Проектирование тяговой подстанции

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ

Введение

Железные дороги — одна из важных составных частей материально — технической базы экономики страны. Они во многом определяют эффективность всех отраслей народного хозяйства, их дальнейшее развитие.

До 1955 года электрификация железных дорог велась на постоянном токе напряжением 1,65 и 3,3 кВ. С 1980 года — на ряде участков электрификация осуществляется на переменном токе 2Ч25 кВ.

Современные тяговые подстанции электрифицированных железных дорог представляются в виде важнейших устройств систем тягового электроснабжения. Их питание осуществляется от системы внешнего электроснабжения. Тяговые подстанции предназначены для комплексного электроснабжения электроподвижного состава (электрической тяги поездов), не тяговых железнодорожных потребителей включая потребителей устройств сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ), и не железнодорожных промышленных и сельскохозяйственных потребителей, условно называемых районными потребителями.

Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружение (электроустановкой), оснащенной мощной современной силовой (трансформаторы, автотрансформаторы, батареи конденсаторов), коммутационной (выключатели, разъединители, короткозамыкатели), и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления. Насыщенность тяговых подстанции разнообразной по назначению аппаратурой существенно выше, чем равных по мощности и классу первичного питающегося напряжения подстанции энергосистем.

К схемам и конструкциям тяговых подстанций предъявляют определенные технические требования. Так, установленная мощность их трансформаторов должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии, коммутационная и вспомогательная аппаратура должна обеспечивать бесперебойное питание электроэнергией на требуемом уровне надежности. Очень важно также, что бы качество электрической энергии соответствовала установленным нормам.

Изучение современных проблем проектирования тяговой подстанции выполняется с учетом имеющегося опыта эксплуатации и достижений науки и техники в области электрификации железнодорожного транспорта. В проекте рассмотрены конкретные инженерные задачи, такие как выбор трансформаторов (силовых и измерительных), разработка однолинейной схемы тяговой схемы тяговой подстанции, расчет заземляющего устройства. Также внимание уделено экономическим расчетам тяговой подстанции.

Электрификация железных дорог сопровождается значительными капиталовложениями на сооружение контактной сети, тяговых подстанций, реконструкцию линии связи. Большое внимание отведено методикам расчета устройств электроснабжения и связи при использовании системы 2Ч25 кВ, так как эта система значительно сложнее системы 25 кВ и решение вопросов правильного выбора параметров всех обустройств требует от проектировщиков и эксплуатационников точного знания закономерностей изменения токов и напряжений в различных режимах работы.

В системе электроснабжения 2Ч25 кВ используется в основном то же оборудование, что и в системе 25 кВ. Вместе с тем она имеет ряд особенностей по конструкции, силовым схемам, защитам и некоторым видам оборудования. Приведены характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, выпускаемых промышленностью для новой системы электроснабжения, рассмотрены специфические режимы работы защит, связанные с наличием питающего провода, автотрансформаторов и межподстанционных зон большой длины.

Анализ работы и испытаний линий, электрифицированных по системе 2Ч25 кВ, позволяет оценить правильность принятых проектных решений и дать рекомендации по совершенствованию ее эксплуатации.

1. Проектирование распределительных устройств тяговой подстанции

Распределительные устройства тяговой подстанции выполняются в соответствии с требованиями строительных, противопожарных, ведомственных норм и ПУЭ. К основным требованиям следует отнести высокую надежность работы оборудования, безопасность обслуживания, экономичность. В рассматриваемом проекте необходимо компоновать оборудование открытых распределительных устройств класса 110×10 и 2×25кВ.

Конструктивные элементы ОРУ изготовляются из железобетона. Минимальные расстояния от токоведущих частей до заземленных конструкций должны соответствовать требованиям ПУЭ. ОРУ компонуют из отдельных ячеек, в которых устанавливается оборудование присоединение (фидера).

Ограждение ОРУ устанавливается на расстоянии не менее 3 метров от границы контуров защитного заземления.

Компоновка оборудования проектируемой подстанции выполнена в соответствии с требованиями ПУЭ и рекомендациями типовых проектных разработок. [19, 18]

Характеристика проектируемой тяговой подстанции Бурятская.

Тип проектируемой подстанции — отпаечная, получает питание по линии 110 кВ от существующей опорной подстанции Карымская по двухцепной ВЛ, длина которой составляет 53,2 км [19]. 2.1 Параметры питающей энергосистемы приняты из компьютерной базы данных (Sк. мах = 1273МВА).

Таблица 1 — Параметры тяговой подстанции

SH МВА

UBH кВ

UCH кВ

UHH кВ

UKBC%

UKBH%

UKCH%

Кол-во

34

110

2*27,5

10

17

9,6

6

5

Таблица 2 — Данные по цепям собственных нужд

Наименование потребителей

KU

KM

Мощность, кВт

Рабочее освещение

0,7

1,0

25

Аварийное освещение

0,7

1,0

25

Моторные нагрузки

0,7

1,0

200

Печи отопления и калориферы

0,7

1,0

25

Потребители СЦБ

0,7

1,0

35

Собственные нужды

0,7

1,0

206

Цепи управления, защит, сигнализации

0,7

1,0

25

Таблица 3 — Данные для расчета заземляющего устройства

Сопротивление верхнего слоя земли с1, ОМ-м

Сопротивление нижнего слоя земли с2, ОМ-м

Толщина верхнего слоя земли h, м

Время протекания однофазного тока К.З. I, с

300

100

1,25

1,745

Таблица 4 — Время выдержки срабатывания

Вводы 110кВ

Вводы 10кВ

Вводы 27,5кВ

Фидер 27,5 кВ

Фидер 10 кВ

2,5

1,5

1,0

0,5

0,5

2. Структурная схема тяговой подстанции

Структурная схема проектируемой тяговой подстанции Бурятская имеет вид на ниже приведенном рисунке 1. Для проектируемой тяговой подстанции схема питания предлагается односторонней.

Присоединение тяговой подстанции к электрической сети должно быть осуществлено таким образом, чтобы обеспечить бесперебойное питание подстанции при нормальном и аварийном режимах работы.

РУ-110 отпаечной подстанции имеет только ремонтную перемычку между вводами для обеспечения транзита. Линии 110 кВ присоединяются разъединителями с двигательным приводом.

