Электроснабжение городского электрического транспорта

1. Общая характеристика объекта Тяговые подстанции городского электротранспорта служат для преобразования трехфазного переменного тока напряжением 6 или 10 кВ в постоянный ток. Напряжение постоянного тока для городского электротранспорта принято: на токоприемнике трамвая и троллейбуса 550 В, на шинах тяговых подстанций 600 В, на токоприемнике подвижного состава метрополитена 750 В, на шинах его тяговых подстанций 825 В.

Питание тяговых подстанций электроэнергией производится по воздушным или кабельным линиям напряжением 6 или 10 кВ От энергосистемы ток поступает в распределительное устройство высшего напряжения подстанции. Распределительное устройство служит для приёма и распределения электроэнергии. Оно состоит из сборных шин, оперативных и защитных аппаратов, измерительных приборов и вспомогательных аппаратов. К распределительному устройству присоединены преобразовательные агрегаты и трансформаторы собственных нужд (ТСН). Преобразовательные агрегаты состоят из преобразовательных трансформаторов и выпрямителей.

Электроэнергия выпрямленного тока через распределительное устройство постоянного тока, положительные и отрицательные линии поступает в тяговую сеть для питания электрического подвижного состава.

Нагрузка на сборных шинах тяговой подстанции не остается постоянной, так как непрерывно изменяется число поездок, курсирующих в районе подстанции, а также ток, потребляемый каждым из поездов. Ток поезда меняется в зависимости от сопротивления его движению, профиля и состояния пути, наполнения вагона пассажирами, от вида соединения тяговых двигателей и от напряжения сети.

Данная подстанция по назначению относится к питающим контактную сеть троллейбуса и состоит из трех агрегатов, два из которых являются рабочими, а одни агрегат является резервным. Резервным агрегатом осуществляется резервирование подстанции по мощности.

2. Выбор схемы электроснабжения Системы первичного питания служат для передачи электроэнергии с трансформаторных подстанций или распределительных пунктов энергосистем на тяговую подстанцию.

Схемы первичного питания могут быть тупиковыми, радиальными или кольцевыми. Кроме того, бывают схемы питания на отпайках. Выбор той или иной схемы первичного питания тяговой подстанции связан с необходимостью обеспечения определенной надежности электроснабжения при оптимальных начальных затратах.

Применительно к тяговым подстанциям городского электротранспорта это разделение означает, что подстанции метрополитена относятся к потребителям первой категории, трамвайно-троллейбусные же подстанции централизованного электроснабжения — ко второй категории, так как перерыв в электроснабжении трамвайной или троллейбусной линии не сопровождается таким серьезными последствиями, как перерыв в электроснабжении линий метрополитена.

Внутреннее электроснабжение осуществляется по схеме с радиальным питанием, которая не имеют резерва, поэтому повреждение питающей линии приводит к полному прекращению электроснабжения тяговой подстанции со стороны ввода 6 или 10 кВ. Такой принцип питания, как правило, приемлем лишь в том случае, если район питания тяговой сети может быть присоединен к шинам смежных тяговых подстанций.

Резервирование по высокому напряжению 6 или 10 кВ при радиальном питании может быть осуществлено за счет прокладки второй линии. В таком случаи схема имеет две раздельно работающие линии с автоматическим включением резерва на стороне тяговой подстанции.

3. Расчёт электрических нагрузок тяговой сети Расчёт параметров тяговых нагрузок производят по следующим данным:

Ш интервал движения троллейбусов в период максимальных тяговых нагрузок;

Ш количество маршрутов на линии;

Ш средний ток, потребляемый из сети;

Ш длина участков контактной сети;

Ш длина питающих кабелей.

Таблица 1 — исходные данные:

Для расчёта необходимо, также задаться интервалом движения троллейбусов на участках. Всего на пересечении улиц В. Хоружей и М. Богдановича и Сурганова курсирует 15 маршрутов следующих по маршрутам: 12, 22, 28, 29, 33, 34, 37, 38, 40, 43, 46, 52, 53, 54, 55. Интервал движения которых задаётся в минутах: 12−6, 22−10, 28−14, 29−8, 33−16, 34−8, 37−4, 38−20, 40−6, 43−13, 46−10, 52−15, 53−9, 54−6, 55−14.

Исходя из этих данных определяется количество машин n, шт для каждого из маршрутов курсирующих по заданным участкам

(1)

где t — интервал движения между попутными машинами одного направления, мин

N ₁ = = 10 (шт)

N₂ = = 6 (шт)

N₃ = = 4 (шт)

N₄ = = 8 (шт)

N₅ = = 4 (шт)

N₆ = = 8 (шт)

N₇ = = 15 (шт)

N₈ = = 3 (шт)

N₉ = = 10 (шт)

N₁₀ = = 5 (шт)

N₁₁ = = 6 (шт)

N₁₂ = = 4 (шт)

N₁₃ = =7 (шт)

N₁₄ = = 10 (шт)

N₁₅ = = 4 (шт) Находим суммарное количество машин ?, шт на каждом участке по формуле

?N ₁₋₁₁, (2)

