Федеральное агентство железнодорожного транспорта

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Омский государственный университет путей сообщения»-

«Омский техникум железнодорожного транспорта»

(ОТЖТ – филиал ОмГУПСа)

Утверждаю:

заместитель директора

по учебной работе

С. А. Писаренко

« » 2013 г.

Задание

на дипломный проект студенту группы ЭХ–134–IV курса специальности 140212 Электроснабжение (по отраслям) Зазулиной Кристине Андреевне.

1 Тема проекта: «Анализ выбора оборудования тяговой подстанции переменного тока и ремонт вакуумных выключателей» задана в соответствии с приказом по техникуму о допуске к выполнению выпускной квалификационной работы № 32/д от “23 ” марта 2013 г.

2 Срок сдачи студентом законченного проекта 04 июня 2013 г.

3. Исходные данные к проекту:

– первичное напряжение – 220 кВ;

– вторичные напряжения – 27,5; 10 кВ;

– род тока электрифицированного участка железной дороги – переменный;

– данные для расчета теоретического раздела приведены

в приложении А.

3. Содержание расчетно-пояснительной записки:

1 Теоретический раздел

1. Выбор однолинейной схемы

2. Расчет мощности подстанции

3. Расчет максимальных рабочих токов

4. Расчет параметров короткого замыкания

5. Выбор и проверка высоковольтных выключателей

6. Выбор и проверка разъединителей

7. Выбор и проверка трансформаторов тока

8. Выбор и проверка трансформаторов напряжения

2 Технологический раздел

Исследование вакуумных выключателей переменного тока

3 Экономический раздел

Определение эксплуатационных расходов на содержание подстанции

4 Охрана труда и безопасность движения

Техника безопасности при работах в электроустановках

5 Графический материал, выполненный по ескд:

Лист 1 Однолинейная схема подстанции

Лист 2 Внешний вид вакуумного выключателя переменного тока

Лист 3 Блок управления вакуумного выключателя переменного тока

6 Календарный план

Разделы	Даты выполнения разделов проекта	Отметки о выполнении разделов проекта	Подпись руководителя
1 Теоретический раздел	06.05.13
2 Технологический раздел	13.05.13
3 Экономический раздел	20.05.13
4 Охрана труда и безопасность движения	27.05.13

7 Дата выдачи задания 25 марта 2013 г.

Заведующий отделением

140212 и 080110 ________________ Е. Е. Кузнецова

Руководитель проекта ________________ А.А. Соколова

Задание к исполнению принял ______________ К.А. Зазулина

Нумерация разделов в соответствием с заданим..

Введение

Введение не менеее1.5 стр

Электрификация железных дорог России началась 81 лет назад с участка пригородного движения Москва-Мытищи протяженностью 17,8 км. Первый электропоезд с пассажирами прошел по нему 29 августа 1929 г., а официальное открытие состоялось 15 октября того же года.

Большая роль электрификации железных дорог отводилась еще в плане ГОЭЛРО, принятом в декабре 1921 г., где указывалось на необходимость «создания в стране основного транспортного скелета» из таких путей, которые соединили бы в себе «дешевизну перевозок с чрезвычайной провозоспособностью».

Внедрению электрической тяги, безусловно, способствовало бурное развитие электроэнергетики страны. По производству электроэнергии СССР уже в 1935 г. вышел на второе место в Европе и на третье в мире, а в 1947 г. – на первое в Европе и второе в мире, уступая лишь США. В 1975 г. производство электроэнергии в стране превысило 1 трлн. кВт·ч. Росла и доля выработки электроэнергии электростанциями без затрат органического топлива (гидро- и атомные электростанции).

Трансформаторные подстанции предназначены для питания районных потребителей различных категорий. Напряжение на первичную обмотку данной подстанции поступает то энергосистемы

1 Схемы электрических соединений

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: ОРУ – 220 кВ, ОРУ – 27,5 кВ, ЗРУ – 10 кВ.

Питание распределительного устройства 220 кВ на трансформаторы поступает по линиям электропередачи по вводам W₁, W₂, на которых установлены разъединители типа РГ – 220/1000 УХЛ1. 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.

Распределительное устройство 27,5кВ включает в себя сборные шины, вводы от обмоток 27,5 кВ главных понижающих (тяговых) трансформаторов, фидеры контактной сети и ДПР, трансформаторы собственных нужд.