Назначение тяговой подстанции переменного тока состоит в понижении подводимого к ним от энергоснабжающей системы напряжения 110кВ до 27.5 кВ и распределения энергии по зонам питания тяговой сети. На подстанции Бурятская из условий резервирования питания тяги при вынужденных (аварийных) режимах предусматривается установка пяти трансформаторов.

3. Выбор силового трансформатора

Силовой трансформатор выбираем в соответствии с данными проекта [19]: ОРДНЖ 25 000/110 — трансформатор однофазный, с дутьевым охлаждением масла, с расщепленной обмоткой, с регулированием напряжения под нагрузкой, мощностью 25 тыс. кВА, напряжением 110кВ, для железнодорожного транспорта.

4. Выбор трансформатора собственных нужд

На тяговой подстанции устанавливаются два ТСН с вторичным напряжением 380 В.

Питание ТСН осуществляется от шин ОРУ 2×27,5 кВ. Необходимая мощность для питания СН переменного тока может быть определена суммированием мощностей всех потребителей подстанции.

Установленная мощность определяется по формуле

, (5. 1)

где и — суммарная соответственно активная и реактивная установленная мощность СН;

(5. 2)

где Ки — коэффициент использования установленной мощности;

— заданная мощность собственных нужд;

,

, (5. 3)

т. к. коэффициент мощности равен 1

(5. 4)

Согласно полученным данным выбираем ТСН: ТМ-400/35−75У1

Характеристики трансформатора ТМ-400/35−75У1

Номинальное напряжение обмотки ВН — Uвн = 27,5 кВ

Номинальное напряжение обмотки НН — Uнн = 0,23/0,4кВ

Потери мощности на холостом ходу — Рхх = 5,5 кВт

Потери мощности при коротком замыкании — Ркз = 1,35/1,82кВт

Напряжение короткого замыкания — Uк = 6,5%

Ток холостого хода, % - ik = 2,1

Схема и группа соединения обмоток — У/Ун — 11

На всех тяговых подстанциях устанавливают по два трансформатора собственных нужд, работающих с глухозаземленной нейтралью. На подстанциях переменного тока трансформаторы собственных нужд присоединяют к шинам РУ 27,5 кВ. при определении мощности трансформатора собственных нужд исходя из того, что один трансформатор должен обеспечивать всю нагрузку собственных нужд согласно условия.

(5. 5)

где Sн. тр — номинальная мощность ТСН, кВА

Sсн — максимальная мощность потребителей собственных нужд, кВА

400> 304 кВА

условие выполнено согласно формуле (6. 5).

Для определения сопротивлений элементов цепи КЗ на шинах СН переменного тока 0,4кВ предварительно рассчитываются максимальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора Iраб. мах, А, по формуле

, (5. 6)

где Sн. тр — номинальная мощность трансформатора собственных нужд кВА

Uн — номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора

собственных нужд, кВ

Трансформатор присоединяться к шинам 0,4/0,23 кВ двумя медными четырехжильными кабелями, максимальный допустимый ток Iдоп? который определяется по формуле

, (5. 7)

где Кк — количество параллельно включенных кабелей

Iдоп — длительно допустимый ток для принятого сечения кабеля, А.

nк — коэффициент, учитывающий ухудшение условий охлаждения

кабелей положенных рядом (для двух кабелей, положенных друг

от друга на расстоянии 100 мм, коэффициент равен 0,9).

Выбранный медный кабель имеет сечение 120 мм2 и длительно допустимый ток 350А.

(5. 8)

4. 1 Схема питания потребителей собственных нужд

тяговый подстанция трансформатор тепловой

Питание потребителей собственных нужд осуществляется от систем сборных шин 0,4кВ комплектных распределительных устройств (КРУН-10 кВ) устанавливаемых на открытой части тяговой подстанции и шкафа собственных нужд устанавливаемого в здании подстанции.

В системе сборных шин КРУН подключают следующие фидеры:

1 и 10 — шкаф собственных нужд в здании подстанции;

обдува понижающих трансформаторов;

фидер линии ВЛ СЦБ;

освещение камер 10 кВ и СЦБ;

резервный;

освещение открытой части подстанции;

фидер для подключения базы передвижного масляного хозяйства;

фидер питания здания дистанции контактной сети;

фидер подогрева масла и проводов высоковольтных выключателей, их приводов, ячеек КРУН;

К системе сборных шин шкафа СН подключают фидеры:

1 — станочного оборудования мастерской;

2 — электрических печей обогрева щитовой и подсобных помещений здания подстанции;

3, 4, 5 — питание пультов дистанционного управления разъединителями контактной сети, стоек телемеханики, автоматики;

питание подзарядных устройств;

питание калорифера и вентиляторов аккумуляторной батареи;

питание освещения здания подстанции;

отопление помещения ДГА;

10 — вентиляция помещения ДГА.

В качестве резервного источника электроэнергии СН переменного тока используется дизель-генератор, устанавливаемый в специальном помещении закрытой части тяговой подстанции. Его основное назначение обеспечить питание устройств СЦБ при аварийном выходе из работы трансформаторов СН или снятия напряжения на участке железной дороге. Дизель-генератор имеет следующие номинальные параметры Sн= 50 кВт, Uн=400 В, v=50 Гц.

В качестве источника энергии СН постоянного тока используется аккумуляторные батареи. Они работают в режиме постоянного подзаряда.

4. 2 Результаты определения мощности районных (нетяговых) потребителей приведены в таблице 5.

Таблица 5 — Результаты потребной и установленной мощности понижающих трансформаторов

Наименование тяговой подстанции

Питающее напряжение, кВ

Расчетная мощность тяги, МВА

Мощность нетяговой нагрузки ж. д потребителей, МВА

Расчетная мощность трансформатора, МВА

Количество и установленная мощность трансформаторов,

шт. х МВА

Бурятская

110

22,1

2,0

34,4

2х25

1х25

21,5

20,7

2х25

*Данные приведены без учета нагрузок существующего участка

В данном разделе была определена суммарная мощность для питания собственных нужд, на основании которой выбрала трансформатор ТМ-400/35−75У1. Для выбранного типа трансформатора произведен расчет максимальных рабочих токов, по параметрам которого вычислили присоединение его к шинам 0,4/0,23 кВ двумя медными четырехжильными кабелями.

5. Описание однолинейной схемы электроснабжения тяговой подстанции

Схема РУ 110 кВ тяговой подстанции при электрификации по системе 2×2,5 кВ выполняют более сложными, так как на них устанавливают пять понижающих трансформаторов. Схема Р У 110 кВ подстанции на пять трансформаторов (приложение Б), из которых первые четыре рабочие, а пятый — резервный и служит для замены любого из рабочих.