где ?n, шт — сумма машин всех маршрутов на участке

N₃+N₆+N₁₁+N₁₃+N₅+N₇+N₈+N₁₂+N₁₄+N₁₅+N₉+N₁₀

4+8+6+4+15+3+4+10+4+10+5+7= 80 (шт)

N₇+N₉+N₁₀+N₁₁+N₁₃

15+10+5+6+7=43 (шт)

N₁+N₂+N₁₀+N₅

10+6+10+5=31 (шт)

N₁+N₂+N₄+N₉+N₁₀

10+6+8+10+5=39 (шт)

N₇+N₁₁+N₁₃

15+6+7=28 (шт)

N₁+N₂+N₇+N₉+N₁₀+N₁₁+N₁₃

10+6+15+10+5+6+7=59 (шт)

N₁+N₂

10+6=16 (шт)

N₁+N₂+N₃+N₅+N₈+N₁₄+N₁₅+N₁₂+N₉+N₁₀

+6+4+4+3+10+4+4+10+5= 60 (шт) Движение на участках 1−11 выполняется троллейбусами марки АКСМ 321 средняя эксплуатационная скорость движения которого х_е= 17 км/ч, средний потребляемый ток І_е = 127 А. Движение на каждом из участков двухстороннее, поэтому частоту движения машин n, пар машин в час (пмч) определяем по формуле для двухстороннего движения

n =, (3)

n₁= = 6,5 (пм/ч)

n₂= = 1,8 (пм/ч)

n₃= = 1,9 (пм/ч)

n₄= = 1,5 (пм/ч)

n₅= = 2,7 (пм/ч)

n₆= = 1,5 (пм/ч)

n₇= = 1,2 (пм/ч)

n₈= = 4,9 (пм/ч)

n₉= = 1,1 (пм/ч)

n₁₀= = 1,2 (пм/ч)

n₁₁= = 3,6 (пм/ч) Нагрузку участков тяговой сети І_у, А рассчитываем по формуле

І_у = І_ср ^. n, (4)

І_у1 = 127*6,5 = 825,5 (А)

І_у2 = 127*1,8 = 228,6 (А)

І_у3 = 127*1,9 = 241,3 (А)

І_у4 = 127* 1,5 = 190,5 (А)

І_у5 = 127* 2,7 = 342,9 (А)

І_у6 = 127* 1,5 = 190,5 (А)

І_у7 = 127* 1,2 = 152,4 (А)

І_у8 = 127* 4,9 = 622,3 (А)

І_у9 = 127* 1,1 = 139,7 (А)

І_у10 = 127*1,2 = 152,4 (А)

І_у11 = 127* 3,6 = 457,2 (А) Находим общий ток І_общ, А по формуле

І_общ = І_у1 + І_у2 + І_у3 + І_у4 + І_у5 + І_у6 + І_у7 + І_у8+І_у9 + І_у10 + І_у11, (5)

І_общ =3543,3 (А) Данные расчётов заносим в таблицу 2.

Таблица 2- Расчетные данные

4. Выбор места расположения тяговой подстанции При выборе места расположения тяговой подстанции необходимо учитывать экономические показатели. Система электроснабжения должна обеспечивать минимум затрат. Таким образом, возникает задача поиска экономически целесообразного варианта. Для выбора варианта системы с наименьшими затратами по экономическим критериям сравниваются возможные варианты электроснабжения, отвечающие техническим нормативам.

Число и расположение тяговых подстанций зависит главным образом от протяженности сети и ее конфигурации, а мощность подстанций — от величины нагрузки сети и принятой системы питания. При выявлении нагрузки сети, местоположения и числа подстанций следует исходить из полного развития сети и перспективного объема перевозок не менее чем на ближайшие 5—10 лет. Тяговые подстанции размещают обычно вблизи наиболее нагруженных узлов сети, что приводит к сокращению кабельной линии, питающей участки сосредоточенных нагрузок. Радиус действия подстанции ручного управления 3,5 км, при малой плотности сети он может достигать 5 км и более.

При размещении тяговой подстанции в зоне жилой застройки необходимо учитывать уровни шумов, генерируемых тяговой подстанцией. Основным источником шума на тяговой подстанции, при размещении современных агрегатов и естественном охлаждении, является силовой трансформатор. Из-за этого тяговую подстанцию необходимо размещать на удаленном расстоянии от жилых застроек. На определённых электрическими расчетами местах не всегда возможно расположить тяговую подстанцию из-за отсутствия достаточных свободных площадей для её строительства. В этом случае тяговая подстанция располагается на ближайших к расчетной точке свободных площадях, а кабельные линии прокладываются в расчетные точки контактной сети.

5. Расчёт мощности ТП и преобразовательных агрегатов Мощность тяговой подстанции на стороне 600 В рассчитывают по выпрямленному току. Ток подстанции для нормального и вынужденного режимов определяют как сумму токов положительных кабелей подстанции.

I_общ = I_n

I_n = 3543,3 (А) Для нормального режима работы суммируют токи кабелей в нормальном режиме. Для вынужденного режима (при централизованной системе) складывают токи для одного кабеля — в вынужденном режиме, для всех других — в нормальном режиме. Из всех возможных вариантов вынужденного режима выбирают наиболее тяжёлый с точки зрения загрузки оборудования.

