Размещено на http://www.allbest.ru/

Анализ выбора оборудования тяговой подстанции и ремонт быстродействующих выключателей постоянного тока



Введение

подстанция трансформатор высоковольтный замыкание

Железная дорога - одна из важнейших составных частей магистрально-технической базы экономики страны.

До 1955 г. электрификация железных дорог велась на постоянном токе напряжением 3,3 кВ, с 1955 г. - на переменном токе 27,5 кВ и постоянном 3,3 кВ. с 1980 г. на ряде участков электрификация осуществляется на переменном токе по системе 2Ч25 кВ.

На электростанциях вырабатывается трехфазный переменный ток частотой 50 Гц и напряжением 3,15; 6,3; 10,5; 15,75 и 21 кВ. Часть электрической энергии передается потребителям по ЛЭП на генераторном напряжении, другая часть поступает на расположенную рядом повышающую трансформаторную подстанцию, где напряжение повышается до десятков или сотен киловольт. Передача электроэнергии высоким напряжением на большие расстояния более экономична, так как снижаются ее потери в проводах ЛЭП.

Система однофазного переменного тока напряжением 25 кВ нашла широкое применение в тяговых сетях электрифицированных железных дорог.

Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением (электроустановкой), оснащенной мощной современной силовой (трансформаторы), коммутационной (выключатели переменного тока, разъединители), и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления.

Тяговая подстанция получает питание по двум вводам, тупиковая, и через РУ питающего напряжения оно подается на первичные обмотки главных понижающих трансформаторов ГПТ - 1 и ГПТ - 2, которые понижают напряжение до 10 кВ и подают энергию в РУ - 10 кВ, со сборных шин которого запитываются преобразовательные агрегаты ПА - 1 и ПА - 2, трансформаторов собственных нужд ТСН - 1 и ТСН - 2 и нетяговые потребители 10кВ.

От РУ - 3,3 кВ осуществляется электроснабжение участка железной дороги по фидерам контактной сети, количество которых определяется схемой питания и секционирования контактной сети.

Питание не тяговых потребителей напряжением 35 кВ осуществляется от сборных шин 35 кВ, получающих питание от третьей обмотки ГПТ - 1 и ГПТ - 2. Если не тяговые потребители 35 кВ отсутствуют, то главные понижающие трансформаторы выполняются двух обмоточными.

1. Теоретический раздел

1.1 Выбор однолинейной схемы

Однолинейная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части спроектированной подстанции. От этой схемы зависят надежность электрооборудования потребителей, ремонтоспособность, удобство технического обслуживания и безопасность персонала, рациональность размещения электрооборудования.

Однолинейная схема состоит из 3 распределительных устройств: РУ - 110 кВ, РУ -10 кВ, РУ -35 кВ, РУ -3,3 кВ.

Распределительное устройство 110 кВ.

Питание на трансформаторы поступает по линиям электропередачи по вводам W₁, W₂, на которых установлены разъединители типа РГ . Между вводами выполняется перемычка с двумя разъединителями. На первичной стороне трансформаторов также установлены разъединители, такие же как на вводах. Встроенные трансформаторы тока необходимы для подключения амперметра и релейных защит. Наличие перемычки с разъединителем. имеющим дистанционное управление, позволяет обеспечить питание любого трансформатора по любому вводу или двух трансформаторов по одному вводу. Второй разъединитель перемычки с ручным приводом используется при ремонте для создания видимого разрыва цепи, трансформатор остается в работе, получая электроэнергию по вводу W₂.

РУ - 35 кВ. Оно используется на тяговых подстанциях для питания потребителей напряжением этого уровня. На ряде подстанции такого РУ может и не быть, а если оно есть, то выполняется с одинарной системой сборных шин, секционированной выключателем и разъединителями. К секциям шин подключаются вторичные обмотки главного понижающего трансформатора напряжением 35 кВ. РУ - 35 кВ с целью унификации схемных решений выполняется из стандартных присоединений с необходимым на них оборудованием. В общем случае схемы РУ - 35 кВ разных подстанций отличаются друг от друга только числом и типом присоединяемых потребителей.

РУ - 10 кВ. Назначение РУ - 10 кВ хорошо просматриваются по структурным схемам, для различных типов подстанций. Для питания всех указанных потребителей используется схема РУ - 10 кВ с одной рабочей, секционированной выключателем и разъединителями, системной сборных шин. Рекомендуется РУ - 10 кВ выполнять из комплектных камер с выкатными масляными выключателями, снабженным штепсельными разъединителями для сознания видимого разрыва цепи при выкатывания выключателя из камеры.

Напряжение на сборных шины 10 кВ поступает от обмоток низшего напряжения главных понижающих трансформаторов через ячейки с соответствующим необходимым оборудованием. Схемы ячеек типовые.

РУ - 3,3 кВ. распределительные устройства тягового напряжения постоянного тока 3,3 кВ предназначены для питания тяговых сетей.

Схема РУ - 3,3 кВ состоит из шин: рабочей, соединенной с контактной сетью, минусовой, соединенная ходовым рельсом, и запасной. Рабочая и запасная шина состоит из трех секций. К крайним секциям присоединяются преобразовательные агрегаты и фидеры контактной сети, а к средней секции присоединяется оборудование, общее РУ - 3,3 кВ. Секционирование рабочей и запасной шин осуществляется разъединителями.

Схема РУ - 3,3 кВ является типовой для подстанции с любым первичным напряжением, при этом она обеспечивает надежность электроснабжения потребителей, довольно не сложна наглядна, безопасна при обслуживании.



