2 Определение количества и типа выпрямителей

Определим расчетное количество рабочих преобразовательных агрегатов по формуле

где - эффективный ток подстанции, А;

- номинальный ток полупроводникового выпрямителя, А.

Выбираем к установке на проектируемой тяговой подстанции полупроводниковый выпрямитель типа ТПЕД-3150-3,3кВ-У1 работающий по трехфазной мостовой шестипульсовой схеме выпрямления.

Таблица 2.1 –Основные параметры выпрямителя

Наименование параметра	Данные
Номинальный выxодной ток , А	3150
Номинальное выxодное напряжение Uн, В	3300
Номинальная выxодная мощность Pн, кВт	10400
Частота питающей сети, Гц	50

Полученное значение округляем в большую сторону, то есть принимаем два рабочих преобразовательных агрегата.

3 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ НА ТЯГУ ПОЕЗДОВ

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

Наиболее простым методом является определение мощности на тягу по заданному эффективному току подстанции. Мощность тяговой нагрузки определяем по формуле

где -номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции, кВ;

-эффективный ток подстанции, А.

4 ВЫБОР ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

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

где N – принятое число выпрямителей.

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

Выбираем трансформатор ТДП – 12500/10ЖУ1.

Таблица 4.1 – Основные параметры трансформатора

Наименование параметра	Норма
Номинальное напряжение сетевой обмотки, U1, кВ	10
Номинальная мощность трансформатора, Sн.тяг, кВ·А	11400
Номинальный ток преобразователя, Iном, А	3200
Напряжение короткого замыкания, Uк, %	8

Условие для выбора трансформатора преобразовательного агрегата соблюдению.

Выбранный трансформатор ТДП – 12500/10ЖУ1

Т - трехфазный;

Д – с дутьевым охлаждением;

П – для полупроводниковых выпрямителей;

12500 – мощностью 12500 кВА;

10 – номинальное напряжение первичной обмотки 10 кВ;

Ж – для железнодорожного транспорта;

У – для умеренного климата;

1 – наружной установки.

Полная максимальная мощность тяговой нагрузки определяем по формуле

,

5 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ НЕТЯГОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Максимальная активная мощность нетяговых потребителей определяется по формуле

где - установленная мощность потребителя электроэнергии, кВт;

- коэффициент спроса, учитывающей режим работы, загрузку и КПД оборудования.

Максимальная реактивная мощность потребителей определяется по формуле

,

где – также угла , определяется по заданному .

Вычисленные значения максимальной активной и реактивной мощности потребителей для удобства сведём в таблицу 5.1

Вычисление суммарной полкой мощности ремонтных потребителей с учетом потерь в электрических сетях и трансформаторах выполняем по формуле

где - постоянные потери в стали трансформаторов, принимаются 2 процента;

- переменные потери в сетях и трансформаторах, принимаются 8 процента;

– максимальное значение суммарной активной нагрузки, кВт;

- сумма реактивных мощностей всех потребителей в час максимума суммарной нагрузки, квар.

Таблица 5.1 – Максимальная активная и реактивная мощность потребителей

Наименование потребителя	кВт	Кс	кВт			кВар
Вагоноремонтное депо	2000	0,45	900	0,92	0,43	387
Дорожные ремонтные мастерские	1400	0,4	560	0,93	0,4	224
Сельскохозяйственные потребители	3500	0,6	2100	0,93	0,4	840
Железнодорожный узел	2100	0,5	1050	0,93	0,4	420

Суммарную активную и реактивную мощность определим по формуле

Полученные значения подставили в формулу

6 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ПЕРВИЧНЫХ ОБМОТОК ГЛАНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Мощность первичных обмоток понижающих трансформаторов определяется нагрузкой вторичных цепей по формуле

где – максимальная мощность тяговой нагрузки, ;

– суммарная полная мощность районных потребителей с учетом потерь в электрических сетях и трансформаторах,

– номинальная мощность трансформатора собственных нужд, ;

- коэффициент разновременности тяговой и нетяговой нагрузок равный от 0,9 до 0,95.

7 ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Исходя из требований по резервированию, согласно которым на тяговых подстанциях предусматривается установка двух понижающих трансформаторов. Как правило, на подстанциях оба трансформатора находятся в работе. При отключении одного трансформатора оставшийся в работе должны с учетом допустимой перегрузки обеспечить тягу, нетяговых потребителей и собственные нужды.

Номинальная мощность трансформатора определяется исходя из условий аварийного режима

где n – количество рабочих трансформаторов;

– коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности, равен 1,4.

