Состав тяговой подстанции 110 кВ

1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ

Тяговую подстанцию с первичным напряжением 110 кВ выполняем без сборных шин 110 кВ, с двумя перемычками: одной - рабочей, другой – ремонтной. Воздушная линия, от которой подстанция получает питание, проходит через территорию подстанции, где секционируется масляными выключателем, огражденным с двух сторон разъединителями. Масляный выключатель и разъединители нормально включены и образуют рабочую перемычку, которая предназначена для транзита мощности с одного участка воздушной линии на другой, т.е. для обеспечения транзита мощности с тяговой подстанции «Дубовое» на тяговую подстанцию «Черемошное». Ремонтная перемычка имеет два разъединителя без выключателя. Она предназначена для того, чтобы не прерывать транзита мощности при ревизиях и ремонте масляного выключателя рабочей перемычки, поэтому она шунтирует рабочую перемычку. Разъединители ремонтной перемычки нормально отключены и включаются только на время ревизии или ремонта масляного выключателя рабочей перемычки. Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения устанавливаются для подключения релейной защиты линии. Линии 110 кВ присоединяют к вводам подстанции с помощью разъединителей.

На каждом вводе тяговой подстанции устанавливаем понижающие трансформаторы. Т.к. одним из способов повышения надежности системы является резервирование, то, исходя из возможности резервирования, устанавливаем два понижающих трансформатора, по одному на каждом вводе. В случае выхода из строя одного трансформатора он отключается, а вместо него включается резервный. Этот способ называется резервирование замещением и широко применяется на тяговых подстанциях.

Понижающие трансформаторы – трехобмоточные, предназначены для питания тяговой и районной нагрузки. Они имеют одну первичную, и две вторичные обмотки. Одна вторичная обмотка, соединенная в звезду – обмотка среднего напряжения (СН) – питает ОРУ-35 кВ, предназнаяенное для питания районной нагрузки. Другая вторичная обмотка, соединенная в треугольник – обмотка низкого напряжения (НН) – питает РУ-10 кВ, предназначенное для питания тяговых и не тяговых потребителей.

В цепи каждого понижающего трансформатора установлены разъединитель и масляный выключатель. В типовых схемах в цепи понижающего трансформатора установлены отделитель и короткозамыкатель, но они имеют следующие недостатки:

-  При недостаточной смазке, а также в зимнее время работа отделителей недостаточно надежна.

-  Параметр потока отказов больше, чем у масляных выключателей.

-  Имеют слабое усилие пружин, что сказывается на надежности работы.

-  У коротокозамыкателей часты случаи поломки винипластовых вставок изоляционных тяг, а также случаи отскакивания ножа при ударе его об упор губок. Заводом – изготовителем рекомендовано при ремонтах короткозамыкателей производить замену винипластовых вставок.

Поэтому отделители и короткозамыкатели в цепи понижающих трансформаторов заменяем на масляные выключатели типа ВМТ-110 – маломасляный выключатель, подстанционный, с камерным гашением дуги. Привода масляных выключателей – ППрК-1400 – привод электромагнитный. На масляном выключателе устанавливаем трансформаторы тока – ТВТ – 110 трансформаторы тока.

Для контроля напряжения и для подключения релейной защиты устанавливаем трансформаторы напряжения типа НКФ-110 – трансформаторы напряжения каскадные, фарфоровые.

Разрядники РВС-110 разрядник вентильный, станционный – предназначены для защиты изоляции оборудования подстанции от коммутационных и атмосферных перенапряжений.

Для создания видимого разрыва при отключении какой-нибудь части распределительного устройства устанавливаем разъединители РДЗ-110 разъединитель двухколонковый с заземляющими ножами, и РДЗ-2-110 - разъединитель двухколонковый с двумя заземляющими ножами. Привода разъединителей ПР-90 – ручные.

Для безопасности обслуживания разъединители оборудуем электромагнитной и механической блокировками.