Рисунок 1.1. Структурная схема тяговой подстанции постоянного тока

1.2 Расчет мощности подстанции

Целью расчета является определения суммарной мощности всех потребителей для определения расчетной мощности главных понижающих трансформаторов и выбора их типа, а также определение полной мощности подстанции.

Мощность тяговой нагрузки

Определение мощности на тягу преследует цель выбора тягового трансформатора, мощность которого является составляющей мощности главного понижающего трансформатора.

где номинальное выпрямительное напряжение на шинах

подстанции, кВ;

действующее значение выпрямительного тока подстанции, А

;

После этого необходимо выбрать тип выпрямителя. На тяговых подстанциях постоянного тока для преобразования переменного тока в постоянный применяют выпрямительные преобразователи на кремневых силовых вентилях с нулевыми и мостовыми схемами выпрямления, которые бывают простыми и сложными. Последние образуются из простых путем последовательного или параллельного их соединения.

Параллельное соединение трех фазных мостовых шестипульсовых схем требует применения уравнительного реактора, как в схеме «две обратные звезды с уравнительным реактором», что усложняет преобразовательный агрегат. При последовательном соединении двух шестипульсовых мостовых схем уравнительного реактора не требуется, что дает ей несомненные преимущества.

Таблица 1.1. Технические характеристики полупроводниковых преобразователей

Тип	Номинальное напряжение, В	Допустимая перегрузка по току, % в течение	Тип и количество полупроводниковых диодов	Схема выпрямления	Вид охлаждения	Разрядники	Вид установки
		15 мин	2 мин	10 с				тип	количество
ПВЭ-5МУ1	3300	50	-	100	ВЛ-200-10Б;	Мостовая трехфазная;	Воздушное	РБК-3	6	внутренняя

После выбора схемы выпрямления и типа полупроводникового преобразователя определяем их количество



где - действующее значение выпрямительного тока (см. дано), А;

- номинальный выпрямительный ток выбранного типа полупроводникового преобразователя, А.

Полученное при расчете округляем в большую сторону, принимаем два выпрямительных агрегата.

Преобразовательный агрегат тяговой подстанции постоянного тока состоит из выпрямителя, который выбран, и тягового трансформатора, который необходимо выбрать, рассчитать его мощность

где - принятое целое число выпрямителей.

При выполнении этого условия необходимо, кроме этого, учитывать принятую схему выпрямления и первичное напряжение,

Таблица 1.2. Электрические параметры трансформатора преобразовательного агрегата

Тип

Номинальное напряжение обмоток

Номинальная мощность

Номинальный ток преобразователей

Номинальные токи обмоток

Напряжение короткого замыкания

Ток холостого хода

Потери

Схема соединения обмоток

сетевой

вентильной

сетевой

вентильной

Холостого хода

Короткого замыкания

сетевой

вентильной

ТМПУ-16000/10ЖУ1

6,0 10,0

3.02 3.02

11 840 11 840

3 200 3 200

1 140 650

924 924

6.1 6.1

1,2 1,2

24.0 24.0

73.0 73.0

?

Мощность нетяговых потребителей

Расчет ведется в следующей последовательности.

Для каждого потребителя вычисляется наибольшая активная мощность по заданным значениям установленной мощности потребителей и коэффициента спроса учитывающего режим работы, загрузку и КПД потребителей, кВт

где n=9, 10, 15, 25 номера потребителей электрической энергии.

10.

Вычисление активных нагрузок потребителей для каждого часа суток по выражению, кВт

где - значение мощности в процентах из типового графика для n-го потребителя в t часах;

100 - переводной коэффициент из процентов в относительные единицы.

Цеметная промышленность

Городская нагрузка

Железнодорожный узел

Компрессорная

Таблица 1.3. Расчет активных нагрузок потребителей

Часы суток, t	Активная нагрузка	Суммарная мощность
	Потребитель 1	Потребитель 2	Потребитель 3	Потребитель 4
0	1218	1452	1000	210	3880
1	1218	1271	600	210	3299
2	1015	1089	600	210	2914
3	1015	1380	300	210	2905
4	3654	1380	300	210	5544
5	3654	1343	300	210	5507
6	4060	1270	300	210	5840
7	3857	1380	300	168	5705
8	2842	2251	300	126	5519
9	1624	2360	0	168	4152
10	1624	3630	0	168	5422
11	2436	2178	0	168	4782
12	2436	2251	0	168	4855
13	3248	2723	0	126	6097
14	3857	2541	0	168	6566
15	3654	1452	0	210	5316
16	2030	2723	0	168	4921
17	1624	2977	0	168	4769
18	1827	2723	0	168	4718
19	1827	1815	0	168	3810
20	1827	2251	0	168	4246
21	1421	2324	0	168	3913
22	1218	2541	0	168	3927
23	1218	2178	0	168	3564



Расчет реактивной мощности потребителей

Для определения наибольшей полной мощности потребителей необходимо рассчитать их реактивные мощности и суммарную реактивную мощность для часа наибольшей суммарной нагрузки.

Реактивная мощность отдельного потребителя вычисляется по формуле

где - активная мощность потребителя, попавшая в час наибольшей суммарной нагрузки, кВт;

- тангенс угла определяемый для каждого потребителя по заданному коэффициенту мощности ,

Цементная промышленность

Городская нагрузка

Железнодорожный узел

Компрессорная

Полная мощность потребителей

Полная мощность определяется с учетом потерь в высоковольтных сетях и в трансформаторах подстанции. При этом постоянные потери считаются неизменными в течении суток независимо от времени нахождения трансформатора в работе и принимают равным от полной мощности.