Число агрегатов тяговой подстанции централизованного снабжения определяется по формуле

n = + 1, (6)

где I_на— номинальный ток агрегата, равный 2000 А[5];

K_зд — допустимый коэффициент загрузки агрегата, равный 1,14[5].

n = + 1?3

Коэффициент загрузки преобразовательных агрегатов КЗ тяговой подстанции централизованной системы К_з =, (7)

где n — число агрегатов подстанции;

I_на — номинальный ток агрегата подстанции, А.

К_з = = 0,89

В данном проекте используется выпрямительный агрегат типа ВАКЛЕ 2000/600 в комплекте с трансформатором ТМПУ-2000. Технические данные приводим в таблицу:

Таблица 3 — Технические данные

Принимаем число агрегатов равным 3. Число трансформаторов собственных нужд принимаем равным 2. Определяем фактический коэффициент загрузки выпрямительного агрегата и сравниваем его с допустимым коэффициентом

K_зд > К_з, (8)

1,14 > 0,89

Рабочая мощность подстанции на стороне 600 В (постоянного тока) Р_П = I_n*U_н, (9)

где I_n — ток подстанции, А;

U_H — номинальное напряжение на шинах подстанции, 600В[5].

Р_П = 3543,3 *600 = 2126 (кВА) Установленная мощность подстанции на стороне переменного тока

S_уст=+ (10)

где S_iуа — установленная мощность i-того агрегата, кВА;

S_KCH — установленная мощность k-того трансформатора собственных нужд, кВА. Трансформатором собственных нужд выбираем масляный трансформатор типа ТМ-40/10,К_з= 0,7[5].

S_уст = 3 ^. 1385 + 2 ^. 40 = 4235 (кВА) Рабочая мощность подстанции определяется с учётом реального коэффициента загрузки агрегата К_з. Резервный агрегат подстанции при определении её рабочей мощности не учитывается

S_pa = S_уа ^. К_з, (11)

где S_ya — мощность одного установленного агрегата, кВА.

S_рa = 1385 * 0,89 = 1232,65 (кВА) Рабочая мощность подстанции

S_уст = + (12)

S_рn = 2* 1232,65+40* 0,7 = 2493,3 (кВА)

6. Расчет сечения контактной сети и кабелей 600 В Исходя из нагрузки на участках контактной сети, производят выбор кабелей и контактных проводов по экономической плотности тока. Расчет производится для наиболее загруженного участка. В данном проекте таковым является пятый участок.

Наибольшее распространение для тяговых сетей трамвая и троллейбуса получили провода МФ-100, сечением 100 мм². Выбранное сечение контактных проводов необходимо проверить по допустимой плотности тока:

для нормального режима 5 А/мм²;

для вынужденного режима 7 А/мм².

Находим эквивалентный ток I_эк, А при нормальном режиме работы, на самом загруженном участке

I_эк1 =, (13)

где n — частота движения на участке;

I_Y — средний ток на участке, А;

в — квадрат относительного среднеквадратичного отклонения поездного тока (в = 1,2 — для троллейбусов) [4];

I_эк1 = =563,3 (А) Определяем фактическую плотность тока J, А/мм² по формуле

J₁ =, (14)

где К_у — коэффициент износа КП для троллейбуса = 0,92[4];

q — сечение провода марки МФ-100

J₅ = =3,1(А/мм²)

Для сети с неизменной линейной плотностью тока I_э, А, эффективные нагрузки проводов контактной сети или кабеля для одностороннего питания, при нормальном режиме находят по формуле

I_э = I_y (15)

I_э1 = 825,5* = 898,5 (А)

I_э2 = 228,6 = 295,12 (А)

I_э3 = 241,3* = 308,22 (А)

I_э4 = 190,5 * = 255,58 (А)

I_э5 = 342,9 * = 412,11 (А)

I_э6 = 190,5* = 255,58 (А)

I_э7 = 152,4 = 215,5 (А)

I_э8 =622,3 = 694,3 (А)

I_э9 = 139,7* = 202 (А)

I_э10 = 152,4 = 212,5 (А)

I_э11 = 457,2* = 527,9 (А) Оптимальное сечение контактных проводов и кабелей S_э, определяется по формуле:

S_э =, (16)

где I_э — эквивалентная нагрузка провода или эффективная нагрузка кабеля, А.

J-экономическая плотность тока, принятая равной 1,35 А/мм²[4];

S_э1 = = 665,5 (мм²)

S_э2 = = 218,6 (мм²)

S_э3 = = 228,3 (мм²)

S_э4 = = 189,32 (мм²)

S_э5 = = 305,3 (мм²)

S_э6 = = 189,32 (мм²)

S_э7 = = 159,6 (мм²)

S_э8 = = 514,3 (мм²)

S_э9 = = 149,6 (мм²)

S_э10= = 159,6 (мм²)

S_э11 = = 391 (мм²)

Кабель от которого питается контактная сеть может быть повреждён, что вызовет увеличение нагрузки на соседних участках, то питающий кабель должен будет работать и в вынужденном режиме.