Шины 27,5 кВ состоят из проводов фаз А и В, секционированных разъединителями, которые нормально включены. Секционирование сборных шин 27,5 кВ двумя разъединителями обеспечивает безопасное выполнение работ и на секциях шин. Фаза С представляет собой рельс уложенный в земле, так называемый рельс земляной фазы, который соединен с контуром заземления подстанции, рельсом подъездного пути, отсасывающей линией и тяговым рельсом.

Питающие линии контактной сети (фидеры) присоединяют к фазе А и В согласно фазировке станции и прилегающих перегонов. Для замены любого фидерного выключателя при выводе его в ремонт или аварийном режиме в схеме ,ОРУ ­- 27,5 кВ предусмотрена запасная шина, которая может получить питание через запасной выключатель от фазы А и В сборных шин.

На тяговых подстанциях ЗРУ – 10 кВ может получать питание от одного понижающего трансформатора при включенном секционном выключателе.

Для ЗРУ – 10 кВ предусматривается установка выключателей.

Все отходящие линии 10 кВ имеют защиту замыкания на землю, для питания которой предусмотрен трансформатор тока.

1.1 Мощность подстанции

1.1.1 Мощность нетяговых потребителей

Максимальная активная мощность районного потребителя:

(2.1)

где Р_уст - установленная мощность потребителя, кВт;

к_с - коэффициент спроса;

Сумма максимальных активных мощностей районных потребителей:

Тангенс угла :

где cos - коэффициент мощности;

Максимальная реактивная мощность районного потребителя:

квар;

квар.

Сумма максимальных реактивных мощностей районных потребителей:

Максимальная полная мощность всех районных потребителей:

где Р_пост - постоянные потери в стали трансформатора, принимаемые 8%;

Р_пер - переменные потери в стали трансформатора, принимаемые 2%;

1.1.2 Мощность на тягу поездов

Мощность тяговой нагрузки:

где I^’_д - наиболее загруженное плечо питания, А;

I^’’_д - наименее загруженное плечо питания, А;

к_м - коэффициент, для двухпутной линии, принимаемый 1,45;

1.1.3. Полная расчетная мощности подстанции.

Мощность на шинах равная 27,5 кВ:

где S_дпр - мощность нетяговых железнодорожных потребителей на электрифицированной дороге переменного тока, питающийся по линии «два провода - рельс», кВА;

S_сн - мощность собственных нужд (определяется по маркировке трансформатора собственных нужд), кВА;

к_р - коэффициент разновременности максимальных нагрузок, принимаемый 0,95;

Максимальная полной мощности:

1.1.4 Выбор главных понижающих трансформаторов

Расчетная мощность главного понижающего трансформатора:

где к_ав - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатор по его отношению к его номинальной мощности принимаемый 1,4;

n_тр - количество главных понижающих трансформаторов, принимаемые равным 2;

Условия выбора главного понижающего трансформатора (таблица 2.1)

S_номГПТ ≥ S_{ГПТрасч}; (2.11)

U_1ном ≥ U_1раб; (2.12)

U_2ном ≥ U_2раб; (2.13)

U_3ном ≥ U_3раб. (2.14)

40000 кВ > 35839,574кВ;

230 кВ > 220 кВ;

27,5 кВ = 27,5 кВ;

11 кВ > 10 кВ.

Таблица 1.1. – электрические характеристики масляных трансформаторов с внешним напряжением 220кВ.

Тип	Номинальная мощность, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ			Напряжение короткого замыкания		Схема и группа соединения обмоток
		высшего напряжения	среднего напряжения	низшего напряжения	uкВ-С, %	uкВ-Н, %
ТДТНЖ – 40000/220 УХЛ-1	40000	230	27,5	11	12,5	22	Y*/Δ- Δ-11-11

1.1.5 Полная мощность подстанции

Полная мощность отпаечной тяговой подстанции:

1.2 Максимальные рабочие токи

Максимальные рабочие токи открытого распределительного устройства 220 кВ.

Максимальный рабочий ток вводов ЛЭП:

Максимальный рабочий ток ремонтной перемычки первичной обмотки высшего напряжения силового трансформатора:

где k_п - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора принимаемый 1,3;

Максимальные рабочие токи распределительных устройств 10 и 27,5 кВ

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки среднего напряжения силового трансформатора:

где k_п – коэффициент перспективы, принимаемый 1,5;

Максимальный рабочий ток сборных шин 10 и 27,5 кВ:

где k_рн2 – коэффициент распределения нагрузки на шинах среднего или низшего напряжения, равный 0,5 при числе присоединений 5 и более; 0,7 – при меньшем числе присоединений;

Распределительное устройство на 27,5 кВ:

Рабочий ток первичной обмотки ТСН:

Рабочий ток ДПР:

1.3 Расчет токов короткого замыкания

Для расчета точек короткого замыкания (КЗ) применяется метод относительных единиц.

