД», филиал «Проектно-конструкторное бюро по электрификации ж.д.». – М., ТРАНСИЗДАТ, 2004 .– 384 с.Низов А.С., Пяткова А.Г. Основные требования к содержанию и оформлению дипломных проектов. (Методические указания). – Екатерин- бург: УрГУПС, 2000. — 75 с.