С учетом этого полная мощность потребителей определяется геометрической суммой активной и реактивной мощностей,

где - постоянные потери, - переменные потери, ;

- суммарная активная мощность потребителей, кВт;

- суммарная реактивная мощность потребителей, квар.

Мощность собственных нужд

Выбор трансформатора собственных нужд

Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирают исходя из мощности, необходимой для питания собственных нужд переменного тока, то есть всех вспомогательных устройств, необходимых для эксплуатации их в нормальных и аварийных режимах.

На подстанциях устанавливаются два ТСН с вторичным напряжением 0,4 кВ, каждый из которых рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд. На опорных подстанциях для подогрева масляных выключателей устанавливают дополнительно два ТСН специально для подогрева.

На тяговых подстанциях постоянного тока мощность собственных нужд принимают равной от мощности на тягу и определяют по формуле:

Таблица 1.4. Электрические параметры трансформатора напряжением до 35 кВ

Тип	Номинальная мощность	Номинальное напржение обмоток	Потери	Ток холостого хода	Напряжение короткого замыкания
		Первичной	вторичной	Холостого хода	Короткого замыкания
ТМ-160/10	160	35	0,4	0,560	2,65	2,4	6,5

Мощность на шинах 10 кВ определяется суммарной мощностью потребителей с учетом того, что максимум отдаваемой мощности различным потребителям наступает не одновременно, кВА

где - мощность на тягу поездов;

- мощность нетяговых потребителей 10 кВ;

- мощность собственных нужд;

- коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов тяговой и нетяговой нагрузок и нагрузки собственных нужд,

Необходимо учесть нагрузку на шинах 35 кВ, и неодновременность максимумов её и нагрузки на шинах 10 кВ, кВА

где - нагрузка на шинах 10 кВ;

- нагрузка не тяговых потребителей 35 кВ.

Выбор главных понижающих трансформаторов

Число главных понижающих трансформаторов на подстанциях определяется категорией потребителей и, как правило, их устанавливается два с учетом надежного электроснабжения при аварийном отключении одного из трансформаторов. В нормальном режиме работы могут находиться один или два трансформатора в зависимости от величины нагрузки. При этом ПУЭ допускают аварийную перегрузку на во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более шести часов в сутки в течение не более пяти суток.

Как правило, оба трансформатора находятся в работе. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы при отключении одного из них электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором с учетом допустимой перегрузки.

Поэтому мощность главных понижающих трансформаторов определяется исходя из условий аварийного режима, кВА

где - суммарная полная нагрузка первичной обмотки трансформатора;

- коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности,

- количество главных понижающих трансформаторов, принятое или заданное к установке на подстанции.

Таблица 1.5. Электрическая характеристика трехфазного двухобмоточного масляного трансформатора с высшим напряжением 110кВ

Тип	Номинальная мощность	Номинальное напряжение обмоток	Потери	Ток холостого хода	Напряжение короткого замыкания	Схема и группа соединение обмоток
		Высшего напряжения	Низшего напряжения	Холостого хода	Короткого замыкания
							к,
ТДН- 31500/110	31500	115	11	57	195	0,7	11,6	Y*/ ? - 11

Полная мощность подстанции

где мощность главного понижающего трансформатора кВА;

число понижающих трансформаторов на тяговой подстанции.



1.3 Расчёт максимальных рабочих токов

Токоведущие части, и электрическое оборудование подстанции выбирают по условию их длительной работы при номинальной и повышенной нагрузке, не превышающий максимально рабочей. Для этих цепей необходимо рассчитать максимальные рабочие токи сборных шин и всех присоединений к ним.

Ввод подстанции тупиковой

где - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, учитывающий его возможную перегрузку до равный 1,4;

суммарная мощность главных понижающих трансформаторов подстанции, кВА;

номинальное напряжение первичной обмотки главного понижающего трансформатора, кВА.

Сборные шины первичного напряжения опорных подстанций и перемычки промежуточных подстанций

где К_пр - коэффициент перспективы, см. формулу (1.14);

К_пр - коэффициент распределения нагрузки на сборных шинах первичного напряжения, равный 0,7;



S_ТП, U_н1 - см. формулу (1.14).

Вторичные обмотки низшего напряжения двухобмоточных силовых трансформаторов

где см. формулу (1.14);

номинальное напряжение вторичной обмотки (низшее напряжение) силового трансформатора, кВ.

Сборные шины вторичного напряжения главных понижающих трансформаторов

где --коэффициент распределения распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения распределительного устройства, равный:

0,5--при пяти и более находящихся в работе присоединений к шинам;

0,7--при находящихся в работе присоединений к шинам менее пяти;

- см. формулу (1.14); - см. формулу (1.10)

Расчет максимальных рабочих токов для тяговых подстанций постоянного тока

Первичная обмотка тягового трансформатора преобразовательного агрегата:

- при трехфазной мостовой схеме выпрямления

где --номинальная мощность тягового трансформатора, кВА;

номинальное напряжение первичной обмотки тягового трансформатора, кВ.

Этот ток можно вычислить по формуле

где номинальный ток выпрямителя;

коэффициент трансформации тягового трансформатора, равный 3,8;

-при шести фазной нулевой

где см. формулу (1.19) ;

коэффициент трансформации тягового трансформатора, равный 1,9.

