Тяговые подстанции

Автор: Пользователь скрыл имя, 01 Апреля 2013 в 00:29, курсовая работа

Описание работы

Тяговые подстанции для питания промышленного электрифицированного транспорта бывают преобразовательные постоянного тока, на которых устанавливаются преобразовательные агрегаты, питающие тяговую сеть, и однофазного переменного тока, на которых устанавливаются обычные понизительные трансформаторы, питающие тяговую сеть переменным однофазным током. В этом случае преобразовательные агрегаты для питания тяговых двигателей постоянного тока устанавливаются на электровозах.

Содержание

Введение
1. Теоретическая часть
1.1 Назначение, состав и оборудование тяговых подстанций
1.2 Структурная схема тяговой подстанции Долбина
1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ
2. Расчетная часть
2.1 Выбор оборудования
2.1.1 Выбор оборудования ОРУ – 110 кВ
2.1.2 Выбор оборудования РУ – 10 кВ
2.1.3 Выбор трансформаторов
2.2 Расчет уставок и параметров защит трансформаторов
2.2.1 Типы применяемых защит трансформаторов
2.2.2 Газовая защита трансформатора
2.2.3 Дифференциальная защита трансформаторов
2.2.4 Максимальная токовая защита понижающего трансформатора ТДТН-20000/110
2.2.5 Защита от перегрузки
2.2.6 Защита включения обдува
2.3 Затраты на установку оборудования
3. Технологическая часть
3.1 Монтаж оборудования
3.2. Обслуживание оборудования тяговой подстанции
3.2 Техника безопасности
Заключение
Список литературы

Работа содержит 1 файл

Документ Microsoft Office Word.docx

— 113.06 Кб (Скачать)

 

На основании почасового расхода электроэнергии по фидерам 10 кВ (таблица 2.2) строим графики суммарной  нагрузки (рис.7,8).

 

 

 

Максимальное значение суммарной  нагрузки = 800 кВт приходится на 8 часов. Сумма реактивных мощностей нетяговых  мощностей

 

10 кВ в 8 часов = 300 кВар.

 

Sмах10 = (1+(2 + 10)/ 100)=956,93 кВ·А.

 

Максимальная полная мощность всех районных потребителей, питающихся от обмотки СН (35 кВ) понижающего  трансформатора:

 

Sмах35= (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где [5]

 

n = 2 – количество нетяговых  потребителей,

Рпост = 2% - постоянные потери в стали трансформатора;

Рпер = 10% - переменные потери в сетях и трансформаторах; 

- максимальное значение  нагрузки, кВт; 

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

 

Таблица 2.3 – Почасовой  расход электроэнергии по фидерам 35 кВ

t

фидера районных потребителей 35 кВ

Суммарная нагрузка

ф. Бессоновка

активная, кВт

реактивная, кВар

актив

кВт

реаактив

кВар

1

3780

1470

3780

1470

2

3570

1260

3570

1260

3

3675

1890

3675

1890

4

3675

1260

3675

1260

5

3675

1575

3675

1575

7

4515

1575

4515

1575

8

7875

1470

3675

1470

9

3085

1155

5985

1155

10

2625

1575

2625

1575

11

4400

1365

3570

1365

12

4670

1260

3570

1260

13

4695

1260

4095

1260

14

3780

1470

3780

1470

15

4905

1155

4305

1155

16

3650

1470

3150

1470

17

3465

1260

3465

1260

18

5880

1365

5880

1365

19

3885

1260

3885

1260

20

4725

1365

4725

1365

21

3990

1260

3990

1260

22

4305

1260

4305

1260

23

3885

1260

3885

1260

24

3885

1365

3885

1365


 

По данным почасового расхода  электроэнергии по фидерам районных потребителей 35 кВ строим графики суммарной  нагрузки (рис.9,10).

 
 

 
   




 

 

 
   




 

Максимальное значение суммарной  нагрузки фидеров районных потребителей 35 кВ = 9660 кВт приходится на 18 часов. Сумма реактивных мощностей районных потребителей в 18 часов = 3570 кВар.

 

Sмах35= (1+(2 + 10)/ 100)=11534,4 93 кВ·А

SмахТ = SТ + Sмах10 + SТСН = 11400 +956,93 +400 = 12756,93 кВ·А

Sмах = SмахТ + Sмах35 = 12756,93 +11534,4 = 24291,33 кВ·А

SH.TP ≥ Smax/Кав·(n-1), SH.TP = 24291,33/ 1,4· (2-1) = 17350,95 кВ·А.