На тяговой подстанции «Долбино» с питающим напряжением

110 кВ распределительное устройство 10 кВ предназначено для питания нетяговых потребителей. РУ-10 кВ выполнено в виде комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН-10кВ) КРУН-10кВ получает питание от вторичной обмотки понижающего трансформатора ТМ-35/1000 по двум вводам. Напряжение 10 кВ поступает на сборные шины 10 кВ через масляный выключатель ВМП-10, огражденный с двух сторон пальцевыми контактами, выполняющими роль разъединителей. Сборные шины секционированы выключателем. Схемы ячеек типовые.

От сборных шин 10 кВ питаются 4 нетяговых потребителя: ФПЭ Белгород, фидер №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер №№ 1,2 РП – 10,

ФПЭ К. Лопань. Напряжение от сборных шин через масляный выключатель, трансформаторы тока поступает к потребителям по кабелю.

Для контроля напряжения на шинах 10 кВ имеются ячейки трансформаторов напряжения. Распределительное устройство смонтировано из комплектных камер одностороннего обслуживания с маслянным выключателем, ВМП-10, расположенным на выкатной тележке. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Масляные выключатели расположены на выкатных тележках. Перемещение тележки из одного положения в другое осуществляется при помощи рычажного механизма, управляемого съемной рукояткой. Такие распределительные устройства обладают существенными преимуществами: высокой надежностью, безопасностью обслуживания, взаимозаменяемостью, компактностью. Поэтому, чтобы сохранить преимущества распредустройства, уменьшить объем строительно-монтажных работ и не изменять месторасположение существующего распредустройства, в дипломном проекте при модернизации РУ-10 кВ предлагается использовать установленные ранее ячейки КРУН – 10 кВ, с заменой маслянных выключателей ВМГ-10 на вакуумные выключатели ВВ/TEL-10 и добавить 4 ячейки для питания ТСН и преобразовательных агрегатов. Замена маслянных выключателей на вакуумные вызвана тем, что масляные выключатели ВМГ-10 морально и физически устарели, поэтому с экономической точки зрения целесообразно произвести их замену при данной реконструкции подстанции.

Полученное (модернизированное) распредустройство будет состоять из следующих элементов:

Напряжение 10 кВ поступает со вторичной обмотки низкого напряжения понижающего трансформатора 110/35/10, соединенной в треугольник, через вакуумный выключатель типа BB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 на сборные шины 10 кВ, которые состоят из двух секций, секционированных вакуумным выключателем типа BB/TEL-10.

От сборных шин 10 кВ через вакуумные выключатели типа BB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 напряжение поступает к нетяговым потребителям: ФПЭ Белгород, фидер №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер №№ 1,2 РП – 10, ФПЭ К. Лопань.. Все выводы ячеек – кабельные.

Питание трансформаторов внутренних нужд производится аналогично фидерам нетяговых потребителей: напряжение 10 кВ от сборных шин 10 кВ через вакуумные выключатели типа ВB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 кабелем поступает на первичную обмотку ТСН.

Питание преобразовательных агрегатов ПВЭ-5 осуществляется следующим образом: напряжение от сборных шин 10 кВ через вакуумный выключатель ВB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока по шинному мосту поступает на первичную обмотку тягового трансформатора, понижается до 3,02 кВ и со вторичной обмотки тягового трансформатора, схема соединения которой "две обратные звезды с уравнительным реактором", поступает на преобразователь ПВЭ-5.

Установленные в КРУН-10 кВ вакуумные выключатели типа ВB/TEL-10 - вакуумный выключатель, подвесной - предназначенный для включения и отключения под нагрузкой.

Трансформаторы тока типа ТПЛ-10 - трансформатор тока проходной с литой изоляцией - предназначены для подключения релейной защиты.

Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 - трансформатор напряжения трехфазный, с масляным охлаждением, с обмоткой для контроля изоляции сети - предназначены для контроля напряжения на сборных шинах 10 кВ.

Для безопасности обслуживания ячейки КРУН-10 кВ оборудуем заземляющими ножами и механической блокировкой.

2. Расчетная часть

2.1 Выбор оборудования

2.1.1 Выбор оборудования ОРУ – 110 кВ

Для выбора оборудования находим ток короткого замыкания, ударный ток.

Рис.5 Расчетная схема для определения тока к.з. на стороне 110 кВ.

Сопротивление до точки к.з

X=V²_ср/S_к.з.max [6].