По расчетной мощности, напряжению обмоток выбираем

ТДН – 31500/ 110.

Таблица 8.1 – Электрические характеристики трансформатора

Наименование параметра	Данные
Номинальная мощность трансформатора Sн.тр, кВ·А	31500
Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения U1н, кВ	115
Номинальное напряжение обмотки низшего напряжения U2н, кВ	11
Напряжение короткого замыкания, Uк, %	11,6

8 РАСЧЕТ ПОЛНОЙ МОЩНОСТИ ПОДСТАНЦИИ

Мощность проходной (транзитной) подстанции включаемой в рассечку питающей линии, определяется с учетом мощности транзита электроэнергии через подстанцию

где -число установленныx главныx понижающиx трансформаторов;

- номинальная мощность главного понижающего трансформатора, кВА.

9. РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНЫХ ЗНАЧЕНИЙ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ШИНАХ 10 И 3,3Кв

Для вычисления токов КЗ в максимальном режиме составим однолинейную расчетную схему. На ней укажем только те элементы сопротивления которые учитываются в расчетах. Рядом с каждым элементов проставим исходные параметры, необходимые для расчета его сопротивления. Укажем все точки КЗ, в которых необходимо произвести расчет токов КЗ.

Рисунок 9.1- Однолинейная расчетная схема

По расчетной схеме составим схему замещения. Элементы расчетной схеме заменим сопротивлениями. Каждое сопротивление обозначим дробью, в числители которой укажем номер элемента цепи, в знаменатели его относительное сопротивление при базисных условиях. В качестве базисных условий принимаем базисную мощность S_б равной 100 МВ∙А

Рисунок 9.2- Схема замещения

Относительное сопротивления системы до шин районных подстанции РП-1 и РП-2 определим по формуле

где –базисная мощность, МВ∙А;

– мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ районной подстанции, МВ∙А.

Относительное сопротивление линий определим по формуле

где – сопротивление воздушной линии напряжением от 6 до 220 кВ равное 0,4 Ом/км;;

– длина линии электропередач, км;

- среднее номинальное напряжение линии, кВ.

Относительное сопротивление трансформаторов расчетной подстанции определим по формуле

где напряжение КЗ трансформатора в процентах;

–номинальная мощность трансформатора, МВА;

100-переводной коэффициент процентов в относительные единицы.

Относительное сопротивление линии потребителя 10 кВ

Результаты расчетов проставим на схеме замещения.

Пользуясь формулами преобразования заменим параллельные соединенные в треугольник заменим на соединенные в звезду

Рисунок 9.4- Схема преобразования

Полученные результаты проставляем на схеме преобразования.

Заменим параллельные сопротивления х₁₉ и х₂₀ на х₂₂.

Рисунок 9.5 – Схема преобразования

Определим относительное базисное сопротивление до точки К₁

Рисунок 9.6 –Схема преобразования

Определим относительное базисное сопротивление до точки К₂

Рисунок 9.7- Схема преобразования

Произведем расчет токов, мощностей КЗ и полных тепловых импульсов КЗ для расчетных точек К₁ и К₂. Для удобства все вычисления сведем в таблицу 9.1.

Расчет теплового импульса произведем по формуле

где- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, которая для утановок напряжением выше 1000 В с относительно малым активным сопротивлением равна 0,05 с ;

- полное время отключения тока короткого замыкания образующиеся из трех составляющих, с.

где -время выдержки срабатывания релейной защиты, с;

-собственное время срабатывания защиты, с;

- собственное время отключения выключателя с приводом, с.

Ввиду того, что на данном этапе еще не производился расчет релейной защиты и не выбирались выключатели, значения t_cp и t_cв принимаем равными 0,1 с.

Вычислим установившийся максимальный ток КЗ на шинах 3,3 кВ формуле

где - номинальный выпрямленный 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 преобразовательного трансформатора, проценты.

Таблица 9.1- Вычисление параметров цепи короткого замыкания

Точка КЗ	Расчетные величины	Формулы для расчета	Максимальный режим
К1	Базисный ток
	Действующие значение тока КЗ
	Ударный ток
	Действующие значение ударного тока	9
	Мощность КЗ
	Полное время отключение тока КЗ
	Полный тепловой импульс тока КЗ
К2	Базисный ток
	Действующие значение тока КЗ
	Ударный ток
	Действующие значение ударного тока

Продолжение таблицы 9.1

Точка КЗ	Расчетные величины	Формулы для расчета	Максимальный режим
К2	Мощность КЗ
	Полное время отключение тока КЗ
	Полный тепловой импульс тока КЗ