Вторичная обмотка тягового трансформатора преобразовательного агрегата:

-при трехфазной мостовой схеме выпрямителя

где см. формулу (1.19);

- при шестифазной нулевой

А

где см. формулу (1.19)

Запасная шина РУ-3,3 кВ

где N -- число преобразовательных агрегатов;

см. формулу (1.19);

коэффициент распределения нагрузки на сборных шинах РУ-3,3 кВ. Обычно на подстанциях устанавливается два преобразавательных агрегата, тогда = 0,8

Запасная шина РУ-3,3 кВ



(1.23)

где - ток самого нагруженного фидера контактной сети (см. задание).

1.4 Расчет параметров короткого замыкания

Расчет параметров цепи короткого замыкания (КЗ) необходимо для дальнейшей проверки выбранных токоведущих частей и оборудования подстанции по режиму КЗ на термическую и динамическую стойкость и для проверки чувствительности релейной защиты.

Последствиями термического и электродинамического воздействия токов КЗ могут быть:

- механическое разрушение сборных шин, частей аппаратуры, токоведущих частей генераторов и трансформаторов;

- перегрев и расплавление проводов;

- оплавление контактов коммутационных аппаратов;

- поломка изоляторов в местах крепления жестких токоведущих частей.

Для предотвращение возникновения КЗ и обеспечение надежности электроснабжения следует делать правильный выбор:

- схемы электрических соединений электроустановки;

- оборудования, стойкого против термических и динамических действий токов КЗ;

- средства ограничения токов КЗ;

- надежность релейной защиты;

- заземляющих устройств.

В настоящее время наиболее перспективным методом расчета параметров цепи КЗ является метод относительных единиц при базисных условиях, дающий результаты, наиболее приближенные к реальности.

По этому методу расчетов параметров при трехфазном КЗ выполняются в следующей последовательности:

1. На основании заданной схемы внешнего электроснабжения составляется расчетная схема.

2. Определяются базисные условия (параметры) для всех расчетных точек КЗ.

3. На основании рабочей схемы составляется схема замещения.

4. Производиться расчет относительных сопротивлений схемы замещения.

5. Преобразование схемы замещения и приведение ее к наиболее простому виду с одновременным расчетом относительных сопротивлений для каждой вновь составленной схемы.

6. После определения результирующих относительных сопротивлений до всех точек КЗ производиться расчет параметров цепи КЗ.

В данной последовательности производиться расчет параметров цепи КЗ в максимальном и минимальном режимах.

Расчетная схема - это упрощенная схема внешнего электроснабжения, на которой указываются только те элементы и их параметры которые влияют на режим КЗ проектируемой подстанции и потому должны быть учтены при выполнении расчетов.

Для составления схемы расчетной схемы в минимальном режиме, которая требуется для расчета токов КЗ для проверки чувствительности релейной защиты, необходимо из расчетной схемы для максимального режима исключить все параллельные соединения. При этом источники питания остаются неизменными, т.е. схема рассматривается в ремонтном режиме.

Система величин, которая положена в основу расчетов параметров цепи КЗ, называется базисной. В базисную систему величин входят базисная мощность базисное напряжение базисные токи

За базисную мощность удобно принять мощность одного из источников питания. Если известна мощность генераторов, то за базисную мощность можно принять суммарную мощность генераторов (случай районной подстанции РП-1), МВА

Базисная мощность принимается одной и той же для всех ступеней напряжения цепи КЗ.

Для каждой ступени напряжения схемы внешнего электроснабжение в качестве базисного напряжения для расчета сопротивлений принимают среднее напряжение, т.е. которое превышает номинальное напряжение приемников.

Для ступеней напряжения, где указаны точки КЗ рассчитываются базисный ток, кА

- базисная мощность

- средние напряжение ступеней:

- базисные токи:

для точки



На рисунке 1.2 приведена электрическая схема замещения

Рисунок 1.2. Эквивалентная электрическая схема замещения

Расчет относительных сопротивлений элементов цепи КЗ

Трехобмоточные трансформаторы в схему замещения вводятся тремя сопротивлениями. Для трехобмотчных трансформаторов задаются в паспорте напряжения КЗ пар обмоток, %:

- высшего - среднего напряжения

- высшего - низшего напряжения

- среднего - низшего напряжения

Для того чтобы определить сопротивление каждой обмотки трехобмоточного трансформатора, необходимо вначале определить их напряжение КЗ, %,по формуле:



После того как схема замещения составлена и определены сопротивления, она преобразуется к наиболее простому виду.

Преобразование схемы выполняется в направлении от источника питания к месту КЗ.

Рассчитаем относительные сопротивления схем замещения для максимального и минимального режимов.

Максимальный режим

Линии электропередачи 110 кВ

= 0,76 0,7 = 1,46;

Минимальный режим

Проведем преобразование схемы для минимального режима, и определим результирующие относительные сопротивления до точек КЗ в этом режиме. Ход рассуждений аналогичен тем, что были приведены для максимального режима. Значения сопротивлений в схеме для соответствующих номеров сопротивлений берутся из схем замещения для максимального режима. Нумерация эквивалентных сопротивлений продолжается после нумерации эквивалентных сопротивлений схем преобразования максимального режима

Для удобства анализа относительные сопротивления, соответствующие максимальным и минимальным токам КЗ, необходимо свести в таблицу 1.6

Таблица 1.6. Относительные сопротивления до расчетных точек КЗ

Точки КЗ	Максимальный режим	Минимальный режим
	1,4	4,37
	1,4	4,4



Расчет параметров цепи КЗ

По рассчитанным значениям результирующих сопротивлений до каждой точки КЗ производиться расчет параметров цепи КЗ для всех точек:

- периодическая составляющая точка КЗ, кА,

где базисный ток для той ступени напряжения, где находится точка КЗ, кА;

результирующее сопротивление до расчетной точки КЗ;

Расчет для максимального режима,

Расчет для минимального режима,

- мощность трехфазного КЗ, МВА

где базисная мощность.