Необходимость в короткозамыкателе отпадает, и трансформаторы могут быть присоединены только через отделители. Отделите отсоединяют поврежденный трансформатор в бестоковую паузу, после чего устройство АПВ вновь включает трансформаторы и выключатели и тем самым восстанавливает прерванное питание в РУ 110 кВ подстанции.

Особенностью РУ 110 кВ подстанций 2×2,5 кВ является различная очередность чередования фаз по вводам. Это вызвано необходимостью получения разных напряжений, подаваемых на участки тяговой сети слева и справа от подстанции. Чтобы получить любое из этих напряжений от резервного трансформатора, его можно присоединить к шинам с помощью отделителей. Эти шины соединены с шинами перемычки разъединителем с заземляющими ножами, что обеспечивает возможность ревизии основных коммутационных аппаратов — отделителей, а также разрядников. Учет энергии, потребляемой резервным трансформатором, обеспечивается с помощью выносного трансформатора и трансформатора напряжения. Питание приборов учета энергии по вводам обеспечивается с помощью встроенных в выключатели трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, а защита трансформаторов — с помощью встроенных в него трансформаторов тока.

Схема РУ 2X25 кВ имеет размещение ячеек присоединений относительно шин и друг друга такое же, как и на плане подстанции. Шины Р У 2х X 25 кВ секционированы двумя последовательно соединенными разъединителями. Вводы в РУ осуществлены от рабочих понижающих трансформаторов на 1-ю и на 2-ю секцию шин ячейки соответственно и от резервного на 2-ю секцию шин ячейки. В ячейках использованы блоки ввода. Разрядники, выносные трансформаторы тока и разъединители на этих вводах устанавливают дополнительно. Ввод к шине, соединяемой с рельсами тяговой сети, осуществляется непосредственно от ТП.

С помощью ячеек обеспечивается подача напряжения на любую пару шин 55 кВ (две верхние или две нижние) от резервного трансформатора в случае отключения какого-либо рабочего. Соответствующие переключения, необходимые для получения синфазного напряжения на шинах 55 кВ, производятся в схеме РУ питающего напряжения. Порядок подключения понижающих трансформаторов к фазам ВЛ питающего напряжения и к шинам РУ 2×25 кВ устанавливается схемой фазировки.

На фидеры тяговой сети слева от подстанции через ячейки подаются напряжения соответственно от шин. Ячейки фидеров двухфазные типовые, выполнены с использованием блока, в который входят трехфазный выключатель (используются только две крайние фазы) и выносные трансформаторы тока. Выключатели и трансформаторы ограждены разъединителями с заземляющими ножами. За линейными разъединителями со стороны тяговой сети присоединены дополнительно установленные обходные разъединители, соединяющие питаемые участки контактного и питающего провода с обходной (запасной) шиной. С помощью этих разъединителей, запасной шины и обходного (запасного) выключателя возможно при необходимости, не прерывая питания, вывести из работы выключатель любого фидера или полностью секцию шин со всеми отходящими от нее фидерами для их осмотра или ремонта, заменив выключатель выводимого фидера (или все выключатели секции). Примененный типовой блок запасного выключателя содержит последовательно соединенные трехфазный выключатель, у которого задействованы две крайние фазы, и выносные трансформаторы тока на этих фазах. За трансформаторами тока со стороны обходной шины установлены фазные разъединители с заземляющими ножами. К сборным шинам 55 кВ запасной выключатель присоединен двумя дополнительно устанавливаемыми шинными разъединителями 20. Как и в случае РУ 27,5 кВ, разъединители 20 подключены к тем шинам секции, от которых не получают питание отходящие от секции фидеры. Это обеспечивает возможность вывода в ремонт секции шин без перерыва питания контактного и питающего проводов.

Пусть следует вывести в ремонт и на это время заменить запасным выключателем фидер, получающий питание от (правой) секции сборных шин. Для этого собирается схема запасного выключателя: включаются его левый шинный разъединитель (непременно при включенных секционных разъединителях), линейный разъединитель и, наконец, сам выключатель. Затем включается обходной разъединитель выводимого из работы фидера; нагрузка фидера оказывается перераспределенной между фидерными выключателями и запасным. Теперь можно отключить выключатель выводимого фидера и разобрать его схему. В результате контактный и питающий провода тяговой сети будут получать питание по цепи: сборные шины 1-й секции шин, левый шинный разъединитель запасного выключателя, выключатель, линейный разъединитель запасного выключателя, запасные шины, обходной разъединитель заменяемого фидера, контактный и питающие провода.

Линейные и обходные разъединители фидеров, а также шинные разъединители запасного выключателя для возможности совершения переключений по телеуправлению оборудованы моторными приводами (линейный разъединитель запасного выключателя нормально включен).

Нетяговые потребители железнодорожного транспорта, как и при системе 27,5 кВ, получают питание по фидерам ДПР, которые выполняют, используя типовой блок, такой же, как и для питания фидеров тяговой сети. Оба фидера питают линии ДПР влево и вправо от подстанции одним и тем же напряжением.

Для питания цепей собственных нужд и подогрева выключателей и их приводов к каждой секции между шинами и к контуру заземления подстанции КЗП подключено по трансформатору собственных нужд ТСН. Для подключения используется типовой блок.

Для контроля напряжения на секциях сборных шин, питания приборов учета энергии и защиты между каждой шиной секции и контуром КЗП включены однофазные трансформаторы напряжения, дополненные разрядниками, которые служат для ограничения атмосферных и коммутационных перенапряжений на шинах РУ 2×25 кВ. В этом случае используются блоки типа VIII — по два на каждую секцию.

Для питания районных и железнодорожных потребителей на напряжении 10 кВ применяют специальный понижающий трансформатор, на выходе которого стоят типовые блоки КРУН 10 кВ.

6. Расчет токов короткого замыкания

6.1 Составление расчетной схемы

тяговый подстанция трансформатор тепловой

Согласно ПУЭ выбор и проверка электрических аппаратов и токопроводящих элементов по электрической устойчивости проводится по току трехфазного короткого замыкания, поэтому в проекте необходимо произвести расчет токов короткого замыкания (ТКЗ) для всех распределительных устройств (РУ) и однофазного замыкания на землю для РУ, питающего напряжения. На основании результатов коротких замыканий производится проверка выбранного оборудования, аппаратуры, токоведущих частей.