Находим нагрузки проводов контактной сети при вынужденном режиме работы

I_эк =(I_n+I_nn) (17)

I_эк1,2=(825,5+228,6) =1061,6 (А)

I_эк2,3=(228,6+241,3) =540,38 (А)

I_эк3,8=(241,3+622,3) =932,7 (А)

I_эк4,5=(190,5+342,9) =602,7 (А)

I_эк6,7=(190,5+152,4) =411,5 (А)

I_эк8,9=(622,3+139,7) =830,6 (А)

I_эк9,10=(139,7+152,4) =359,3 (А)

I_эк10,11=(152,4+457,2) =676,7 (А) Сечение кабелей определяем при работе в вынужденном режиме

S_эк =, (18)

S_эк1,2 = = 786 (мм²)

S_эк2,3 = = 400 (мм²)

S_эк3,8 = = 690 (мм²)

S_эк4,5 = = 446,5 (мм²)

S_эк6,7 = = 304,8 (мм²)

S_эк8,9 = = 615,2 (мм²)

S_эк9,10 = = 266 (мм²)

S_эк10,11= = 501,2 (мм²)

Питающие кабели выполняются обычно в броне с двумя алюминиевыми жилами. Питание контактной сети 1 стороннее то для питания КС выбираем кабель марки АСБ — 800 сечением 800 мм². На некоторых участках нет необходимости в подобном сечении (их можно выполнить и меньшим сечением) как следствие при аварии на ТП, или повреждении кабеля нагрузки не вызовут повреждения кабеля на соседних участках т.к. их превышение скомпенсируют соседние участки.

Данные расчетов по питающим кабелям сводим в таблицу 4:

Таблица 4 — Результаты расчётов по ПК

7. Проверка сети на потерю напряжения электроснабжение тяговый подстанция сеть Падение напряжения на участке тяговой сети для нормального режима работы системы электроснабжения рассчитывают как среднее суммарное падение напряжения на участке тяговой сети:

?U _c = 2*?U _n +2* ?U _K, (19)

где ?U_n -среднее падение напряжения в контактном проводе, В;

?U_K -падение напряжения в кабеле, В;

Среднее суммарное падение напряжения на участке в нормальном режиме не должно превышать 90 В. При одностороннем питании среднее падение напряжения в положительном и отрицательном контактных проводах на участке тяговой сети с равномерно распределенной нагрузкой неизменной линейной плотности тока определяется по формуле

_n = **I_y* () (20)

где I_y — ток участка, А;

L_y — длина участка, м;

— удельная проводимость КП (для меди y = 57 См/м) [4];

q_кс — площадь сечения контактных проводов, м²;

K_и — коэффициент износа контактного провода;

б — отношение всего времени движения единицы подвижного состава к времени ее движения под током, принимаем равным 1,7;

n — число единиц подвижного состава на участке.

Здесь, как при расчете плотности тока в контактных проводах, необходимо учитывать параллельное соединение контактных проводов на участках с двумя направлениями движения.

Определяем среднее падение напряжения в положительном и отрицательном контактных проводах на каждом участке тяговой сети

_n1 = **825,5* ()=40,2 (В)

_n2= **228,6* ()=9,45 (В)

_n3 = **241,3* ()=9,2 (В)

_n4 = **190,5* ()=8,9 (В)

_n5 = **342,9* ()=18,2 (В)

_n6 = **190,5* ()=10,4 (В)

_n7 = **152,4* ()=6,99 (В)

_n8 = **622,3* ()=32,8 (В)

_n9 = **139,7 ()=11,5 (В)

_n10 = **152,4* ()=12,2 (В)

_n11 = **457,2* ()=19,2 (В) Падение напряжения в кабелях определяем по формуле ДU_k = (1 +), (21)

где I_к — ток кабеля, А;

L_к — длина кабеля, м;

y_к = 33 См/м для алюминия[4].

ДU_k1 = *(1 +) = 4,1 (В) ДU_k2 = *(1 +) = 1,6 (В) ДU_k3 = *(1 +) = 5,1 (В) ДU_k4 = *(1 +) = 6,5 (В) ДU_k5 = *(1 +) = 15,1 (В) ДU_k6 = *(1 +) = 6,9 (В) ДU_k7 = *(1 +) = 9,3 (В) ДU_k8 = *(1 +) = 11,8 (В) ДU_k9 = *(1 +) = 8,7 (В) ДU_k10 = *(1 +) = 4,6 (В) ДU_k11 = *(1 +) = 3,7 (В) Определяем среднее суммарное падение напряжения на каждом участке тяговой сети по формуле (19)

?U_c1 = 2* 40,2 + 2* 4,1 = 88,6 (В);

?U_c2 = 2* 9,45 + 2* 1,6 = 22,1 (В);

?U_c3 = 2* 9,2 + 2* 5,1 = 28,6 (В);

?U_c4 = 2* 8,9 + 2* 6,5 = 30,8 (В);

?U_c5 = 2* 18,2 + 2* 15,1 = 66,6 (В);

?U_c6 = 2* 10,4 + 2* 6,9 = 34,6 (В);

?U_c7 = 2* 6,99 + 2* 9,3 = 32,58 (В);

?U_c8 = 2* 32,8 + 2* 11,8 = 89,2 (В);

?U_c9 = 2*11,5 + 2* 8,7 = 40,4 (В);

?U_c10 = 2* 12,5 + 2* 4,6 = 34,2 (В);

?U_c11 = 2* 19,2 + 2* 3,7 = 45,6 (В).

