Схемы главных электрических соединений тяговых подстанций

При выборе схемы главных электрических соединений ТП необходимо учитывать следующие общие требования: надежность работы, экономичность, удобство эксплуатации, безопасность обслуживания и возможность ее расширения.

Требование надежности является основным. Под надежностью ТП понимается свойство (способность) выдавать мощность в контактную сеть и нетяговым потребителям в соответствии с заданным графиком (для тяговых нагрузок – с заданным графиком движения поездов), обеспечивая при этом качество электрической энергии в соответствии с действующими нормами [5].

Количественная оценка надежности схемы главных электрических соединений ТП является основной задачей вследствие большого числа влияющих факторов (технологических, конструктивных, схемных, оперативных), поэтому при выборе схемы главных электрических соединений осуществляется отбор вариантов на основе качественного анализа надежности и пригодности схемы для заданных конкретных условий. При этом следует иметь в виду то, что повышение надежности может быть достигнуто

дублированием силовых трансформаторов, выпрямителей, токоведущих частей и другого электротехнического оборудования;

секционированием ССШ с помощью разъединителей или высоковольтных выключателей, снабженных соответствующими автоматическими устройствами;

устройством обходных цепей с резервными выключателями для замены основных выключателей, находящихся в работе, на время ремонта.

Другим важным требованием, предъявляемым к схеме главных электрических соединений, является ее экономичность, т. е. требование минимальных затрат материальных ресурсов и времени при сооружении ТП.

Экономическая целесообразность варианта схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение электрической установки, ее эксплуатацию и возможный ущерб, обусловленный недоотпуском электрической энергии при нарушении схем электроснабжения.

Удобство эксплуатации и безопасность обслуживания основного оборудования схемы главных электрических соединений обеспечиваются простотой и наглядностью схемы, минимальным объемом переключений, связанных с изменением режима работы, доступностью оборудования для ремонта.

В целях повышения качества проектных работ и сокращения сроков проектирования научно-исследовательскими и проектными институтами разрабатываются типовые проекты ТП и постов секционирования. Основная цель типовых проектов – обеспечение индустриализации строительно-монтажных работ, унификация отдельных элементов и узлов ТП. Использование высокотехнологичного надежного оборудования на ТП определило устойчивую тенденцию к увеличению их периода эксплуатации, сокращению продолжительности и трудоемкости обслуживания, постепенному переходу к использованию «безлюдных» технологий.

Модульный принцип построения системы электроснабжения, при котором элементами являются функционально и конструктивно оформленные блоки, позволяет упростить обслуживание, повысить степень заводской готовности оборудования за счет возможности поблочной наладки и увеличить сроки функционирования электрооборудования. За счет повышения надежности коммутационных и защитных аппаратов и сокращения времени их обслуживания существенно снижается и влияние человеческого фактора на надежность электроснабжения.

Проектные, конструктивные и технические решения используются на предприятиях «НИИЭФА-ЭНЕРГО» при разработке и создании нового оборудования и блочно-модульных подстанций. Модули могут использоваться для усиления существующих систем тягового электроснабжения при реконструкции существующих, а также при строительстве новых ТП.

Модульное функционально-блочное исполнение предполагает применение новых схемных и конструктивных решений при реализации компонентов в виде отдельных блоков. Функциональный блок включает в себя необходимые опорные конструкции, силовое оборудование, оборудование управления, защиты, автоматики и т. п. Функциональные блоки поставляются под монтаж на месте в полностью смонтированном виде, причем их устанавливают как в зданиях, так и в отдельных контейнерах, стыкуемых друг с другом для построения ТП.

Тяговые подстанции нового поколения снабжаются автоматизированными системами управления технологическими процессами, обеспечивающими возможность дистанционного управления оборудованием с одного пульта энергодиспетчерского круга.

Технические характеристики распределительных устройств (РУ)
110 – 220; 27,5; 35; 10 и 3,3 кВ приведены в работах [10 – 12]. Схемы главных электрических соединений ТП при напряжении 110 – 220; 10 и 35; 27,5 и
3,3 кВ, которые определены действующими в настоящее время типовыми проектами, представлены на рис. 2.1 – 2.7.