 

Т.к. в перспективе возможно подключение к обмотке НН (10кВ) других нетяговых потребителей, и  к обмотке СН (35 кВ) – других районных потребителей, а также обмотка  СН может использоваться в качестве резервного питания ТЭЦ (по линии 35 кВ), то выбираем понижающий трансформатор  типа ТДТН-20000/110-Б, который имеет  следующие технические данные:

Тип - ТДТН-20000/110-Б;

Число фаз 3;

Номинальная частота – 50 Гц;

Номинальное напряжение обмоток  трансформатора:

ВН-115 кВ, СН-38,5 кВ, НН-11 кВ;

Номинальный ток обмоток  трансформатора:

ВН-100,5 А, СН-300 А, НН-1050 А;

Номинальная мощность обмоток  трансформатора:

при включенном дутье - ВН-20000 кВ·А, СН-20000 кВ·А, НН-20000 кВ·А;

при отключенном дутье - ВН-10000 кВ·А, СН-10000 кВ·А, НН-10000кВ·А;

Напряжение к.з.: Вн-СН-17%, ВН-НН-10,5%, СН-НН-6%;

Регулирование напряжения под  нагрузкой: на стороне ВН в диапазоне  ±8х2% от номинального значения обмотки  ВН.

Трансформатор силовой трехфазный, трехобмоточный с естественной циркуляцией  масла и принудительным дутьевым охлаждением, с регулированием напряжения под нагрузкой предназначен для  стационарной установки на открытом воздухе на высоте не более 1000 м над  уровнем моря при естественном изменении  температуры окружающего воздуха  от -40°С до + 40°С.

Выбор тягового трансформатора

Тяговые трансформаторы предназначены  для питания преобразовательных агрегатов. Основным отличием тяговых  трансформаторов является схема  соединения обмоток, размещение и крепление  их на сердечниках, а некоторые еще  наличием уравнительного реактора.

Эти трансформаторы имеют  масляное охлаждение. Вентильные обмотки  выполняют из параллельно соединенных  дисковых катушек, которые прессуются специальными сегментами или прессующими  кольцами. Вентильную обмотку размещают  снаружи по отношению к сетевой  обмотке. Такая компоновка, несмотря на некоторое увеличение расхода  меди, обеспечивает высокую электродинамическую  прочность и является более технологичной. [1]

На тяговой подстанции “Белгород” с питающим напряжением 35 кВ установлены два преобразовательных агрегата ПВЭ-3 (полупроводниковой выпрямитель  для электрифицированных железных дорог), с каждым из которых работают два соединенных параллельно  тяговых трансформатора ТМРУ-6200/35 –  трансформаторы масляные, для питания  ртутных выпрямителей, с уравнительным  реактором, номинальной мощностью 3700 кВ·А каждый, на напряжение сетевой  обмотки 35 кВ. Но т.к. в дипломном  проекте при модернизации оборудования тяговой подстанции, питание сетевой  обмотки тягового трансформатора будет  осуществляться от сборных шин 10 кВ, то необходима замена тягового трансформатора, который будет работать с преобразовательным агрегатом ПВЭ-3.

Паспортные данные ПВЭ-3, необходимые  для расчета мощности тягового трансформатора:

Мощность – 9900 кВт.

Номинальное выпрямленное напряжение – 3.3 кВ.

Максимальное выпрямленное напряжение – 4кВ.

Номинальный выпрямленный ток  – 3000 А.

Длительно допустимый выпрямленный ток – 4500 кА.

Схема выпрямления – «две обратные звезды с уравнительным  реактором».

Допустимые перегрузки ПВЭ-3:

25% от номинального значения  – 1 раз в 2 часа в течении  15 мин.

50% от номинально значения  – 1 раз в 1 час в течении  2 мин.

100% от номинального значения  – 1 раз в 2 мин в течении  10 с.

Т.к. действующее значение выпрямленного тока подстанции не задано, то расчет мощности тягового трансформатора производим по суточному графику  нагрузки тяговой подстанции «Белгород», построенному на основании почасового расхода электроэнергии на тягу поездов  на 11.06.01.

 

Таблица 2.4 – Почасовой  расход электроэнергии 11.06.2001 г.

Время

на тягу поездов

активная, кВт

реактивная, кВар

1

2240

1120

2

1400

840

3

1400

840

4

1680

840

5

2240

1120

6

1960

560

7

1680

560

8

2520

980

9

2800

1120

10

1400

840

11

280

560

12

840

560

13

1120

560

14

560

560

15

840

560

16

560

560

17

560

140

18

840

560

19

560

280

20

840

560

21

1120

560

22

1120

840

23

1120

840

24

1680

1120


 
 

SH.TP ≥ ST/N – мощность  тягового трансформатора, к·ВА [5]

 

ST = (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где

 

Рпост = 2% - постоянные потери в стали трансформатора;

Рпер = 10% - переменные потери в сетях и трансформаторах; 

- максимальное значение  нагрузки, кВт; 

- значение реактивной  нагрузки в час максимума суммарной  нагрузки, кВар.

Максимальное значение активной нагрузки приходится на 9 часов Р=2800 кВт. В это время значение реактивной нагрузки Q=1120 Вар.

 

ST = (1+(2 + 10)/ 100)=3388 кВ·А.

 

N - кол-во преобразовательных  агрегатов. На тяговой подстанции  установлены два преобразовательных  агрегата ПВЭ-3, следовательно, N=2.

 
 

SH.TP =3377/2=1688,5 кВ·А.