Расчет для максимального режима,

- ударный ток КЗ, который обычно имеет место через 0,01с после начала КЗ.

Его значение определяется, кА



где ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Расчет для максимального режима,

- тепловой импульс тока КЗ,

где постоянная время затухания апериодической составляющей тока КЗ, которая для установок напряжением выше 1000 В с относительно малым активным сопротивлением равна 0,05с;

полное время отключения тока КЗ, образующееся из трех составляющих:

где время выдержки срабатывания релейной защиты;

собственное время срабатывания защиты;

собственное время отключения выключателя с приводом.

Расчет для максимального режима

Расчет токов КЗ в тяговой сети постоянного тока 3,3 кВ

Расчет выполняют, используя именованные единицы сопротивлений, Ом. Установившийся максимальный ток КЗ на шинах 3,3 кВ, кА



где номинальный ток одного выпрямительного преобразователя подстанции, А;

количество выпрямительных преобразователей на подстанции;

номинальная мощность всех трансформаторов выпрямительных преобразователей, МВА;

мощность КЗ на шинах, от которых питаются трансформаторы выпрямительных преобразователей, МВА;

напряжение КЗ этих трансформаторов, %.

Установившийся ток КЗ в случае большого удаления места КЗ от тяговой подстанции:

где фазное напряжение вторичной обмотки трансформатора выпрямительного преобразователя, равное 3,02 и 1,52 кВ;

расстояние до места КЗ, км;

сопротивление 1 км рельсов, длиной 25 м равно 0,014 Ом/км;

сопротивление 1 км контактной подвески одного пути участка постоянного тока.

Расчет токов КЗ на низкой стороне (до 1000 В) трансформатора собственных нужд

Последовательность расчета так же, как и при вычислении тока КЗ в распределительных устройствах выше 1000 В.

На основании расчетной схемы составляется схема замещения, при этом в установках до 1000 В учитывают сопротивление обмоток трансформатора собственных нужд и всех элементов цепи, присоединенной к его вторичной обмотке: кабелей переходных сопротивлений контактов коммутационной аппаратуры (рубильников, автоматических выключателей, катушек автоматических выключателей и трансформаторов тока). Расчет сопротивлений ведется в именованных единицах - миллиомах, мОм.

Для определения сопротивлений элементов цепи КЗ предварительно рассчитывается максимальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора, А

где номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

номинальное напряжения вторичной обмотки понижающего трансформатора, кВ;

коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, равный 1,4.

По этому значению тока выбирают марку кабеля и сопротивления всех элементов вторичной цепи трансформатора собственных нужд.

Трансформатор присоединяется к шинам 0,4/0,23 кВ тремя кабелями 

Таблица 1.7. Сопротивление понижающих трансформаторов, приведенные к вторичному напряжению 400/230 В (схема соединения обмоток «звезда - звезда с выведенной нейтралью»)

Номинальная мощность кВА	Номинальное первичное напряжение, кВ		r, мОм	x,мОм
250	10	4,5	9,4	27,2	28,7	100

Активное и индуктивное сопротивление кабеля определяется в зависимости от выбранного типии кабеля и его длины, мОм

= 30 0,167 = 5,01

= 30 • 0,059 = 1,77

где длина кабеля от ТСН до автоматического выключателя, м;

и индуктивное и активное сопротивление трехжильного кабеля с поясной изоляцией,

Таблица 1.8. Сопротивление трехжильных кабелей с поясной изоляцией

Площадь сечения жилы,	Активное сопротивление жил при 20 Ом/км	Индуктивное сопротивление, Ом/км, при напряжении кабеля
	Алюминий	До 1 кВ
6	5,17	0,90



В некоторых случаях вторичная обмотка может быть соединена несколькими кабелями с автоматическим выключателем.

где количество параллельно включенных кабелей;

длительно допустимый ток одного выбранного кабеля, А;

коэффициент, учитывающий ухудшение условий охлаждения кабеля, проложенного рядом с другими кабелями, равный 0,85.

Таблица 1.9. Средние сопротивление автоматических выключателей и рубильников (разъединителей)

Номинальный ток, А	Сопротивление катушек автоматических выключателей, мОм	Переходное активное сопротивление контактов мОм
			Автоматических выключателей	Рубильников	Разъединителей
600	0,9	0,1	0,08	0,03	0,08

Таблица 1.10. Сопротивление первичных обмоток катушечных трансформаторов тока

Сопротивление	Значение сопротивлений, мОм, при номинальном токе, А
	600
	0,03
	0,05

Схема замещения преобразуем, и при этом определяется суммарные активные и индуктивные сопротивления, мОм



Полное сопротивление до точки КЗ, мОм

где сумма активных сопротивлений всех элементов цепи КЗ;

сумма индуктивных сопротивлений всех элементов цепи КЗ.

Периодическая составляющая тока КЗ в первый период трехфазного КЗ, кА

где линейное напряжение ступени КЗ, В;

полное сопротивление до точки КЗ, мОм;

коэффициент, учитывающий возможность допустимого повышения напряжения на 5%.

Ударный ток КЗ, кА

где ударный коэффициент, приближенное значение которого можно принять равный 1,2

Действующее значение полного тока КЗ в первый период КЗ, кА

Ток однофазного КЗ на шинах 0,4 кВ, получающих питание от понижающего трансформатора, кА

где фазное напряжение вторичной обмотки трансформатора, В;

полное сопротивление трансформатора при однофазном КЗ, мОм (значения сопротивления приведен в таблице .1.7).