На основании схемы электроснабжения, исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанций составляется расчетная схема, рисунок 2.

6. 2 Составление схемы замещения

По расчетной схеме составляется электрическая схема замещения. Она представляет собой электрическую схему, элементами которой являются схемы замещения реальных устройств их основными электрическими характеристиками (активным, реактивным емкостным, реактивным индуктивным сопротивлением).

Расчетная схема представляет собой упрощенную электрическую схему с указанием тех элементов электрической цепи и их параметров, которые влияют на токи короткого замыкания. Схема замещения представлена на рисунке 3.

7.3 Определяем ток короткого замыкания для точки К1

Рисунок 4 — Схема замещения КЗ для точки К1

Расчет токов короткого замыкания проводим методом базисных единиц:

Uб = 115 кВ;

Sб = 1000кВ;

Sк. мах = 1273МВА.

Базисный ток первой точки Iб определяется по формуле

, (7. 1)

где Sб — базисная мощность, МВА;

Uб — напряжение ступени, В;

Сверхпроходной ток трехфазного замыкания, А рассчитывается по формуле

(7. 2)

, (7. 3)

где l — длина электрически связанных линий сети данного напряжения, км.

(7. 4)

Определим действующее значение тока короткого замыкания на шинах 110 кВ.

, (7. 5)

кА

Найдем базисный ток по формуле

, (7. 6)

(7. 7)

Ток однофазного замыкания, А определяется по формуле

(7. 8)

Ударный ток в точке iуд — определим по формуле

(7. 9)

Определим действующее значение ударного тока по формуле

(7. 10)

Трехобмоточные трансформаторы характеризуются в каталогах тремя напряжениями КЗ для каждой пары обмоток. Найдем напряжение КЗ для каждой обмотки, % по формулам

(7. 11)

(7. 12)

(7. 13)

Используя полученные UКВ UКС UКН можно получить относительное базисное сопротивление каждой обмотки трансформатора по формулам

, (7. 14)

, (7. 15)

(7. 16)

где Sнт — мощность тягового трансформатора, МВА.

В расчетах принимается, что источник питания один и имеет бесконечную мощность, то есть все точки короткого замыкания является ударными.

6. 4 Определяем ток КЗ для точки К2

Рисунок 5 — Схема замещения КЗ для точки К2

Аналогично предыдущему расчету и формулам, рассчитаем ток короткого замыкания для точки К2, с учетом напряжения 2-й ступени и сопротивлением до точки КЗ.

Uб2 = 27,5кВ, Sб = 1000МВА

(7. 17)

Найдем Хк2 и Iбк2 результаты подставим в формулу

(7. 18)

Определим ток однофазного и двухфазного замыкания

Определим ударный ток iуд, А

6. 5 Определяем ток короткого замыкания для точки КЗ

Рисунок 6 — Схема замещения КЗ для точки К3

Суммируя активные и реактивные составляющие сопротивления, определим суммарное индуктивное сопротивления цепи КЗ для точки К3 по формулам (7. 19), (7. 20)

Uб3 = 10кВ, Sб = 1000МВА

(7. 19)

(7. 20)

Определим ударный ток

6. 6 Расчет токов короткого замыкания на шинах собственных нужд

Расчет токов короткого замыкания производим по относительным сопротивлениям, что дает их завышенное значение. Поэтому сопротивление аппаратуры и кабелей, подключенных ко вторичной обмотке ТСН, не учитываем.

Электрическая схема замещения

Расчёт сопротивлений схемы замещения

Расчет сопротивления элементов схемы замещения считаем в той же последовательности, что и на шинах всех РУ. Расчет проводим в именованных единицах.

, (7. 21)

где Кт — коэффициент трансформации/

Для выбранного нами трансформатора СН TM400/35−75У1 потери составляют Рк = 5,5кВт; VK = 6,5%; согласно справочника. [12]

, (7. 22)

где — потери короткого замыкания в трансформаторе собственных нужд;

— номинальная мощность трансформатора собственных нужд.

(7. 23)

(7. 24)

Полное сопротивление трансформатора собственных нужд ZЭ, мОм, определим по формуле

, (7. 25)

Ток короткого замыкания на шинах трансформатора СН определим по формуле

, (7. 26)

Определим действующее значение ударного тока для всех напряжений. Ударный коэффициент Ку принят из справочника [3].

для Uном 110 кВ ударный ток найдем по формуле

(7. 27)

для Uном 27,5 кВ ударный ток

для Uном 10 кВ ударный ток

для Uном ТСН ударный ток

7. Выбор основного оборудования и токоведущих частей тяговой подстанции

7. 1 Расчет максимальных рабочих токов основных частей РУ

Расчет максимальных рабочих токов основных подсоединений подстанций производим по формулам таблицы 6.3 [16].

Для обеспечения надежной работы аппаратуры и токоведущих частей, необходимо правильно выбрать их по условиям длительной работы в нормальном режиме.

За наибольший рабочий ток присоединения принимают ток с учетом допустимой перегрузки длительностью не менее 30 минут. При расчете максимальных рабочих токов присоединений учитывается возможность 1,5 кратной перегрузки трансформаторов в наиболее неблагоприятном режиме. Расчет максимальных рабочих токов производится на основании схемы, представленной на рисунке 8.

Рисунок 8 — Схема для определения максимальных рабочих токов

Выбор аппаратуры и токоведущих частей выполняется по номинальному току и напряжению.

Uуст < UH; Iраб. мах < IH (8. 1)

где Uуст — номинальное напряжение установки;

UH; - номинальное напряжение аппарата;

Iраб. мах — номинальный ток аппарата;

IH — максимальный рабочий ток присоединения, где установлен аппарат.

Вывод отпаечной тяговой подстанции

(8. 2)

Перемычка отпаечной подстанции

(8. 3)

Обмотка высокого напряжения трехобмоточного трансформатора

(8. 4)

Обмотка среднего напряжения трехобмоточного трансформатора

(8. 5)

Обмотка низкого напряжения трехобмоточного трансформатора

(8. 6)

где Кпер — коэффициент перегрузки трансформатора

Кр. н — доля районного потребителя в общей нагрузке подстанции = 0,4;

n — максимальное число понижающих трансформаторов, находя-

щихся в работе = 3 шт. ;

Sнтр — номинальная мощность трансформатора.