Рассчитанное среднее суммарное падение напряжения на всех участках не превышает 90 В, что соответствует норме.

8. Выбор электрооборудования РУ 600 В Распределительные устройства выпрямленного тока предназначены для приема электрической энергии, поступающей от преобразовательных агрегатов, и распределения ее по отходящим от подстанции линиям, питающим отдельные участки контактной сети.

Основным оборудованием распределительных устройств являются выключатели постоянного тока, устанавливаемые на всех присоединениях положительных линий и преобразовательных агрегатов, разъединители и переключатели с приводами, а также положительные и отрицательные сборные шины.

Минимальный ток короткого замыкания секционного участка находим по формуле

I_Kmin =, (22)

где r_пл — общее сопротивление положительных и отрицательных питающих линий;

r_кс — общее сопротивление участка контактной сети;

R_э — эквивалентное сопротивление преобразовательного трансформатора и системы первичного питания.

Находим общее сопротивление положительных и отрицательных питающих линий по формуле

r_пл = r_{0 пл} * ?_кл, (23)

где r_{0 пл} = 0,039 Ом/км для кабеля АСБ — 800

r_пл1 = 0,039* 0,12 = 0,00468(Ом/км)

r_пл2 = 0,039 * 0,129 = 0,005 (Ом/км)

r_пл3 = 0,039* 0,4 = 0,0156 (Ом/км)

r_пл4 = 0,039* 0, 6 = 0,0234 (Ом/км)

r_пл5= 0,039* 0,892 = 0,034 (Ом/км)

r_пл6 = 0,039* 0,633 = 0,024 (Ом/км)

r_пл7 = 0,039* 1,01 = 0,39 (Ом/км)

r_пл8 = 0,039* 0,454 = 0,018 (Ом/км)

r_пл9 = 0,039* 1,022 = 0,04 (Ом/км)

r_пл10 = 0,039* 0,498 = 0,019 (Ом/км)

r_пл11 = 0,039* 0,178 = 0,007 (Ом/км)

Общее сопротивление участка контактной сети находим по формуле

r_кс = r_{0 кс} * ?_кс, (24)

где r_0кс = 0,179 Омкм — физическое сопротивление 1 км контактного провода марки МФ 100

r_кс1 = 0,179* 0,689 = 0,12 (Ом/км)

r_кс2 = 0,179* 0,354 = 0,06 (Ом/км)

r_кс3 = 0,179* 0,367= 0,066 (Ом/км)

r_кс4 = 0,179* 0,403 = 0,07 (Ом/км)

r_кс5 = 0,179* 0,59 = 0,1 (Ом/км)

r_кс6 = 0,179* 0,47 = 0,08 (Ом/км)

r_кс7= 0,179* 0,35 = 0,06 (Ом/км)

r_кс8 = 0,179* 0,7 = 0,13 (Ом/км)

r_кс9 = 0,179* 0,6 = 0,11 (Ом/км)

r_кс10 = 0,179* 0,612 = 0,11 (Ом/км)

r_кс11 = 0,179* 0,513 = 0,09 (Ом/км) Находим мощность кабеля по формуле Р_к = * I?* U_ср, (25)

где, I?=11 кА — установившийся ток короткого замыкания на стороне 10 Кв

U_ср = 10,5 В — среднее напряжение[4].

Р_к = * 11* 10,5 = 200,05 (кВ) Находим эквивалентное сопротивление преобразовательного трансформатора и системы первичного питания по формуле

R_э = 0,239 (Х_с + Х_т), (26)

Где, Х_с — сопротивление системы первичного питания Х_т — сопротивление преобразовательного трансформатора Находим сопротивление системы первичного питания Х_с =, (27)

где U_r² = 560 В [7]

Х_с = = 0,0047 (Ом) Находим сопротивление преобразовательного трансформатора Х_т = (28)

где =66%

Х_т = = 0,44 (Ом)

R_э = 0,239 (0,0057 + 0,45) = 0,0015 (Ом) Минимальный ток короткого замыкания для всех секционных участков

I_Kmin1 = = 2400 (А)

I_Kmin2 = = 3985(А)

I_Kmin3 = = 3750 (А)

I_Kmin4 = = 3191 (А)

I_Kmin5 = = 2222 (А)

I_Kmin6 = = 2857 (А)

I_Kmin7 = = 1000 (А)

I_Kmin8 = = 2000 (А)

I_Kmin9 = = 2000 (А)

I_Kmin10 = = 2308 (А)

I_Kmin11 = = 3000 (А) Проверка токов по трем условиям для каждого участка тяговой сети

1) I_тр? 0,8* I_кmin,

I_тр1? 0,8* 2400

I_тр1? 1920 (А)

2) I_m = К_М* I_ср,

I_m1 = 3,3* 825,5 = 2724 (А)

3) I_тр? 1,2* I_m.

I_тр1? 1,2* 2724

I_тр1? 3269 (А) Данные проверки условий и значения номинальных токов комплекта разъединитель — выключатель. Досчитываем остальные значения и заносим в таблицу 5.