т.к. S_к.з.max=3500 МВ А (по заданию), то

X=115² / · 3500 = 3,78 Ом.

I_k=U_ном/ 3 · x=115000/ 3, 78 = 17,6 кА;[6]

i_y = 2,55 · I_k=2,55 · 17,6=44,88 кА;[5]

Выбор масляных выключателей производим по следующим характеристикам:

На ОРУ-110 устанавливаем ВМТ-110

- По номинальному напряжению:

U_н ≥ U_р [5].

U_н=110 кВ – номинальное напряжение[3]

U_р=110 кВ – рабочее напряжение[3]

- По номинальному длительному току:

I_н ≥ I_pmax[5]

I_н=1250 А - номинальный ток ВМТ-110[3]

I_pmax=K_пр · S_тп / √3 · U_н = 1,3 · 20000 / √3 ·115=130,7 А[5]

K_пр = 1,3 – коэффициент перспективы развития потребителей.

S_тп = 20000 кВ·А – мощность подстанции.

I_pmax – максимальный рабочий ток ВМТ-110.

- По номинальному току отключения выключателя: I_н.откл ≥ I_к

I_н.откл =25 кА;[3]

I_к=17,6 кА;

- По электродинамической стойкости:

I_пр.с ≥ I_к;

I_пр.с=25 кА – эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.

I_к = 17,6 кА;

i_пр.с ≥ i_к

i_пр.с = 65 кА –амплитудное значение предельного сквозного тока к.з

i_к = 44,88 кА – ударный ток к.з.

5. По термической стойкости: I²_T · t_T ≥ B_k

I_T =25 кА – предельный ток термической стойкости.

t_T=3 с – время прохождения тока термической стойкости

B_k= I²_к·(t_откл.+ Т_а), где

B_k – тепловой импульс тока к.з.

t_откл= t_ср+ t_рз+ t_св, где[5]

t_ср=0,1 с – собственное время срабатывания защиты

t_рз=2 с – время выдержки срабатывания реле

t_св=0,055 с – собственное время отключения ВМТ-110 с приводом.

B_k= 17,6² · (0,1+2+0,055+0,02)=668 кА² · с;

I²_T · t_T=20²·3=1200 кА²·с

Выбранный масляный выключатель – ВМТ-110 соответствует всем характеристикам условий выбора.

Выбор разъединителей производим по следующим характеристикам:

Устанавливаем на ОРУ-110 кВ разъединители РДЗ-2-110/1000, РНДЗ-110/1000

- По номинальному напряжению: U_н ≥ U_р[5]

U_н=110 кВ;[3]

U_р=110 кВ;

- По номинальному длительному току: I_н ≥ I_pmax[5]

I_н=1000 А

I_pmax=130,7 А

- По электродинамической стойкости: i_пр.с ≥ i_y

i_пр.с=80 кА;

i_y=44,8 кА;

- По термической стойкости: I²_T · t_T≥ B_k

B_k=668 кА² ·с

I_T=31 кА – предельный ток термической стойкости

I²_T · t_T=31²·3=2883 кА²·с;

Выбранные разъединители РНДЗ-110/1000, РДЗ-2-110/1000 соответствуют всем характеристикам.

На масляных выключателях ВМТ-110 устанавливаем трансформаторы тока ТВТ-110/600/5.

Выбор трансформаторов тока проводим по следующим характеристикам:

ТВТ-110-600/5.

Для подключения релейной защиты используем отпайку 200/5.

-По номинальному напряжению: U_н ≥ U_р[5]

U_н=110 кВ;

U_р=110 кВ;

- По номинальному длительному току: I_1н ≥ I_pmax

I_1н =200 А;

I_pmax=130,7 А;

По электродинамической и термической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.

- По нагрузке вторичных цепей: Z_2н ≥ Z₂

Z_2н=1,2 Ом (класс точности 10) – номинальная допустимая нагрузка вторичной обмотки трансформаторов тока ТВТ-110.

