Тяговые подстанции

 

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]