Таблица 5 — Данные проверки условий

Для тяговой подстанции № 24 выбираем комплект распределительных ВАБ-43−4000/10 с номинальным током 1000 А и разъединитель типа РВК-10/2000с приводом ПР-3, РВК-10/3000 без привода 3, которые располагаются в комплектном распределительном устройстве КРУ с номинальным напряжением U_н = 600 В.

9. Расчёт токов короткого замыкания Для расчета токов короткого замыкания по расчетной схеме составляем схему замещения, в которой указаны сопротивления всех элементов и показаны точки для расчета токов короткого замыкания. Генераторы, трансформаторы большой мощности, воздушные линии, реакторы представляем в схеме замещения их индуктивными сопротивлениями, так как активные сопротивления во много раз меньше индуктивных. Кабельные линии 6−10 кВ в схеме замещения представлены и индуктивным и активным сопротивлениями.

Рисунок 1 — Расчётная схема Рисунок 2 — Схема замещения Таблица 6 — Исходные данные для расчёта

Используя метод преобразования цепи, находим результирующее сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания. При этом расчет сопротивления ведем в относительных единицах.

Рассчитываем индуктивные сопротивления системы Х_с, Ом Х_с =, (29)

где I? = I_рп номинальный ток системы, А Х_с1 = = 0,67 (Ом) Х_с2 = = 0,58 (Ом) Находим сопротивление кабельной линии Х_кл, Ом Х_кл = Х *?, (30)

где х₀ — индуктивное сопротивление 1 км линии Ом/км (х₀ = 0,08Ом/км) [4]

? — длина воздушной линии Км Х_кл1 = 0,08 *1,06 = 0,08 (Ом) Х_кл2 = 0,08 * 1,075 = 0,086 (Ом) Находим активные сопротивления системы r Ом

r = с*, (31)

где, S — площадь проводника равная 95 мм²[4];

с — удельное сопротивление проводника равное 2,8*10^-3, Ом[7].

r₁ = 2,8* 10^-3* = 0,03 (Ом)

r₂ = 2,8* 10^-3* = 0,032(Ом) Определяем результирующее сопротивление схемы Х_рез, Ом Х_рез = Х_с + Х_кл (32)

Х_рез1 = 0,67 + 0,08 = 0,75 (Ом) Х_рез2 = 0,58 + 0,086 = 0,666 (Ом) Определяем полное результирующее сопротивление схемы Z_рез, Ом

Z = (33)

Z₁ = = 0,75 (Ом)

Z₂ = = 0,66 (Ом) Определяем ток короткого замыкания I?, кА

I_по = (34)

I_по1 = = 8,1 (кА)

I_по2 = = 9,2 (кА) Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле

i_y = * K_y* I_по, (35)

где, К_у— уарный коэффициент тока короткого замыкания (К_У=1,369) [4]

i_y = * 1,369* 9,2 = 17,6 (кА)

10. Выбор электрооборудования РУ 10кВ Выбор масляных выключателей Выбираем масляный выключатель ВМП-10 и проверяем его по расчетным параметрам.

I_p =, (36)

I_p = = 80(А) Номинальная мощность отключения выбранного выключателя определяется по формуле

S_{ном.откл} = *U_н*I_{ном.откл}, (37)

S_{ном.откл} = * 10* 20 = 346 (МВА)

Термическая стойкость выбранного выключателя определяется по формуле

I²_t* t = I _{ном.откл}²* t _откл, (38)

где t_откл — время отключения аппарата, равное 8 с[8].

I²_t *t = 20²* 8 = 3200 (кА^{2 .} с) Расчетная термическая определяется по формуле

I?²* t_п = I_y²* t_п

где t_п — время переходного процесса, равное 0,32 с[8].

I?²* t_п = 3,1²* 0,32 = 3,1 (кА^{2 .} с) Выбранный масляный выключатель подходит по всем условиям.

Выбор разъединителей Выбираем разъединитель РВФ-10/630У и проверяем его по расчетным параметрам. Технические параметры разъединителя и рассчитанные параметры представлены в таблице 7.

Таблица 7 — Условия выбора разъединителей

Выбранный разъединитель подходит по всем условиям.

Выбор трансформаторов тока Выбираем трансформатор тока ТПЛ 10 и проверяем их по расчетным параметрам. Технические параметры трансформаторов токаи рассчитанные параметры представлены в таблице 8.

Таблица 8 — Условия выбора трансформаторов тока

Электрическая стойкость определяется по формуле К * 1,41 * I_НОМ.А. = 250 *1,41 * 100 = 35,3 кА, где К — кратность электродинамической стойкости.

Термическая стойкость определяется по формуле

(К_t * I_НОМ.А.)² * t_т = (45 * 0,1)² * 1 = 20,25,

где К_t — кратность термической стойкости, равная 45[8];

t_т — время термической стойкости, равное 1 секунде[8].

Выбранный трансформатор тока подходит по всем условиям.

Выбор изоляторов Выбираем изоляторы и проверяем их по расчетным параметрам. Технические параметры изоляторов и рассчитанные параметры представлены в таблице 9.

Таблица 9 — Условия выбора изоляторов

Наибольшая расчетная нагрузка на головку опорного изолятора определяется по формуле

F_РАСЧ. = 1,7* i²_Y * (L/а₀)*9,81 * 10^-7, (39)

где L — пролёт между изоляторами, равный 90 см;

а₀ — расстояние между осями шин, закреплённых на изоляторах, равное 30 см.