1 .3.1 Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания (рисунок 4.1):

Рисунок 1.1 - Расчетная схема

Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания выполняется по схеме замещения (рисунок 4.2).

Рисунок 1.2 - Схема замещения

Сопротивление системы рассчитывается по формуле:

где S_б - базисная мощность, МВА;

S_кс - мощность короткого замыкания системы, МВА;

Сопротивление линии рассчитывается по формуле:

где U_ср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ;

l – длина линии, км;

х₀ – индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км;

Сопротивление трансформатора рассчитывается по формуле:

где u_к% - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Для расчета точек короткого замыкания используется схема преобразования (рисунок 4.3).

Р исунок 1.3 – Схема преобразования

1.3.2 Расчет параметров цепи короткого замыкания

Базисный ток рассчитывается по формуле:

Действующее значение тока короткого замыкания рассчитывается по формуле:

Ударный ток рассчитывается по формуле:

1.4 Выбор и проверка выключателей

Выбираем высоковольтный выключатель, установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора типа ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1

- по роду установки – наружная;

- по конструктивному исполнению – маломасляные;

- по напряжению установки:

U_ном≥U_{раб.макс} (5.1)

220 кВ=220кВ;

- по номинальному току:

I_ном≥I_{раб.макс} (5.2)

Время отключения тока кз:

t_отк=t_рз+t_ср+t_ов; (5.3)

где t_рз – собственное время срабатывания защиты (по принципиальной схеме рисунок 5.1), с;

t_ср – время выдержки срабатывания защиты, принимается 0,1 с;

t_ов – собственное время отключения выключателя, с;

t_отк=2+0,1+0,035=2,135 с.

Тепловой импульс тока кз:

В_к=I_к²(t_отк+Т_а); (5.4)

где Т_а – периодическая составляющая тока короткого замыкания, принимается 0,05 с;

Значения теплового импульса тока кз сводим в таблицу 5.4.

Проверку высоковольтного выключателя ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1 установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора осуществляем:

- на электродинамическую стойкость

­ -на термическую стойкость:

­ -по номинальному току отключения:

Рисунок 1.4- Принципиальная схема

Данные по проверке и выбору ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1 сведены в таблицах 5.1, 5.2.

Согласно проверке выбранный выключатель типа ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1 является электродинамически и термически стойким.

Аналогично выбираем и проверяем выключатели, установленные в ОРУ - 220 кВ, ОРУ – 27,5 кВ и ЗРУ – 10 кВ данные выключатели согласно проверке являются электродинамически и термически стойкими (таблица 5.1, 5.2)

Таблица 1.2 – Тепловой импульс

Место установки
Вводы ЛЭП	2,856	2	0,1	0,035	0,05	2,135	6,24
Рабочая перемычка	2,856	2	0,1	0,035	0,05	2,135	6,24
Обмотка высшего напряжения силового трансформатора	2,856	2	0,1	0,035	0,05	2,135	6,24
Обмотка среднего напряжения силового трансформатора	8,923	1,5	0,1	0,06	0,05	1,66	19,498
Первичная обмотка ТСН	8,923	1,5	0,1	0,06	0,05	1,66	19,498
Фидер ДПР	8,923	1	0,1	0,06	0,05	1,66	19,498
Фидер контактной сети 1	8,923	0	0,1	0,06	0,05	0,16	16,72
Фидер контактной сети 2	8,923	0	0,1	0,06	0,05	0,16	16,72
Фидер контактной сети 3	8,923	0	0,1	0,06	0,05	0,16	16,72
Фидер контактной сети 4	8,923	0	0,1	0,06	0,05	0,16	16,72
Обмотка низкого напряжения силового трансформатора	15,066	1,5	0,1	0,04	0,05	1,64	32,919
Сборные шины 10 кВ	15,066	1,5	0,1	0,04	0,05	1,64	32,919
Фидера районных потребителей:
Вокзал	15,066	1	0	0,06	0,05	1,11	32,919
Жилой поселок	15,066	1	0	0,06	0,05	1,11	32,919