7.2 Расчет величины теплового импульса для всех РУ

Электрические аппараты и токоведущие элементы по термической устойчивости в режиме короткого замыкания (тепловой импульс, необходимый для выбора выключателей, для шин различного напряжения), кА2 с., проверяют по формуле

, (8. 7)

где Iк — начальное значение периодической составляющей тока КЗ;

фа — постоянная времени затухания апериодической составляющей

тока КЗ, равная 0,05 с;

фа — тепловой импульс, характеризует тепловую устойчивость элек-

трического оборудования при коротких замыканиях в системе.

Для расчета жестких шин открытых распределительных устройств, проверка на электродинамические усилия обязательна.

Время отключения тока КЗ tоткл, сек, определяется по формуле

(8. 8)

где tB — полное время отключения выключателя до погасания дуги, согласно справочника [12];

tP3 — время срабатывания релейной защиты рассматриваемой цепи (согласно справочника).

Расчет теплового импульса для РУ 110 кВ проведем по формулам (8. 1; 8. 2)

Расчет теплового импульса для РУ 27,5 кВ аналогично

а) для вводов РУ: 1 откл = 1,5 + 0,11 == 1,61 с. ;

б) для фидеров РУ: to™ = 1 + 0,11 = 1,11 с.

Расчет теплового импульса для РУ 10 кВ

а) для вводов РУ: to™ = 1,2 + 0,11 = 1,31 с. ;

б) для фидеров РУ: Ьткл = 1 + 0,11 = 1,11 с.

7. 3 Выбор изоляторов

Гибкие шины ОРУ крепим на гирляндах подвесных изоляторов ПС -70Е. Количество изоляторов в гирлянде для различных напряжений показано в таблице 6.

Таблица 6 — Количество изоляторов в гирлянде при различных напряжениях

Тип изолятора

Количество изоляторов в гирлянде при напряжении установки кВ, шт.

Наименьшее расстояние между проводами фаз на опоре, см

110

27,5

10

110

27,5

10

ПС-70Е

9

3

2

300

160

160

Для РУ-10 кВ применяются опорные и проходные изоляторы, расчет которых приведен ниже.

По механической прочности выбираем изолятор по условию:

, (8. 9)

где Ррасч — расчетная сила, действующая на изолятор,

Рдоп — допустимая нагрузка на изолятор.

, (8. 10)

(8. 11)

Fдоп

где Ррасч — гарантированная наименьшая разрушающая нагрузка при изгибе.

Производим выбор проходных изоляторов по механической прочности.

Согласно расчетов выбираем изолятор ОНШ-10 и ИП-10/3150−1250У1.

7. 4 Выбор сборных шин и токоведущих элементов

Шины открытых распределительных устройств напряжением выше 20 кВ обычно выполняют гибкими сталеалюминевыми проводами марки АС. Сборные шины более низких напряжений выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Выбранные провода проверяются по току, протекающему в длительном рабочем режиме и по току короткого замыкания. Выбор проводим по условию

, (8. 12)

где Iдоп — длительно допускаемый ток для выбранного сечения, А;

Iраб. мах — максимальный рабочий ток сборных шин, А.

По термической стойкости проверку производят по формуле

, (8. 13)

(8. 14)

где qmin — минимальное сечение шины по условию допустимого нагрева в режиме короткого замыкания, мм;

qH — сечение провода соответствующее номинальному току;

Вк — тепловой импульс короткого замыкания для соответствующей характерной точки подстанции, кА2с;

С — коэффициент, который при небольших допустимых температурах равен для алюминиевых шин 90.

Если qmin < 70 мм2, то принимаем qmin =70мм2 из условия удобства монтажа. Последовательны: 110кВ

Выбор по длительному допустимому току — выбрать такое сечение чтобы выполнялось условие (9. 12)

,

Выполнив проверку на термическую стойкость согласно расчетам для шин 110 кВ, окончательно выбираем тип провода АС-240.

Проверка гибких шин 110 кВ по условию коронирования. Максимальные значения начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см.

Величина Е0 — определяется по формуле

, (8. 15)

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода; m=0,82;

rпр — радиус провода см; rпр=1,08.

Для провода АС-240. Подставляя это в формулу (1. 15), получаем:

Напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см, определяется по формуле

, (8. 16)

где U — линейное напряжение, кВ; U=110 кВ.

DCР — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см,

При горизонтальном расположении фаз величина DCР определяется по формуле

Dcp=1,26D, (8. 17)

где D — расстояние между соседними фазами, см.

Для сборных шин 110кВ D=300 см. Подставляя это в формулу (8. 16), получаем

Условие отсутствия коронирования выполняется, если, кВ/см:

Проверку на электродинамическую устойчивость для гибких проводов не выполняется ввиду большого расстояния между фазами.

Жесткие шины 10 кВ проверяются еще по условию электродинамической стойкости. Электродинамическая стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах проверяются по механическому напряжению tpacч, возникающему в них при КЗ, МПа

, (8. 18)

где 1 — расстояние между соседними опорными изоляторами, м; 1=1 м;

а — расстояние между осями шин соседних фаз, м.; а = 0,25 м;

iу — ударный ток короткого трехфазного замыкания, кА;

W — момент сопротивления шины, относительно оси, перпендикуляр

ной действию усилия, м;

Момент сопротивления однополюсных прямоугольных шин при расположении шин плашмя:

, (8. 19)

где b и h — толщина и ширина шины, м, b=0,008 м; h=0,08 м,

Результаты всех расчетов выбора сборных шин сводим в таблицу 7.

Таблица 7 — Выбор сечения сборных шин

Наименование РУ

Тип

провода

Длительный режим

Проверка по режиму короткого замыкания

IH> Ip. max, A

Принятое сечение мм2

qH> qmin

[у]> урас

ОРУ-110кВ

АС-240

605> 591

70

70> 56

-

ОРУ-27,5кВ

АС-400

825> 788

70

70> 65

-

РУ-10кВ

АС-240

605> 577

70

70> 69

65>8. 57

В зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель линии не тяговых потребителей выбираем кабель марки АДО из алюминия фДОП = 40 МПа.

В данном разделе дипломного проекта разработана расчетная схема проектируемой тяговой подстанции, на основании которой составлена схема замещения, что является основой расчетов для токов короткого замыкания точек К1, К2, К3, К4. Для каждой точки рассчитан базисный ток Iб и ударный Iуд, А.

8. Выбор коммутационной аппаратуры

8.1 Выбор и проверка выключателей

При выборе выключателя его паспортные данные сравниваются с расчетными параметрами работы.