F_{РАСЧ. ОП} = 1,7 * 5400² * (90/30)*9,81 * 10^-7 = 1549,8 Н Допустимое усилие на головку изолятора определяется по формуле

F_ДОП. = 0,6 * F_Р, (40)

где F_Р — разрушающее усилие, равное 3,75 кН.

F_ДОП. = 0,6 * 3,75 = 2,25 кН Выбранные изоляторы подходят по всем условиям.

Выбор шин 10 кВ Выбираем шины АСПС АД31Т 50×5 и проверяем их по расчетным параметрам. Технические параметры шин и рассчитанные параметры представлены в таблице 10.

Таблица 10 — Условия выбора шин 10 кВ

Минимальное сечение по термической стойкости определяется по формуле

S_p=, (41)

где С_т — коэффициент, зависящий от допустимой температуры при коротком замыкании и материала проводника, равный алюминиевых шин 88.

Наибольшая расчетная нагрузка на шину определяется по формуле

F_РАСЧ. = * i²_Y * (l/а₀) * 10^-7, (42)

где l — пролёт между шинами, равный 120 см;

а₀ — расстояние между фазами, равное 30 см.

F_{РАСЧ. ОП} = *17,6² * (120/30)*10^-7 = 214,4 Н Изгибающий момент, определяемый по формуле М =, (43)

M = = 25,71 (Н*м) момент сопротивления сечения, зависящий от формы и расположения шин, т.к. расположение шин плашмя, то момент сопротивления определяется по формуле

W =, (44)

где b и h — размеры поперечного сечения шины, см.

W = = 2,08 см³

Напряжение в материале шин от изгиба определяется по формуле у_РАС. =, (45)

у_РАС. = = 12,4 МПа.

Выбранный шины подходят по всем условиям.

Выбор высоковольтного кабеля Сечения жил кабелей выбирают по экономической плотности тока и проверяют по нагреву и термической стойкости при КЗ.

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока определяют по выражению

F_Э = I_P/j_Э, (46)

где I_P — расчётный ток кабеля в нормальном режиме работы, А;

j_Э — экономическая плотность тока, А/мм² равна1,35.

Величина тока в нормальном режиме работы:

I_P =2* S_P *К_З/ (* U_H), (47)

где S_P — расчётная нагрузка линии с учётом потерь в трансформаторах, кВА.

I_P = 2* 1385* 0,89/(*10) = 142,5 (А) Сечения жил кабеля по экономической плотности тока находим по формуле 46

F_э = 142,5/1,7 = 83,8 (мм²)

Принимаем ближайшее большее стандартное сечениеААБ-10−3(1×70).

Для определения сечения жил кабелей по нагреву вычисляется наибольший расчётный ток I_PM в нормальном режиме и по таблицам выбирается стандартное сечение, имеющее допустимый ток:

I_ДОП.? I_PM

Величину I_PM кабелей, питающих тяговую подстанцию, можно найти по формуле

I_PM = 2* S_HT* К_З/ (* U_H) (48)

где S_HT — суммарная номинальная мощность цеховых трансформаторов, питающихся по данному кабелю, кВА.

I_РМ = 2*1385* 1,4/ (*10) = 224,1 А Принимаем ближайшее большее стандартное сечениеААБ-10−3(1×120). После расчета токов КЗ в сети 6−10 кВ сечения жил кабелей выбираются по термической стойкости. В инженерных расчетах минимально допустимое сечение проводника по данному условию определяется по формуле

F_m= / C, (49)

где B_К — тепловой импульс от тока КЗ, А²*с;

С — расчетный коэффициент, равный 65 А*с^0,5/мм²[7].

Тепловой импульс определяется по формуле В_к = I_по²* (T_a + t_отк), (50)

где В_к — тепловой импульс, А^{2 .} с;

T_a — постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ;

t_отк — время отключения КЗ, с.

В_К=1,07²* (0,025+0,01) = 40 (кА²*с) Тогда минимальное допустимое сечение проводника по термической стойкости будет равно

F_m =*10³/ 65 = 3,08 (мм²)

Принимаем ближайшее большее стандартное сечениеААБ-10−3(1×25).

Из трех найденных сечений (по экономической плотности тока, нагреву и термической стойкости) принимается большееААБ-10−3 (1×120) с сечением 120 мм² и током равным 240А.

11. Расчет заземления При расчете наружного контура заземления необходимо в первую очередь использовать естественные заземлители, а если такой возможности нет — искусственные.

В качестве естественных заземлителей для зануления и заземления электрооборудования цеховых подстанций можно использовать железобетонные фундаменты зданий, связанные между собой металлическими конструкциями. Данные для расчёта приведены в таблице 11

Таблица 11 — Исходные данные расчёта заземлений

В качестве искусственных заземлителей в первую очередь используются прутковые стальные электроды диаметром 10 мм и длиною 5 м. Сопротивление одного стержня (r₀) определяется по формуле

r₀ = 0,27 ^. с_расч, (51)

где с_расч — расчетное удельное сопротивление грунта, Ом· м.