Таблица 1.3. выключатели

Место установки	Тип	Паспортные значения					Расчетные значения
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Рабочая перемычка	ВМТ-220Б-25/1250 УХЛ 1	220	1250	1875	25	65	220	346,41	6,24	2,856	7,283
Обмотка высшего напряжения силового трансформатора	ВМТ-220Б-25/1250 УХЛ 1	220	1250	1875	25	65	220	136,41	6,24	2,856	7,283
Обмотка среднего напряжения силового трансформатора	ВЦБ-35-25/1600 УХЛ 1	35	1600	1200	25	45	27,5	1091,72	19,498	8,923	22,759
Первичная обмотка ТСН	ВЦБ-35-25/1600 УХЛ 1	27,5	1600	1200	25	45	27,5	10,92	19,498	8,923	22,759
Фидер ДПР	ВЦБ-35-25/1600 УХЛ 1	27,5	1600	1200	25	45	27,5	11,02	19,498	8,923	22,759
Фидер контактной сети1	ВВФ-27,5-20/1200 УХЛ 1	27,5	1200	1200	20	31,5	27,5	600	16,72	8,923	22,759
Фидер контактной сети2	ВВФ-27,5-20/1200 УХЛ 1	27,5	1200	1200	20	31,5	27,5	650	16,72	8,923	22,759
Фидер контактной сети3	ВВФ-27,5-20/1200 УХЛ 1	27,5	1200	1200	20	31,5	27,5	700	16,72	8,923	22,759

Продолжение таблицы 1.3

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Фидер контактной сети 4	ВВФ-27,5-20/1200 УХЛ 1	27,5	1200	1200	20	31,5	27,5	800	16,72	8,923	22,759
Обмотка низкого напряжения силового трансформатора	ВВЭ10-31,5/3150 УХЛ 3	10	3150	2982,4	31,53	31,5	10	3002,22	32,919	15,066	38,418
Сборные шины	ВВЭ10-31,5/630 УХЛ 3	10	630	2982,4	31,53	31,5	10	338,86	32,919	15,066	38,418
Фидера районных потребителей	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Вокзал	ВВЭ10-31,5/630 УХЛ 3	10	630	2982,4	31,53	31,5	10	3464,101	32,919	15,066	38,418
Жилой поселок	ВВЭ10-31,5/630 УХЛ 3	10	630	2982,4	31,53	31,5	10	69,53	32,919	15,066	38,418

1.5 Выбор и проверка сборных шин и присоединений распределительного устройства

Выбираем гибкие провода марки 2АС-300 установленные в ОРУ-220 кВ устройств

­ – по длительно допустимому току:

где ­ допустимый ток, А.

­ – по термической стойкости:

где – площадь сечения гибкого провода, мм².

Минимальное сечение рассчитывается по формуле:

где С – коэффициент для алюминиевых шин принимаемый равным 88 .

Выполняем проверку гибкого провода 2АС-300 установленного в ОРУ-220 кВ на отсутствие коронирования:

Радиус провода рассчитывается по формуле:

где - диаметр провода.

Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает заряд в виде короны, рассчитывается по формуле:

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимаем для многопроволочных проводов 0,82.

При горизонтальном расположении геометрическое расстояние между проводами фаз рассчитывается по формуле:

где D – расстояние между соседними фазами для ССШ 220 кВ – 400см; для ССШ 35кВ – 150см.

Напряженность электрического поля около поверхности провода рассчитывается по формуле:

где U – линейное напряжение, приложенное к шинам, кВ;

Проверяем гибкие провода типа АС-300 на отсутствие коронирования по формуле:

Данные гибкие провода АС-300 проходят по длительно допустимому току, являются термически стойкими и проходят по условию отсутствия коронирования (данные сведены в таблице 6.1)

Аналогично выбираем гибкие провода для ОРУ – 27,5 кВ, которые проходят по длительно допустимому току.

Выбираем жесткие шины установленные во вторичной обмотке низкого напряжения силового трансформатора типа 2А - 100×6:

­– по длительно допустимому току:

­– по термической стойкости:

где а – расстояние между шинами, м;

l – расстояние между изоляторами, м;

W – момент сопротивления при растяжении, м³.

Момент сопротивления при расположении на ребро (рисунок 6.1):

Рисунок 1.5 – Расположение шин на изоляторе на ребро

где b – ширина, мм;

h – высота, мм.