При выполнении курсового проекта рекомендуется при выборе схемы главных электрических соединений ТП необходимо ориентироваться на принятые типовые решения.

На опорных тяговых подстанциях постоянного и переменного тока при напряжении 110 – 220 кВ рекомендуется применять одиночную секционированную выключателем и обходную ССШ (см. рис. 2.1). При такой схеме каждый ввод и понизительный трансформатор подключается к соответствующей секции ССШ через выключатель и два разъединителя, каждое присоедине-
ние – также подключается к обходной ССШ через свой обходной разъединитель, а сама обходная ССШ – к первой и второй секциям ССШ при помощи обходного высоковольтного выключателя Q8 и разъединителей QS21 – QS23. Секции рабочей CCШ соединяются между собой секционным высоковольтным выключателем Q7 и разъединителями QS19, QS20. В нормальном режиме работы ТП обходная ССШ находится без напряжения, а разъединители QS1, QS2, QS7, QS8, QS13, QS14, QS23, соединяющие линии и понижающие трансформаторы Т1, Т2 с обходной CCШ, отключены. Важным преимуществом рассматриваемой схемы является возможность вывода в ремонт высоковольтных выключателей всех присоединений без перерыва электроснабжения, так как обходной выключатель может заменить любые другие выключатели. При ремонте любой секции ССШ, а также шинных разъединителей все присоединения, подключенные к ней, отключаются на все время работы. В цепях присоединений установка разъединителей с заземляющими ножами позволяет обеспечить безопасные условия работы обслуживающего персонала при ремонте высоковольтных выключателей. В схеме главных электрических соединений РУ 220 кВ в отличие от схемы РУ 110 кВ (см. рис. 2.1 – 2.3) нейтраль понижающего трансформатора заземлена наглухо.

На транзитных ТП при напряжении 110 – 220 кВ рекомендуется использовать схему мостикового типа с рабочей и ремонтной перемычками (см. рис. 2.2). В нормальном режиме работы ТП линейные разъединители QS3, QS4, высоковольтный выключатель Q1, разъединители QS5, QS6 включены, а разъединители QS1, QS2 разомкнуты. При необходимости ремонта выключателя Q1 транзитной ТП включается ремонтная перемычка (включаются разъединители QS1 и QS2).

Рис. 2.1. Схема главных электрических соединений РУ 110 – 220 кВ

опорной тяговой подстанции

На отпаечных ТП напряжением 110 – 220 кВ применяется упрощенная мостиковая схема без рабочей перемычки (см. рис. 2.3). Ремонтная перемычка обеспечивает присоединение обоих трансформаторов к одной ЛЭП внешнего электроснабжения.

Рис. 2.2. Схема главных электрических соединений РУ 110 – 220 кВ

транзитной тяговой подстанции

Открытое распределительное устройство (ОРУ) 110 (220) кВ комплектуется элегазовыми выключателями серии ВГТ, разъединителями SGF, элегазовыми трансформаторами тока TG, трансформаторами напряжения СРА,
ограничителями перенапряжения EXLIM, при этом в целях унификации
и удобства обслуживания все разъединители оборудованы электродвигательными приводами.

При напряжении 10 и 35 кВ рекомендуется применять одиночную секционированную выключателем ССШ (см. рис. 2.4 и 2.5). Секционирование ССШ позволяет ремонтировать их посекционно, т. е. отключать те присоединения, которые подключены к соответствующей секции. Секционный высоковольтный выключатель снабжается релейной защитой, поэтому при коротком замыкании на любой секции под действием релейной защиты отключаются секционный выключатель и выключатель соответствующего ввода понижающего трансформатора. Таким образом, при секционировании ССШ выключателем одна из секций всегда остается в работе, даже в случае короткого замыкания на сборных шинах тяговой подстанции. В распределительном устройстве 35 кВ при количестве фидеров районной нагрузки меньше трех и без учета перспективы дальнейшего развития секционирование осуществляется секционными разъединителями.