Выбор высоковольтных выключателей производится:

— по напряжению установки UH> Uуст; (9. 1)

— по номинальному току (9. 2)

Выбранный выключатель проверяется:

— на электродинамическую стойкость:

, (9. 3)

где iпр. с — эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ, определяем по каталогу, кА

iпр — амплитудное значение предельного сквозного тока = 31,5 кА согласно [20]

— на термическую стойкость:

, (9. 4)

где Вк — тепловой импульс в цепи выключателя;

Iт — ток термической стойкости;

tт — время протекания тока термической стойкости, согласно [20]

— по номинальному току отключения

, (9. 5)

где — номинальный ток отключения, согласно [20]

— действующее значение периодической составляющей тока КЗ

в момент расхождения контактов.

— по номинальному току отключения апериодической составляющей

, (9. 6)

где — номинальное нормируемое значение апериодической составляющей

(9. 7)

где — номинальное содержание апериодической составляющей, определяем по формуле

(9. 8)

(9. 9)

где — время от начала КЗ до расхождения контактов выключателя;

— минимальное время действия релейной защиты, равное 0,01 сек.

— собственное время отключения выключателя, согласно [20]

(9. 10)

(9. 11)

где Та — постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ при t=0*С, равная 0,05 сек

— по полному току отключения

(9. 12)

Для остальных РУ выключатели подбираем аналогично и заносим в таблицу 8.

Таблица 8 — Выбранные выключатели для РУ

Место установки

Выбранный тип выключателя

На фидерах контактной сети, запасной выключатель в ОРУ — 27,5

ВБН — 27,5−20/1600УХЛ1

На фидерах ДПР

ВБН-35/630

На присоединениях ТСН

ВБН-35/630

На выводах ОРУ 27,5кВ

ВБН — 27,5/1600

На выводах 10кВ

ВВЭ-10−20/630У3

На фидерах 10кВ

ВВЭ-10−20/630У3

На вводах 110кВ

ВГТ — 110Б/2000

8. 2 Выбор и проверка отделителей

Отделители установлены в ОРУ-110кВ

Выбор отделителя производится:

— по напряжению установки UH> Uуст,

110 кВ = 110 кВ

— по номинальному току ,

605> 188,48 A

Выбираем отделитель типа ОД-110/1000У1

Выбранный отделитель проверяется:

— на электрическую стойкость:

(9. 13)

— на термическую стойкость:

, (9. 14)

8. 3 Выбор и проверка короткозамыкателей

Короткозамыкатели установлены в ОРУ-110кВ.

Выбор короткозамыкателей производится по напряжению установки

UH > Uуст, (9. 15)

110 кВ = 110 кВ

Выбираем короткозамыкатель типа КЗ-110-У1 оборудованный приводом ПРК-1У1.

В ОРУ-110 кВ применяются однополюсные короткозамыкатели. Они проверяются только на термическую стойкость по току однофазного КЗ.

Согласно предыдущим формулам и справочным данным [16] проведем проверку выбранного короткозамыкателя

(9. 16)

(9. 17)

= 3,174 кА с; = 2,61 сек; = 0,05 сек.

Данные подставим в вышеприведенную формулу

8. 4 Выбор предохранителей

В РУ-10кВ для защиты трансформаторов напряжения используются предохранители внутренней установки типа ПКТ-10.

Характеристика условий выбора предохранителей:

— по конструкции и роду установки;

— по номинальному напряжению, кВ, согласно условию

UH = UP, (9. 18)

где UH и UP — номинальное напряжение предохранителя и номинальное напряжение установки, кВ

10 кВ = 10 кВ

— по номинальному току предохранителя, согласно условию:

(9. 19)

где — номинальный ток плавки вставки, А;

— номинальный ток предохранителя.

Примечание — предохранители, предназначены для защиты трансформаторов напряжения, по номинальному току вставки не выбирают.

Предохранители проверяют по номинальному току отключения, кА, согласно условия:

, (9. 20)

где — периодическая составляющая предельного тока отключения, кА

— периодическая составляющая трехфазного тока КЗ., кА

50 > 6,420 кА

8. 5 Выбор и проверка разъединителей

Разъединители на электрической подстанции предназначены для создания видимого разрыва цепей и могут быть оборудованы одним или двумя заземляющими ножами

Вводы подстанции. Выбор разъединителей производится:

а) по напряжению установки UH > Uycт

110 кВ > 10 кВ

б) по номинальному току IH > Ipa6. max

3150 > 591,17

Выбираем разъединитель типа РНДЗ-110/630УХЛ1 оборудованный приводом ПД-5ХЛ1.

Выбранный разъединитель проверяется:

— на электрическую прочность

6,34 < 125 кА

— на термическую стойкость

22,257< 7500кА с

Для остальных РУ производим выбор и проверку аналогично и виды выбранных разъединителей вносим в таблицу, согласно [20].

Таблица 9 — Типы выбранных разъединителей

Место установки разъединителя

Тип разъединителя

Привод

На присоединении к высшей обмотке силового понизительного трансформатора.

РНДЗ-110/630ХЛ

ПНД-1У1

На аппаратуре высоковольтной защиты

РНД-110/630ХЛ

ПР-90-У1

Неавтоматическая перемычка

РДЗ-2−110/630ХЛ

ПДН-1

Первичная обмотка трёхобмоточного трансформатора

РДЗ-2−110/630ХЛ

ПДН-1У1

Вторичная обмотка трансформатора (вводы ОРУ2×27,5 кВ)

Линейный разъединитель

РНДЗ-2−35/1000УХЛ1

ПР-90-У1

Шинный разъединитель

РНДЗ-1−35/1000УХЛ1

ПР-90-У1

На присоединении ТСН

РНДЗ-135/630УХЛ1

ПР-90-У1

На присоединениях (фидерах) ДПР

Шинный разъединитель

РНДЗ-1−35/630УХЛ1

ПР-90-У1

Линейный разъединитель

РНДЗ-1−35/630УХЛ1

ПДН-1У1

На фидерах контактной сети

Шинный разъединитель

РНДЗ-1−35/1000УХЛ1

ПР-90-У1

Линейный разъединитель

РНДЗ-1−35/1000УХЛ1

ПДН-1 У 1

Разъединитель обходной шины

РНДЗ-1−35/1000УХЛ1

ПДН-1У1

Цепь секционного выключателя

Со стороны шин Со стороны обходных шин

РНДЗ-1−35/1000УХЛ1 РНДЗ-2−35/1000УХЛ1

ПДН-1У1 ПР-90-У1

На рельсовом фидере

РНДЗ-1−35/1000УХЛ1

ПР-90-У1

Сборные шины ОРУ-27,5кВ (секционные)