Электродинамическая стойкость рассчитывается по формуле:

­ Момент сопротивления при расположении плашмя (рисунок 6.2):

Рисунок 1.6 – Расположение шин на изоляторе плашмя

Рассчитываем электродинамическую стойкость:

Проверяем жесткие шины типа 2А - 100×6 на электродинамическую стойкость:

Данные жесткие шины типа 2А - 100×6 установленные в обмотке низкого напряжения расположены плашмя и являются термически и электродинамически стойкими (данные сведены в таблице 6.1)

Аналогично выбираем и проверяем жесткие шины сборные шины ЗРУ-10 кВ, которые являются термически и электродинамически стойкими.

Место установки	Марка	Паспортные значения				Расчетные значения
		Iдоп, А	q, мм	dпр, мм	МПа	Iраб макс, А	Вк, кА2∙с	qмин, мм2	rпр, см	Dср, см	Е0, кВ/ см	Е, кВ/ см	0,9Е0≥1,07Е	, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
ОРУ 220 кВ	АС-150	690	150	17	80									-
Обмотка среднего напряжения силового трансформатора	2АС-540	1220	540	21,5	-	1091,72	19,498	50,178	1,075	-	-	-	-	-
Первичная обмотка ТСН	АС-70	21,5	70	11,7	-	10,92	19,498	50,178	0,585	-	-	-	-	-
Фидер ДПР	АС-70	21,5	70	11,7	-	11,02	19,492	50,178	0,585	-	-	-	-	-
Фидер контактной сети 1	АС-240	610	240	21,5	-	600	16,72	46,466	1,075	-	-	-	-	-
Фидер контактной сети 2	АС-240	610	240	21,5	-	650	16,72	46,466	1,075	-	-	-	-	-
Фидер контактной сети 3	АС-240	610	240	21,5	-	700	16,72	46,466	1,075	-	-	-	-	-

Таблица 1.4 – Проверка выбранных жестких шин и проводов

Продолжение таблицы 1.4.

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Фидер контактной сети 4	АС-240	610	240	21,5	-	800	16,72	46,466	1,075	-	-	-	-	-
Обмотка низкого напряжения силового трансформатора	А-40*4	3250	600	-	80	3002,22	32,919	65,199	-	-	-	-	-	12,98
Сборные шины 10 кВ	А-30*4	480	160	-	80	338,89	32,919	65,199	-	-	-	-	-	12,98
Фидера районных потребителей	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Вокзал	2А-100*6	3250	600	-	80	3464,101	32,919	65,199	-	-	-	-	-	12,98
Жилой поселок	А-40*4	480	160	-	80	69,53	32,919	65,199	-	-	-	-	-	12,98

1.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220:

- по номинальному напряжению:

Расчетная активная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

(7.2)

.

Расчетная реактивная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

(7.3)

.

Расчетная мощность прибора:

(7.4)

Проверяем трансформатор напряжения НКФ-220 на соответствие классу точности:

Трансформатор напряжения типа НКФ-220 соответствует своему классу точности.

Приборы подключаемые к трансформатору напряжения типа НКФ-220 приведены в таблице 7.1.

Таблица 1.5 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения 220кВ

Исходные параметры						Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В∙А	cosφ	Ко-личе-ство	sinφ	Рприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1 (3)	1,6	1	1	0	1,6	0
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6805	1,0	6	1	3	0	18	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ-6811	1,0	4	1	3	0	12	0
Реле напряжения	РН-60	1,0	4	1	3	0	12	0
ИТОГО:							43,6	0

Аналогично выбираем и проверяем трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35,3×ЗНОЛ.06-10.Соответственно ОРУ-27,5кВ, ЗРУ-10кВ.

Таблица 1.6 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения 35кВ

Исходные параметры						Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В∙А	cosφ	Ко-личе-ство	sinφ	Рприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1 (3)	1,6	1	1	0	1,6	0
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6805	1,0	6	1	6	0	36	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ-6811	1,0	4	1	6	0	24	0
Реле напряжения	РН-60	1,0	4	1	3	0	12	0
ИТОГО:							73,6	0

Таблица 1.7 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения 10 кВ

Исходные параметры						Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В∙А	cosφ	Ко-личе-ство	sinφ	Рприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1 (3)	1,6	1	1	0	1,6	0
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6805	1,0	6	1	4	0	24	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ-6811	1,0	4	1	4	0	16	0
Реле напряжения	РН-60	1,0	4	1	3	0	12	0
ИТОГО:							53,6	0