 

Рис. 2.3. Схема главных электрических соединений РУ 110 – 220 кВ

отпаечной тяговой подстанции

Распределительное устройство 10 кВ ТП постоянного тока разрабатывается для двух схем питания – питание от двух понижающих трансформаторов с одиночной секционированной выключателем ССШ при подключении нагрузки для питания фидеров нетяговых железнодорожных и районных потребителей; питание от одного понижающего трансформатора с одиночной несекционированной ССШ при подключении нагрузки только для питания фидеров нетяговых железнодорожных потребителей.

 

 

 

Ячейки РУ 10 кВ оборудуются вакуумными выключателями серии ВВ/TEL, ВВЭ-М или ВБЭК-30-10, трансформаторами тока ТЛК-10 и трансформаторами напряжения НАМИТ-10, ограничителями перенапряжения ОПН-10.

Рис. 2.5. Схема главных электрических соединений РУ 35 кВ

При напряжении 27,5 кВ на тяговых подстанциях переменного тока целесообразно применять одиночную секционированную двумя разъединителями (QS12, QS13) ССШ (см. рис. 2.6), которые нормально включены и отключаются при выводе секции сборных шин в ремонт. РУ 27,5 кВ рассчитано на подключение шести фидеров контактной сети с запасным выключателем, фидера плавки гололеда на ВЛ 110 кВ и регулируемого устройства поперечной компенсации реактивной мощности. Фаза С представляет собой рельс, соединенный с контуром заземления и рельсами подъездного пути. Воздушный отсасывающий фидер подключается к рельсу заземленной фазы С. Подключение обмотки понижающего трансформатора напряжением 27,5 кВ к ССШ осуществляется с помощью разъединителей QS1, QS2 и выключателей Q1, Q2 в трехфазном исполнении, фидеров контактной сети – с помощью разъединителей и выключателя Q7 (Q8) в однофазном исполнении.

 

 

В схеме главных электрических соединений 27,5 кВ предусматриваются запасная шина и запасной выключатель Q9, наличие которых позволяет обеспечивать замену любого фидера высоковольтного выключателя в случае его ремонта без перерыва питания контактной сети. Питание нетяговых потребителей, расположенных вдоль электрической железной дороги, осуществляется фидерами линии «два провода – рельс» (ДПР).

Размещение силового оборудования в РУ 27,5 кВ выполнено для открытого и закрытого РУ с применением 17 блоков (два блока вводов от понижающего трансформатора, два блока трансформаторов напряжения с секционными разъединителями, два блока трансформаторов собственных нужд, два блока фидеров ДПР, блок компенсирующего устройства, блок фидера плавки гололеда на питающих ЛЭП, шесть блоков фидеров контактной сети и блок запасного выключателя с разъединителями запасной шины). Блоки
РУ 27,5 кВ комплектуются выключателями серии ВБЭТ со встроенными трансформаторами тока ТОЛ-35; разъединителями РД(З)-35 с электродвигательными и ручными приводами; трансформаторами напряжения ЗНОМ-35; ограничителями перенапряжения ОПН-27,5.

Система сборных шин 3,3 кВ (главная и запасная «плюсовые» и «минусовая» шины) выполняется одиночной с секционированием главной и запасной «плюсовых» шин двумя разъединителями (см. рис. 2.7), которые нормально включены и отключаются при выводе секции сборных шин в ремонт. Распределительное устройство 3,3 кВ ТП постоянного тока состоит из ячеек фидеров контактной сети, запасного выключателя, а также сглаживающего устройства. Каждая ячейка фидеров контактной сети содержит в себе выключатели автоматические быстродействующие ВАБ-49-5000/30-Л-УХЛ4
(ВАБ-49-3200/30-Л-УХЛ4), установленные на платформе, и однополюсные разъединители РВРЗ-10-4000 УЗ, РВПТЗ-3/4000 УХЛ3 или РВР-10-4000 УЗ. Главная и запасная «плюсовые» шины соединены между собой с помощью запасного быстродействующего выключателя QF2. Наличие в схеме запасного выключателя QF2 и запасной «плюсовой» шины позволяет выводить в ремонт любой фидерный быстродействующий выключатель без перерыва питания контактной сети. В цепи отсоса, соединяющей «минусовую» шину с рельсами электрической железной дороги, никаких коммутационных аппаратов не устанавливается.