После расчета токов КЗ на всех требуемых по заданию присоединениях электрической подстанции можно переходить к выбору и проверке по режиму КЗ токоведущих частей и оборудования электрической подстанции.

1.5 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

При выборе выключателя необходимо учесть двенадцать различных параметров, но так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость ряда параметров друг от друга, например то допустимо производить выбор выключателей только по важнейшим параметрам в зависимости от места установки и работы по напряжению и току так, чтобы выполнялись условия

где и ближайшие большие напряжение и ток выбираемого высоковольтного выключателя;

и рабочие напряжение и максимальный рабочий ток цепи, в который должен быть установлен выключатель.

В одном распределительном устройстве рекомендуется устанавливать однотипные выключатели, что значительно облегчает их эксплуатацию, текущий и капитальный ремонты.

После выбора высоковольтного выключателя его паспортные характеристики сравнивают с расчетными условиями работы в той цепи, где они устанавливаются, в нормальном режиме работы и режиме КЗ.

Выбранный высоковольтный выключатель должен быть проверен по следующим условиям.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется:

по предельному периодическому току КЗ

где эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ по паспорту, кА;

установившееся значение тока трехфазного КЗ в цепи, где установлен выключатель, кА.

по ударному току

Для расчетов в таблице 1.11 приведены Электрические характеристики высоковольтного выключателя переменного тока напряжением 110 кВ

Таблица 1.11. Электрические характеристики высоковольтного выключателя переменного тока напряжением 110 кВ

Тип выключателя

Напряжение кВ

Номинальный ток. А

Номинальный ток отклонения. кА

Предельный сквозной ток. кА

Ток термической стойкости, кА

Время прохождения тока термической стойкости, с

Собственное время отключения, с

Привод

номинальное

наибольшее рабочее

Эффективное значение периодической составляющей

Амплитудное значение

Тип

ВВУ-110Б-40/2000У1

110

126

2000

40

40

102

40

3

0,06

ШРНА



где амплитудное значение предельного сквозного тока по паспорту, кА.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ

где среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по паспорту, кА;

длительность протекания тока термической стойкости по паспорту

тепловой импульс тока КЗ,

В справочной литературе ряда выключателей не приводится значения номинальной отключаемой мощности. В этом случае ее необходимо рассчитать по формуле

Отключающая способность выключателей напряжением выше 1000 В характеризуется отключаемым током и отключаемой мощностью которые являются паспортными данными. По этим двум параметрам производиться проверка выключателей по отключающей способности:

- по номинальному периодическому току отключения



где номинальный предельно отключаемый ток выключателя по паспорту при его номинальном напряжении, кА;

ток трехфазного КЗ, кА.

- по предельно отключаемой мощности

где номинальная предельная отключаемая мощность выключателя по паспорту, МВА;

мощность трехфазного КЗ по расчету, МВА.

Выключатель отвечает требованиям электродинамической стойкости, то они, как правило, отвечают также требованиям термической стойкости.

Проверка выключателей по параметрам восстанавливающего напряжения на контактах выключателя в учебном проектировании обычно не производится, так как в большинстве энергосистем реальные условия соответствуют условиям испытания выключателя.

1.6 Выбор и проверка разъединителей

Разъединителей на электрической подстанции предназначены для создания видимого разрыва цепей и могут быть оборудованы одним или двумя стационарными заземляющими ножами.

Разъединители выбираются по следующим условиям:

- по конструкции, то есть когда необходимо учитывать место расположения разъединителя (внутренняя или наружная установка, количество заземляющих ножей и их расположение);

- по номинальному напряжению

- по номинальному току

- по электрической стойкости

- по термической стойкости

Разъединитель для сборных шин 10 кВ

- по номинальному напряжению

- по номинальному току

- по электрической стойкости

- по термической стойкости



Таблица 1.12. Электрические характеристики разъединителей внутренней установки на напряжение 10 кВ

Тип	Напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Предельно сквозной ток кА	Термическая стойкость,	Ток термической стойкости 4- секунды, кА
	номинальное	Номинальное рабочие		Эффективное значение	Амплитудное значение
РВК-10/4000	10	11,5	4000	120	200	42250	65

Следует помнить, что на одном присоединении могут быть установлены два разъединителя - шинный и линейный соответственно с одним или двумя заземляющими ножами.

1.7 Выбор и проверка трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы тока предназначены для подключения измерительных приборов (амперметров), токовых цепей счетчиков активной энергии и реактивной энергии и устройств релейной защиты.

Условия выбора:

- по конструкции, назначению и классу точности; класс точности определяется приборами, к нему присоединяемыми: 0,2 - образцовые трансформаторы тока; 0,5 - для подключения счетчиков денежного расчета и точных защит; 1 - для подключения амперметров и приборов технического учета; 3(Р) или 10 - для присоединения устройств релейной защиты

- по номинальному напряжению

- по номинальному току первичной обмотки

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как нагрузка первичной обмотки трансформатора тока приводит к увеличению погрешностей. В справочниках обычно указываются нижний и верхний пределы первичных номинальных токов, на которые они выполняются. Это означает, что в этих пределах изготавливаются трансформаторы тока согласно следующей шкалы номинальных токов:

5; 7,5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 500;600;750; 800; 1000; 1500; 2000; 3000; 4000; 5000 А.