Расчетное удельное сопротивление грунта определяется по формуле с_расч = К_С* с, (52)

где K_C — коэффициент сезонности, для вертикальных электродов — 1,15[1]

с — удельное сопротивление грунта, равное для глины 40 Ом*м. 1]

с_расч = 1,15* 40 = 46 (Ом· м)

r₀ = 0,27* 46 = 12,42 (Ом) Ориентировочное число вертикальных заземлителей з определяется из отношения з_в =, (53)

где з — коэффициент экранирования, равный 0,56[1]

R₃ — нормированное сопротивление контура заземления, равное 4 Ом[1].

з_в = = 5,54

Сопротивление заземляющей полосы определяется по формуле

r_{г =} *?g, (54)

где K_сезв — коэффициент сезонности, для горизонтальных электродов — 2,5[1]

?_n-длинна полосы ?_n = (14 + 18,3)* 2 = P_n+8 =64,6+8=72,6 (м)

b — ширина полосы равная 40[4] м

t — глубина заложения, соответствующая расстоянию от поверхности земли до стержня, равная 0,7 м

r_{г =} ^. ?g = 3,225 (Ом) Сопротивление полосы в контуре из 10 электродов:

R_г = r_г/ з_г (55)

R_г = 3,225/0,34= 9,48 (Ом)

Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей (R_B) с учетом сопротивления соединительной полосы находится по выражению

R_в = (56)

R_в = = 6,9 (Ом)

Уточненное количество вертикальных заземлителей (N) с учетом коэффициента экранирования определяется по формуле:

n'_в =, (57)

n'_в = = 3,22

Таким образом, окончательно принимаем количество вертикальных заземлителей равным 4 (по таблице из справочника: Коновалова, Дьяков).

12. Спецвопрос. Измерительный трансформатор напряжения Общие сведения и схемы соединения Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/3 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Схема включения однофазного трансформатора напряжения показана на рис.3; первичная обмотка включена на напряжение сети U₁, а ко вторичной обмотке (напряжение U₂) присоединены параллельно катушке измерительных приборов и реле. Для безопасности обслуживания один выход вторичной обмотки заземлен. ТН в отличие от трансформатора тока работает в режиме, близкому к ХХ, т.к. сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток, потребляемый ими, не велик.

Рисунок 3- Схема соединения измерительного трансформатора напряжения Номинальный коэффициент трансформации определяется следующим выражением:

где U_1ном, U_2ном — номинальные первичное и вторичное напряжение соответственно.

Рассеяние магнитного потока и потери в сердечнике приводят к погрешности измерения

Так же как и трансформаторах тока, вектор вторичного напряжения сдвинут относительно вектора первичного напряжения не точно на угол 180⁰. Это определяет угловую погрешность.

В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 0,2; 0,5; 1; 3.

Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали и от cos вторичной нагрузки. В конструкции трансформаторов напряжения предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков первичной обмотки, а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток.

Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных ко вторичной обмотке ТН, не должно превышать номинальную мощность ТН, т. к в противном случае это приведет к увеличению погрешностей.

В зависимости от назначения могут применятся ТН с различными схемами соединения обмоток. Для измерения трех междуфазных напряжений можно использовать два однофазных двухобмоточных трансформатора НОМ, НОС, НОЛ, соединенных по схеме открытого треугольника (рис. 4, а), а также трехфазный двухобмоточный трансформатор НТМК, обмотки которого соединены в звезду (рис. 4,б). Для измерения напряжения относительно земли могут применяться 3 однофазных трансформатора, соединенных по схеме Y₀/Y₀, или трехфазный трехобмоточный трансформатор НТМИ (рис. 4, в). В последнем случае обмотка, соединенная в звезду, используется для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник, присоединяется реле защиты от замыканий на землю.

Рисунок 4- Схемы соединения обмоток трансформаторов напряжения Конструкция трансформаторов напряжения.

По конструкции различают трехфазные и однофазные трансформаторы. Трехфазные трансформаторы напряжения применяются при напряжении до 18 кВ, однофазные — на любые напряжения. По типу изоляции трансформаторы могут быть сухими, масляными и с литой изоляцией.

Обмотки сухих трансформаторов выполняются проводом ПЭЛ, а изоляцией между обмотками служит элетрокартон. Такие трансформаторы применяются в установках до 1000 В (НОС-0,5- трансформатор напряжения однофазный, сухой, на 0,5 кВ).

Трансформаторы напряжения с масляной изоляцией применяются на напряжение 6−1150 кВ закрытых и открытых РУ. В таких трансформаторах обмотки и магнитопровод залиты маслом, которое служит для изоляции и охлаждения. Следует отличать однофазные двухобмоточные трансформаторы НОМ-6, НОМ-10, НОМ-15, НОМ-35 от однофазных трехобмоточных ЗНОМ-15, ЗНОМ-20, ЗНОМ-35.

Выбор трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

— по напряжению установки

U_уст U_ном;

— по конструкции и схеме соединения обмоток;

— по классу точности;

— по вторичной нагрузке

S₂ S_ном,

где S_ном— номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника — удвоенную мощность одного трансформатора;

S₂ — нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

Для упрощения расчетов нагрузку можно не разделять по фазам, тогда Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяются по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 1.5% при нормальной нагрузке.