 

 

 

 

Принципиальные схемы преобразовательного агрегата приведены на рис. 2.8. Схемы главных электрических соединений преобразователей тяговых подстанций постоянного тока представлены в работе [13].

 

 

В настоящее время разработаны специальные симметрирующие трансформаторы для применения их на вновь проектируемых электрифицированных участках переменного тока, а также новая система электроснабжения с опорными подстанциями и прокладываемыми на опорах контактной сети двухпроводными линиями напряжением 24 – 115 кВ, которые питают промежуточные подстанции с однофазными трансформаторами, при этом расстояние между смежными опорными подстанциями с подключением их к СВЭ составляет 300 – 350 км.

Схемы главных электрических соединений различных по напряжению РУ, их планы и характерные разрезы представлены в специальных альбомах,
подготовленных на кафедре «Электроснабжение железнодорожного
транспорта».

3. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ И

КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ

Токоведущие части и аппараты РУ ТП должны надежно работать при нормальных эксплуатационных режимах, а также иметь термическую и динамическую стойкостью при возникновении короткого замыкания, поэтому при их выборе необходимо проверять соответствие установленных параметров нормальным длительным нагрузочным и кратковременным аварийным
режимам.

Одним из важных параметров, определяющих нормальный длительный нагрузочный режим ТП, является максимальный рабочий ток.

Выбор токоведущих частей

3.1.1. Расчет максимальных рабочих токов цепей тяговой подстанции напряжением 110 – 220 кВ

Максимальный рабочий ток нагрузки определяется в каждой цепи опорной ТП по формуле:

в цепи ввода ЛЭП (при отключении одной высоковольтной линии, питающей ТП) –

, (3.1)

где – мощность понижающего трансформатора, кВ∙А;

– мощность транзита (мощность, передаваемая другим ТП через шины данной подстанции), принимается равной 2 ;

– номинальное напряжение, принимается равным 110 или 220 кВ;

в цепи ввода высокого напряжения понижающего трансформатора –

, (3.2)

где – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, = 1,3 – 1,7;

в цепи ССШ -

, (3.3)

 

где – коэффициент перспективы развития потребителей, = 1,3;

– коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения, = 0,6 - 0,8;

– сумма номинальных мощностей понижающих трансформаторов, кВ∙А.

Максимальный рабочий ток рассчитывается в каждой цепи транзит-
ной ТП:

в цепи ввода ЛЭП – по формуле (3.1);

в цепи рабочей или ремонтной перемычки -

; (3.4)

в цепи ввода высокого напряжения понижающего трансформатора - по формуле (3.2).

Максимальный рабочий ток определяется в каждой цепи отпаечной ТП:

в цепи ввода ЛЭП по формуле:

; (3.5)

в цепи перемычки и ввода высокого напряжения понижающего трансформатора - по формуле (3.2).

3.1.2. Расчет максимальных рабочих токов цепей тяговой

подстанции напряжением 10; 27,5; 35 и 3,3 кВ

Максимальный рабочий ток в цепи ввода среднего (низкого) напряжения понижающего трансформатора определяется по формуле:

, (3.6)

где – номинальное напряжение обмоток среднего (низкого) напряжения понижающего трансформатора, кВ.

Максимальный рабочий ток в цепях ССШ среднего (низкого) напряжения ТП, а также в цепи секционного выключателя (секционных разъединителей) РУ 10; 27,5 или 35 кВ –

, (3.7)

где – коэффициент распределения нагрузки на шинах среднего (низкого) напряжения, равный 0,5 при числе присоединений потребителей пять и более, 0,7 – при меньшем числе присоединений.

Максимальный рабочий ток в цепях фидеров районной нагрузки, линии продольного электроснабжения и ДПР определяется по формуле:

, (3.8)

где – номинальная мощность потребителя районной нагрузки, кВ∙А;

– номинальное напряжение той ступени, от которой питается фидер районной нагрузки, кВ.

Максимальный рабочий ток в цепи фидеров контактной сети для ТП переменного тока принимается равным 1000 А, для ТП постоянного
тока – 3000 А.

Максимальный рабочий ток выпрямителя в цепи ввода преобразовательного агрегата рассчитывается по формуле:

, (3.9)

где – номинальная мощность преобразовательного трансформа-
тора, кВ∙А;

– номинальное напряжение сетевой обмотки преобразовательного трансформатора, кВ.