Z₂= Z_пр+ Z_конт+∑ Z_приб., где

Z₂ – вторичная нагрузка расчетная;

Z_конт =0,1 Ом – сопротивление переходных контактов;

Z_пр=ρ·l_расч./q_пр., где

ρ=1,75·10^-8 Ом·м – удельное сопротивление медных проводов;

l_расч=75 м – длина проводов для ОРУ-110 кВ;

q_пр=2,5 ·10^-6 м² – сечение медных проводов

Z_пр=1,75·10^-8·75/2,5 ·10^-6 =0,52 Ом – сопротивление проводов;

∑ Z_приб=0,5 Ом –сопротивление приборов, присоединенных к вторичной обмотке трансформаторов тока ТВТ-110

Z₂=0,52+0,1+0,5=1,12 Ом;

Выбор проводов для вводов ОРУ-110 кВ, ремонтной и рабочей перемычек производим по следующим характеристикам:

А-300 – провод алюминиевый сечением 300 мм²

- По длительно допустимому току: I_доп ≥ I_pmax[5]

I_доп=680 А;

I_pmax=130,7 А;[3]

- По термической стойкости: q≥ q_min= √B_k·10⁶/C

q = 300 мм² выбранное сечение провода А-300;

q_min=√688·10⁶/88 = 293,7 мм²

С=88 – коэффициент.

- По условию отсутствия коронирования: 0,9 Е₀≥1,07Е

Е₀=30,3·m·(1+0,299/r_пр^1/2), где

Е₀ – максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны.

m=0,82 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности многопроволочных проводов.

r_пр=1,12 – радиус провода А-300

0,9 Е₀=0,9·(30,3·0,82·(1+0,299/1,12^0,5)=28,68 кВ/см;

Е=0,354·U/r_пр.· l_q·D_ср/ r_пр, где

Е-напряженность электрического поля около поверхности провода

V-линейное напряжение;

D_ср =1,26·D – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз;

D = 3 м - расстояние между проводами разных фаз;

D_ср =1,26·3=378 см;

1,07Е=1,07·0,354·110/1,12· l_q·378/1,12=14,72 кВ/см;

Алюминиевый провод А-300 соответствует всем характеристикам условий выбора. Для крепления проводов применяем гирлянды из 8 подвесных изоляторов Пф-70.

Похожие работы

Проектирование тяговой подстанции переменного тока

Скачать

56822

12

9

... с запозданием реагирует на падение напряжения и привносит с собой противоречивые требования по техническому содержанию. Компенсаторы дисбаланса Еще во времена проектирования первых тяговых подстанций на 25 кВ, 50 Гц переменного тока возникла проблема их подключения к национальной энергетической сети. Действительно, тяговые подстанции соединяются с сетью поставщика энергии (государственной ...

Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ

Скачать

53584

14

23

... 380/260 – 40/80 Sн = 20,8 кВт Sн > Sзар 20,8 > 2,834 кВт Iн = 80 А Iн > Iзар 80 > 21,1 А Глава 4. План тяговой подстанции Разработка плана тяговой подстанции. План транзитной тяговой подстанции переменного тока системы электроснабжения 2 ´ 27,5 кВ разрабатываем в соответствии с рекомендациями изложенными в [4]. Открытую часть подстанции монтируем на конструкциях, ...

Цифровая защита фидеров контактной сети постоянного тока ЦЗАФ-3,3 кВ, эффективность использования, выбор уставок в границах Тайгинской дистанции электроснабжения

Скачать

116226

28

14

... 115537,893 Итого - - 1050310,49 Годовой эффект совокупных затрат определяется по формуле, р.: Срок окупаемости срок определяется по формуле (2.9) Коэффициент эффективности определяется по формуле (2.10) Применение цифровой защиты фидеров контактной сети постоянного тока ЦЗАФ-3,3 выгодно, так как эффективность от внедрения данной защиты составляет 2,334 и окупится менее чем за ...

Проектирование основных параметров системы тягового электроснабжения

Скачать

490599

2

0

... сети   Экономическая оценка работы спроектированной системы тягового электроснабжения не может быть выполнена без оценки потерь электроэнергии в ее элементах. Потери электроэнергии в системе тягового электроснабжения складываются, в основном, из потерь в тяговой сети и потерь в трансформаторах. Ниже выполнен расчет этих потерь.  В результате расчета получены: значения годовых потерь энергии в ...