 

Выбор тягового трансформатора производим по [3], исходя из следующих  данных:

-   Номинальная мощность тягового трансформатора должна быть больше SH.TP =1688,5 кВ·А.

-   Номинальное напряжение преобразователя ПВЭ-3 UdH=3,3 кВ.

-   Номинальный ток преобразователя ПВЭ-3 IdH=3000 А.

-   Номинальное напряжение вентильной обмотки тягового трансформатора U2=3,02 кВ.

-   Номинальное напряжение сетевой обмотки – U1=10 кВ.

-   Схема соединения вентильной обмотки – «две обратные звезды с уравнительным реактором».

Исходя из этих данных с  учетом перспективы развития ж/д  транспорта выбираем два тяговых  трансформатора ТМПУ-16000/10 ЖУ-1, каждый из которых будет работать с преобразовательным агрегатом ПВЭ-3.

ТМПУ-16000/10 ЖУ-1 – трансформатор  масляный, для полупроводниковых  выпрямителей, с уравнительным реактором, мощностью 16000 кВ·А, на на номинальное  напряжение сетевой обмотки 10 кВ·А, для ж/д транспорта, для умеренного климата.

Эл. хар-ки тяг. трансформатора ТМПУ-16000/10 ЖУ-1.

-   Ном. U сетевой обмотки U1=10 кВ.

-   Ном. U вентильной обмотки U2=3,02 кВ.

-   Ном. ток преобразователя IdH=3000 А.

-   Ном. U преобразователя UdH=3,3 кВ.

-   Схема соединения первичной обмотки – «звезда».

-   Схема соединения вторичной обмотки – «две обратные звезды с уравнительным реактором».

-   Номинальная мощность тягового трансформатора SH =11400 кВ·А.

Номинальная мощность SH =11400 кВ·А меньше баковой мощности Sб =16000 кВ·А, потому что в баке тр-ра ТМПУ 16000/10, кроме сетевой и вентильной обмотки, размещен уравнительный реактор  типа КРОМ-500 – катушка реактивная однофазная масляная.

 

2.2 Расчет уставок и  параметров защит трансформаторов

 

Опыт эксплуатации показал, что трансформаторы достаточно надежное оборудование и при правильной эксплуатации случаи выхода их из работы сравнительно редки. Являясь основным видом оборудования п/ст. от исправности которого зависит  электроснабжение потребителей, трансформаторы должны иметь защиты, исключающие  или уменьшающие развитие аварии при возникновении повреждений  и ненормальных режимов.

К основным повреждениям трансформаторов  относятся: двухфазные и трехфазные короткие замыкания в обмотках и  на их наружных выводах; замыкания между  витками одной фазы (витковые замыкания); однофазные замыкания на землю обмоток  или их наружных выводов.

К ненормальным режимам работы трансформатора относят: протекание по его обмоткам токов выше номинальных  при перегрузках и внешних  коротких замыканиях (короткие замыкания  на шинах низшего напряжения и  отходящих от них линий), что приводит к повышению температуры обмоток  и масла; понижение номинального уровня масла и др. [6]

Релейной защитой называется устройство состоящее из одного или  нескольких реле, реагирующих на ненормальные режимы работы. Защита воздействует на выключатели и они отключают  те элементы цепи, которые опасно оставлять  в работе. Она также сигнализирует  о начале ненормального режима работы (о перегрузке, утечке масла из трансформатора и т.п.).

Релейная защита должна обладать селективностью, быстродействием, чувствительностью  и надежностью в работе. Селективность  заключается в том, что при  срабатывании релейной защиты отключается  только поврежденный участок, а неповрежденные элементы остаются в работе, быстродействие необходимо, так как при снижении времени отключения поврежденного  элемента уменьшаются размеры его  разрушения при коротком замыкании  и повышается устойчивость работы системы. Чувствительность - это способность  реагировать на все виды повреждений  и ненормальных режимов в самом  начале их возникновения. Надежность - не должно быть случаев неправильного  действия и отказов релейной защиты при ненормальных режимах работы [1]

Релейную защиту выполняют  с помощью реле-приборов, способных  реагировать на изменение определенного  параметра, характеризующего режим  работы установки. Различают реле прямого  и косвенного действия. Вторые имеют  небольшие размеры и на привод выключателя воздействуют через  вспомогательную цепь.

Расчет релейной защиты заключается  в определении типа защиты, первичного тока срабатывания, тока уставки срабатывания реле, времени срабатывания защиты.

Величина тока (напряжения), при котором начинает срабатывать  и замыкать или размыкать свои контакты то или иное реле, называют током (напряжением) срабатывания реле.

Величина параметра, на которую  настроено и при которой должно срабатывать реле, называют уставкой срабатывания реле. Величина тока (напряжения), при которой реле начинает возвращаться в исходное состояние, называется током (напряжением) возврата реле. Отношение  тока возврата реле к току срабатывания реле называется коэффициентом возврата реле. [6]

Информация о работе Тяговые подстанции