Таблица 1.13. Электрические характеристики трансформатора тока наружной установки на напряжение 35, 110 кВ

Тип	Номинально напряжение	Обозначение сердечника	Первичный ток, А	Вторичный ток, А	Номинальная вторичная нагрузка в классе точности	Предельная кратность при нагрузке, Ом(ВА)	Кратность тока термической стойкости	Кратность тока электродинамической стойкости
					1
					Ом	ВА	2 (50)	1,2 (30)	0,8 (20)
ТФЗМ-110Б	110	0,5	750-2000	1/5	50/2	50	-	-	20	60	75

Выбранные трансформаторы тока проверяют по следующим условиям:

- по электродинамической стойкости (для отдельно стоящих трансформаторов тока, кроме шинных)

где первичный номинальный ток выбранного трансформатора, кА;

кратность электродинамической стойкости по паспорту трансформатора

Проверка на электродинамическую стойкость трансформатора тока на 10 кВ

Проверка на электродинамическую стойкость трансформатора тока на 110 кВ

- по термической стойкости (для отдельно стоящих трансформаторов тока)

Проверка на термическую стойкость трансформатора тока на 10 кВ

Проверка на термическую стойкость трансформатора тока на 110 кВ

Все выбранные трансформаторы тока удовлетворяют всем условиям.

1.8 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения предназначены для снижения высокого напряжения до величины 100 или В для питания измерительных приборов, счетчиков активной и реактивной энергии, устройств релейной защиты. Трансформаторов напряжения работает в режиме, близком к холостому ходу, так как большое сопротивление подключаемых приборов одновременно изолирует цепи низкого напряжения от цепей высокого напряжения.

При выборе трансформаторов напряжения необходимо помнить, что их конструкция и схема соединения обмоток должны соответствовать назначению трансформаторов, которые могут быть одно- и трехфазными. Однофазные применяют при любых напряжениях, а трехфазные при напряжениях 6 (10) кВ. так как на подстанциях имеется необходимость обеспечения контроля изоляции электроустановок распределительного устройства, то необходимо применять трехобмоточные трансформаторы напряжения. Их третья обмотка соединена по схеме «разомкнутый треугольник», к которой подключается реле контроля изоляции.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

- в зависимости от конструкции и места установки;

- по номинальному напряжению

- по классу точности, так как трансформатор напряжения имеет значения номинальной мощности, соответствует классам точности 0,2; 0,5; 1; 3.

Трансформаторы напряжения класса 0,2 являются образцовыми и служат для проверки других трансформаторов.

Расчетные контрольные электроизмерительные приборы должны подключаться к трансформаторам напряжения с классом точности 0,5.

Для включения параллельных обмоток щитовых электроизмерительных приборов применяют трансформаторы напряжения, работающие в классе точности 1.

Устройства релейной защиты подключаются к трансформаторам напряжения класса 3



Таблица 1.14. Электрические характеристики трансформаторов напряжения

Тип	Напряжение, В	Номинальная мощность, ВА, в классе точности	Предельная мощность, ВА	Схема и соединения обмоток
	первичное	вторичное	Дополнительной обмотки НН
				0,5	1	3
НТМК- 10	1000	100	-	120	200	500	960
НКФ-110-57	110000		1003	400	600	1200	2000



2. Технологический раздел

Быстродействующие выключатели (БВ) применяются для включения и отключения цепей постоянного тока под нагрузкой и автоматического отключения их при перегрузках и КЗ. Они являются одновременно коммутационными и защитными аппаратами. В тяговых сетях постоянного тока напряжением 3 кВ при возникновении КЗ токи могут достигать 30 ч 40 кА. Такие токи представляют большую опасность для сетей и оборудования термическими и динамическими воздействиями. В отличии от цепей переменного тока, где ток периодически снижается до нуля и дуга в отключающем аппарате в этот момент гаснет, в цепях постоянного тока происходит его нарастание до установившегося значения за сотые доли секунды. Отключение такого тока связано с большими трудностями. На практике отключение цепи постоянного тока осуществляют значительно раньше момента достижения током КЗ своего максимального значения.

Для этого необходимы быстродействующие выключатели с максимальным током отключения от 15 до 27 кА. В зависимости от параметров отключаемой цепи такой отключающей способности БВ бывает вполне достаточно.

На рисунке 2.1 показан графически процесс изменения тока КЗ, отключаемого автоматическим БВ. Предполагается, что БВ замыкает короткозамкнутую цепь в момент времени О. Ток, возникающий в цепи, будет нарастать по кривой от 0 до I_{К МАКС}. Эта кривая описывается уравнением:

_кt= (2.1)

где i_kt - мгновенное значение тока КЗ в момент времени t, A;

i_kt - мгновенное значение тока КЗ в момент времени t, A;

U - напряжение сети, В;

R_K - сопротивление короткозамкнутой цепи, Ом;

L_K- индуктивность короткозамкнутой цепи,Гн;

t - время, отсчитываемое с момента начала КЗ, с.

Рисунок 2.1. Изменение тока КЗ, отключаемого быстродействующим выключателем

Максимального значения ток КЗ достигает в установившемся режиме КЗ

(2.2)

Этой величины (с погрешностью до 5%) ток достигает в течение

0,02 ч 0,1 с. Процесс отключения должен начаться значительно раньше этого времени при достижении током величины уставки срабатывания выключателя I_у.ср. Время отключения КЗ t_откл можно разбить на три периода:

t₁ -- собственное время выключателя (t_с.в) от момента, когда ток достигнет тока уставки срабатывания выключателя I_у.ср до начала расхождения контактов и появления дуги;

t₂ -- время нарастания тока в дуге до максимального значения, которое отключит выключатель;

t₃ -- время снижения тока в дуге от I_откл до 0.

Таким образом, время отключения БВ можно записать в следующем виде:

t_откл = t₁ + t₂ + t₃ или t_откл = t_c.в + t_г.д..