РНДЗ-1−35/630УХЛ

ПР-90-У1

На присоединениях трансформаторов напряжения

РНДЗ-1−35/1000УХЛ1

ПР-90-У1

На вводах ЗРУ — 10кВ

РНД-10/400У1

ПР-2УХЛ

На фидерах районной нагрузки

линейные

РНД-10/400У1

ПР-2УХЛ

шинные

РНД-10/400У1

ПР-2УХЛ

На сборных шинах ЗРУ — 10кВ

РНД-10/400У1

ПР-У1

На присоединениях районной нагрузки ЗРУ — 10кВ

РНД-10/400У1

ПР-У1

На присоединениях трансформатора напряжения (ЗРУ — 10кВ)

РНД-10/400У1

ПР-У1

Вывод по разделу: в данном разделе произведен выбор коммутационной аппаратуры по расчетным параметрам работы, т. е. по напряжению установки Uн > Uуст; по номинальному току Iн? Iраб. мах. Выбранная аппаратура была проверена на электродинамическую и термическую стойкость.

9. Выбор измерительного трансформатора

9. 1 Выбор объема измерений

Контрольно-измерительные приборы устанавливаются для контроля за изменением электрических параметров в схеме подстанции и расчетов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую подстанцией.

Предусмотрен следующий объем измерений:

измерение тока (амперметром) на вводах силовых трансформаторов со стороны всех ступеней напряжения, на всех питающих и отходящих линиях, фидерах контактной сети, ДПР, отсасывающей линии;

измерение напряжения на всех шинах РУ;

— измерение энергии счетчиками активной и реактивной энергии на вводах низшего напряжения тяговых трансформаторов, отходящих фидерах потребителей, на трансформаторе ТСН (активная энергия), ДПР.

Измерения тока выполняется на вводах силовых трансформаторов со стороны всех ступеней напряжения на всех питающих и отходящих линиях, фидерах контактной сети, ТСН (с низкой стороны). Измерения напряжения осуществляет на шинах всех РУ. Учёт активной и реактивной энергии с помощью счётчиков выполняется на вводах низкого напряжения понизительных трансформаторов, фидерах потребителей, ТСН (счётчик активной энергии устанавливается с низкой стороны)

9. 2 Выбор трансформатора тока

Для ОРУ-110кВ выбираем:

— Трансформатор тока на короткозамыкатели

Устанавливаемые приборы: Реле тока РТ40/50.

Выбор:

а) по напряжению установки

110 кВ = 110 кВ

б) по номинальному току первичной обмотки

600 > 591,17 A

Выбираем трансформатор тока ТФНД-110М

Класс точности 3 — предназначен для релейной защиты. Выбранный трансформатор тока проверяется:

— на электрическую прочность

(10. 1)

где Кдин — коэффициент динамической стойкости, согласно [20]

кА

— на термическую стойкость

(10. 2)

где t — время термической стойкости по каталогу;

Кт — кратность термической стойкости согласно [20]

4,97< (60 * 0,5)2 * 9 = 3600кА2 * с

— на соответствие класса точности для номинальной нагрузки

(10. 3)

где Z, — вторичная нагрузка наиболее нагруженной фазы трансформатора тока;

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, то, где

(10. 4)

где — сопротивление токовых обмоток измерительных приборов и реле.

Для реле РТ40/50 = 0,005 Ом

— сопротивление соединительных проводов

(10. 5)

где р — удельное сопротивление материала проводов, равное 2,83 *10~8Ом * м (для алюминиевых проводов);

qnp — сечение проводов, равное 6 * 10-6м2.

— расчётная длина соединительных проводов

=2- =2 75 = 150 м (10. 6)

где — длина проводов от трансформатора тока до приборов для ОРУ-110 кВ равна 75 м

— сопротивление контактов, принимаются равным 0,05 Ом при числе приборов до трёх штук;

= 0,707 + 0,5 + 0,005 = 0,712 050 м

0,71 205< 0,8

Для остальных РУ выбор и проверку трансформаторы тока проводим аналогично и вносим в таблицу 10.

Таблица 10 — Выбранные трансформаторы тока

Место установки трансформатора тока

Тип трансформатора тока

Отходящей от высшие обмотки трёхобмоточного понижающего трансформатора

ТФНД — 110 М

На стороне первичной обмотки В трёхобмоточного понижающего трансформатора

ТФНД — 110 М

На фидерах ДПР

ТФНД-35М

На присоединениях ТСН

ТФНД-35М

На фидерах контактной сети, цепи запасного выключателя

ТФНД-35М

На вводах ОРУ — 27,5

ТФНД-35М

На вводах ОРУ — 10 кВ

ТФНД — 10 М

На фидерах районной нагрузки

ТФНД — 10 М

На сборных шинах ОРУ — 10 кВ

ТФНД — 10 М

Примечание: номинальный ток вторичной обмотки всех трансформаторов составляет 5А.

10. Выбор трансформатора напряжения

При секционированной системе сборных шин устанавливаются два трансформатора напряжения в обеих секциях, каждый из которых должен обеспечивать питание всех измерительных приборов в классе точности 0,5. Трансформатор напряжения выбирается:

Примечание: нормальный режим работы трансформаторов тока — режим короткого замыкания; номинальный ток вторичной обмотки всех трансформаторов составляет 0,5, в соответствии с [17].

Произведем расчет и выбор трансформатора напряжения в ОРУ-27,5кВ.

При секционированной системе сборных шин устанавливаются два трансформатора напряжения в обеих секциях, каждый из которых должен обеспечивать питание всех измерительных приборов в классе точности 0,5. Трансформатор напряжения выбирается:

— по напряжению установки

(11. 1)

35 > 27,5 кВ

— схема соединения обмоток — неполная звезда

— класс точности 0,5.

Трансформаторы напряжения проверяем на соответствие классу точности по вторичной нагрузке

S2 < S2HOM., (11. 2)

где S2HOM — номинальная мощность ТН в выбранном классе точности (при установке однофазных ТН, соединенных в звезду, S2HOM представляет собой сумму мощностей трёх трансформаторов, соединённых по схеме открытого треугольника-двух трансформаторов);

S2 — суммарная мощность, потребляемая подключёнными к ТН приборами;

, (11. 3)

где Sприб — мощность, потребляемая всеми катушками одного прибора;

cos цприб — коэффициент мощности прибора.