Максимальный рабочий ток на главной «плюсовой» и «минусовой» шинах РУ-3,3 кВ ТП постоянного тока [6, 7]

, (3.10)

где N – число преобразовательных агрегатов;

– номинальный выпрямленный ток, принятый в соответствии с номинальным током вентильной конструкции [13].

– коэффициент распределения нагрузки на шинах, при N = 2
= 0,8.

Максимальный рабочий ток в цепи запасной шины ТП принимается равным максимальному рабочему току самого нагруженного фидера контактной сети.

Максимальный рабочий ток в цепи отсоса ТП постоянного тока

. (3.11)

Максимальный рабочий ток в цепи ввода трансформатора собственных нужд (ТСН) определяется по формуле [6, 7]:

, (3.12)

где – номинальная мощность ТСН, кВ×А;

– номинальное напряжение первичной (вторичной) обмотки
ТСН, кВ.

Максимальный рабочий ток в цепи шин собственных нужд 0,4 кВ рассчитывается по формуле:

. (3.13)

Трансформаторы собственных нужд на ТП постоянного тока питаются от ССШ напряжением 10 кВ, на ТП переменного тока – от ССШ напряжением 27,5 кВ.

3.1.3. Выбор шин закрытого распределительного устройства

В закрытых распределительных устройствах применяются алюминиевые шины прямоугольного, круглого или профильного сечения (чаше всего коробчатого) [6 – 8].

Сечение шин выбирается по длительному току нагрузки из условия:

, (3.14)

где – длительно допустимый ток нагрузки на шину, А.

Выбранное сечение ССШ проверяется на термическую и динамическую стойкость.

При проверке на термическую стойкость должно выполняться условие:

. (3.15)

В первую очередь определяется начальная температура нагрева шин максимальным рабочим током до момента возникновения короткого замыкания по формуле:

, (3.16)

где – начальная температура нагрева токоведущей части при токе
_, ºС;

– длительно допустимая температура нагрева токоведущей части при нормальном режиме работы (для голых проводов и шин – +70 ºС при температуре воздуха +25 ºС, кабелей – +55 ºС при температуре воздуха +25 ºС и земли +15 ºС), ºС;

– расчетная температура окружающей среды, ºС.

По начальной температуре нагрева (по графическим зависимостям, приведенным на рис. 3.1), определяется начальный температурный коэффициент нагрева шин. Затем находится конечный температурный коэффициент нагрева шин по формуле:

, (3.17)

где – тепловой импульс тока короткого замыкания, А²∙с;

– сечение шины, мм² .

Тепловой импульс тока короткого замыкания

, (3.18)

где – мгновенное значение тока короткого замыкания;

– действительное время протекания тока короткого замыкания, с.

Вычисление по формуле (3.18) затруднительно даже с помощью современных вычислительных средств, поэтому тепловой импульс определяется по упрощенной формуле:

, (3.19)

где – действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания при t = 0 (начальное значение), А;

– время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с.

Постоянная времени затухания

, (3.20)

где и – соответственно индуктивное и активное сопротивление цепи короткого замыкания, Ом.

Среднее значение принимается равным 0,05 с. Апериодическая слагающая тока короткого замыкания затухает очень быстро (в течение
0,1 – 0,2 с), поэтому при расчетах тепловой стойкости токоведущих частей и аппаратов ее учитывают при времени протекания тока короткого замыкания t_откл < 1 с.

 

 

Рис. 3.1. Зависимость температуры нагрева шин

от температурного коэффициента

 

Время от начала короткого замыкания до его отключения

, (3.21)

где – выдержка времени основной защиты, с;

– полное время отключения высоковольтного выключателя, с [10, 12].

При определенных условиях основная защита может не сработать (повреждение цепей защиты, отказ реле), поэтому при «близких» коротких замыканиях и особой ответственности электротехнического оборудования оправданно оценивать термическую стойкость при действии резервной защиты.

Затем по графическим зависимостям (см. рис. 3.1) в зависимости от конечного температурного коэффициента нагрева определяется температура нагрева . Максимально допустимые значения температуры нагрева шин приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1