где t_г.д..= t₂ + t₃ - время гашения дуги.

Время t_о нарастания тока КЗ до тока уставки срабатывания

выключателя определяется параметрами отключаемой цепи и от свойств самого выключателя не зависит. Крутизна кривой тем больше, чем меньше индуктивность L_к отключаемой цепи, а омическое сопротивление R_К определяет величину максимального тока КЗ.

Собственное время t₁ зависит от принципа действия БВ и конструкции его механизма, определяется инерционностью подвижных частей и является одной из важнейших характеристик БВ. Оно не зависит от параметров защищаемой цепи и составляет в современных выключателях 0,003 0,005 с. Чем меньше t₁, тем лучше выключатель.

Время t₂, в течение которого ток в дуге продолжает нарастать, но по более пологой кривой из-за увеличения сопротивления в дуге, зависит от конструции дугогасительного устройства БВ. Желательно уменьшить это время в идеале до нуля.

Время t₃, в течение которого ток уменьшается от I_ОТКЛ до нуля, не может уменьшаться чрезмерно вследствие возникновения в цепи перенапряжения из-за большой э.д.с. самоиндукции _L =, складывающейся с питающим напряжением сети U. Возникающее перенапряжение может вызвать повторное зажигание дуги между контактами БВ.

Из сказанного следует, что время отключения БВ t откл можно уменьшать за счет снижения t₁ и t₂ , совершенствуя конструкцию механизма БВ и его дугогасительное устройство. Такая работа приводит к появлению на каждом этапе развития новых типов выключателей, поэтому в эксплуатации находятся различные типы быстродействующих выключателей.

По принципу работы отключающего механизма БВ делятся на две группы:

-- с пружинным отключением, отключение которых достигается за счет усилий, развиваемых мощными отключающими пружинами;

-- с магнито-пружинным отключением, отключение которых осуществляют как силы отключающих пружин, так и электромагнитные силы.

По способности реагировать на направление тока в цепи БВ бывают:

-- поляризованные, автоматическое отключение которых происходит при определенном направлении тока через выключатель;

-- неполяризованные. автоматическое отключение которых обуславливается только величиной тока и не зависит от его направления.

Отечественной промышленностью выпускались различные типы быстродействующих выключателей, нашедших широкое применение на тяговых подстанциях. Несмотря на то, что некоторые типы выключателей сняты с производства, в эксплуатации они продолжают находиться. Основные типы применяемых выключателей: ВАБ-43 и ВАБ-49. На смену им идут выключатели типов ВАБ-70,77 и ВАБ-206 различных модификаций.

2.1 Описание работы выключателя ВАБ - 49

Выключатель ВАБ-49 разработан на основе выключателей ВАБ-28 и ВАБ - 4З, хотя имеет значительные конструктивные отличия. Выпускаются четыре модификации выключателя: ВАБ-49-3200/30-Л-УХЛ4 на 3200 А и ВАБ-49-5000/30-Л-УХЛ4 на 5000А применяются только по два, соединенные последовательно; ВАБ-49/1-3200/30-Л-УХЛ4 и ВАБ-49-4000/30-К-УХЛ4 на 4000 А применяются в одиночном исполнении. Буква Л обозначает, что выключатель устанавливается на линиях постоянного тока для защиты их от токов КЗ и недопустимых перегрузок. Буква К обозначает, что выключатель устанавливается в качестве катодного на преобразователях переменного тока в постоянный для защиты от обратных токов. Все выключатели выпускаются на номинальное напряжение 3300 В, а наибольшее рабочее -- 4100 В, предназначены для работы в районах с умеренным и холодным климатом, в закрытых отапливаемых помещениях.

На рис. 2.2 изображен полюс выключателя ВАБ-49 во включенном положении, который состоит из контактного блока и привода, изолированных друг от друга изоляторами 2, установленными на скобе 1, изолятора 24 и изолирующей тягой 25. Корпус привода заземляется. Привод включает в себя электромагнит, состоящий из магнитопровода 44, катушки 43, расположенной на среднем стержне магнитопровода, к которому крепятся главный якорь 45 и якорь механизма свободного расцепления 36, вращающиеся на одной оси 42, промежуточного трехплечного рычага 41, установленного на главном якоре 45 и соединенного с ним осью 34, контактной пружины 27, отключающих пружин 47 и упора 46 главного якоря. Электромагнит закреплен в корпусе 32 шпильками 40. С двух сторон корпуса установлены блокировочные контакты 28. Механический указатель положения выключателя 35 расположен с торца привода.

Контактный блок выключателя состоит из катушки магнитного дутья 11 с неподвижным контактом 10, магнитопровода магнитного дутья 12, дугогасительного рога 15 неподвижного контакта, подшипника 13 для установки дугогасительной камеры, объединенных в единый узел и установленных на панели 9. Узел неподвижного контакта изолирован от узла подвижного контакта изолятором 7, установленном на скобе 22 и контактной шине 5. Контактный блок включает в себя главный подвижный контакт 8 закрепленный через ось 4 на скобе 22 и соединенный с шиной 5 гибкими связями 6. Дугогасительный рог 18 подвижного контакта закреплен на скобах 19 и 22. На главном подвижном контакте установлен дугогасительный контакт 16 с пружиной дожатия 21 закрепленный болтом 17. Нажатие пружины 21 регулируется гайкой 23.

Подвижный контакт связан тягой 25, к которой крепится осью 48, с промежуточным рычагом 41 регулировочной втулкой 31 с осью 30. Соединение контактного блока с дуго...