Таблица 11 — Параметры приборов контроля, потребителей ТН РУ-10 кВ

Прибор

Тип

К-во шт.

М-ть ВА

cos

sin

пр

?Qпр

?Sпр

РУ-10 кв

Счетчик активной и реактив энергии

Альфа

4

3,6

14,45

Реле напряжен

РН-54

1

1

1

0

1

0

1

Вольтметр

Э378

1

2

1

0

2

0

2

ИТОГО

17,4

РУ — 27.5 кВ

Счетчик активной и реактивной энергии

Альфа

3

3,6

10,8

Реле напряжен

РН-54

1

1

1

0

1

0

1

Вольтметр

Э-378

1

2

1

0

2

0

2

ИТОГО

13,8

Примечание: в таблице указана мощность приборов, подключенных к одной секции шин, на один ТН.

Согласно расчетов выбираем ТН

Место установки (ОРУ)

Тип ТСН

ОРУ-110кВ

НКФ-110-У1-И

ОРУ-10кВ

НАМИ-10У2

ОРУ — 27,5 кВ

ЗНОМ-27. 5−65У1

— пo напряжению установки UH > Uycr 35> 27,5кВ

— схема соединения обмоток — неполная звезда

— класс точности 0,5

Выбираем трансформатор напряжения ЗНОМ-27. 5−65У1.

Проверка на соответствие классу точности по вторичной нагрузке

S2 < S2HOM (11. 4)

где S2HOM — номинальная мощность ТН в выбранном классе точности (при установке однофазных ТН, соединенных в звезду, S2HOM представляет собой сумму мощностей, трёх трансформаторов, соединённых по схеме открытого треугольника-двух трансформаторов);

S2 — суммарная мощность, потребляемая подключёнными к ТН приборами;

, (11. 5)

где — мощность, потребляемая всеми катушками одного прибора;

— коэффициент мощности прибора.

Полная мощность подключения к ТН:

Для остальных РУ производим аналогичные расчёты и выбранный тип ТСН вносим в таблицу 12.

Таблица 12 — Выбранный тип ТСН

Место установки (ОРУ)

Тип ТСН

ОРУ-110кВ

НКФ-110

ОРУ — 10кВ

НТМИ-10

11. Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты оборудования от волн перенапряжения, набегающей по воздушным линиям, от коммутационных перенапряжений выбираются ОПН, являющиеся защитными аппаратами.

Выбор ОПН определим на основании [17] и занесем в таблицу.

Таблица 13 — Типы ОПН

Наименование РУ

Тип разрядника

Условия выбора

РУ-110 кВ

ОПН-110 кВ

110 = 110

РУ — 27,5 кВ

ПН — 27,5 кВ

27,5 = 27,5

ЗРУ-10 кВ

ОПН-10

10 = 10

12. Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата

При выборе батареи исходят из аварийного режима работы электроустановки, когда к постоянной нагрузке батареи добавляется нагрузка аварийного освещения и других потребителей, переключаемых на питание от постоянного тока при исчезновении переменного напряжения. К постоянной нагрузке подстанции относят цепи управления, сигнализации, защиты автоматики, телемеханики и блокировок безопасности. Источником постоянного тока являются аккумуляторные батареи типа «Драйфит» А600 OPZV, выпускаемые немецкой фирмой «Зонненшайн».

«Драйфит» — это свинцово-кислотные конструкции, с внутренней рекомбинацией газов, электролит в которых загущен в гель (желе) (технология dryfit) или впитан в специальный пористый сеператор между пластинами (технология АСМ). Они закрытые, необслуживаемые в течение всего срока службы, предназначены для комплектования батарей, используемых в качестве источника постоянного тока на электрических станциях и подстанциях. Самозаряд аккумуляторов не превышает 0,1% емкости в сутки.

Аккумуляторную батарею выбирают по необходимой емкости и по напряжению, которое должно поддерживаться на шинах постоянного оперативного тока.

Таблица 14 — Потребители АБ

Потребители постоянного тока

Нагрузка батареи, А

Длительная

Кратковременная

Постоянно присоединенные приемники

Лампы положения выключателей

1,9

-

Устройства управления и защиты

15,00

-

Приемники, присоединенные в аварийном режиме

Устройства телеуправления и связи

1,4

-

Аварийное освещение

10,00

-

Привод ПЭМУ выключателя ВБК — 27,5−20/1600У1

-

200

Итого

28,3

200

Таблица 15 — Характеристика аккумуляторной батареи

Наименование

Sonnenschein OPZV Dryfit A600

Конструкция

Элементы

Диапазон емкостей

200… 3000

Напряжение, В

2

Электролит

Желе

Внутреннее сопротивление, мОм

0,059…0,03

Самозаряд в сутки

0,05%

Положительные пластины

Панцирные Sb=0%

Характерное время

10 мин…10 час

Количество циклов

2000

Периодичность контроля

1 раз в 6 месяцев

Срок службы, лет

15…18

Возможность горизонтального расположения

Нет

Использование вертикальных пробок

Клапаны

Рабочий диапазон температур

-50… +50

Ток длительного разряда Iдл. разр. в аварийном режиме определяется по формуле

Iдл. разр. = Iпост + Iав, (13. 1)

где Iпост — ток постоянной нагрузки рабочего режима, А;

Iав — ток временной аварийной нагрузки, А.

Iдл. разр = 16,9 + 11,4 = 28,3 А

Ток кратковременного заряда в аварийном режиме Iкр. разр. , А определяется по формуле

Iкр. разр. = Iдл. разр + Iвкл, (13. 2)

где Iвкл — ток, потребляемый наиболее мощным приводом выключателя, А;

Iкр. разр = 28,3 + 200 = 228,3 А

Необходимая расчетная емкость батареи Qрасч, Аг, определяется по формуле

Qрасч = Iдл. разр. х tав, (13. 3)

где tав — длительность разряда при аварии, принимается равной 2 ч.

Qрасч = 28,3×2 = 56,6 Аг

Полное число последовательно включенных элементов n, шт., определяется по формуле

n = Uшв / Uпз (13. 4)

где Uшв — напряжение на шипах включения (принимаем 258 В);

Uпз — напряжение аккумуляторного элемента при подзаряде равное 2 В;

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой