Вибір трансформаторів струму

Умови вибору трансформаторів струму:

Вибраний трансформатор струму перевіряють динамічну стійкість

чи

на термічну стійкість по одно секундному струму

чи

Вибір трансформаторів напруги

Трансформатори напруги вибирають в залежності від місця встановлення внутрішня або зовнішня) та величини робочої напруги

Вибір розрядників

Умови вибору розрядників:

Рекомендована література

1. Мамошин Р.Р., Зимакова А.М. Электроснабжение электрифицированных железных дорог М. Транспорт, 1980

2. Воронин А.В.. Электроснабжение электрифицированных железных дорог М. Транспорт, 1978

3. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок М. Высшая школа, 1975

4. Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции

М. Транспорт, 1983

5. Караев Р.И. Электрические сети и энергосистемы М. Транспорт, 1988

6. Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів

К. Енергія, 1998

7. Нормы технологического проектирования электрификации железных дорог ЦЭ МПС, 1983

ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ДІЛЯНКИ ЗАЛІЗНИЦІ, ЩО ЕЛЕКТРИФІКУЄТЬСЯ

1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА

1.1 Визначення основних параметрів системи електропостачання

1.1.1 Визначення витрат електроенергії на тягу поїздів

При відсутності тягових розрахунків витрати електроенергії на тягу поїздів можна визначити так: за вираженням:

, кВт·год

де W_j – споживання електроенергії на j-м перегоні, кВт·год;

Q – маса розрахункового поїзда, кг;

i_у – ухил j-го перегону, %;

i_у-1, i_у+1 – ухил попереднього і наступного перегону, %;

L_j – довжина j-го перегону, км.

Визначаємо кількість поїздів для парного напрямку:

Маса розрахункового поїзда для парного напрямку:

, км.

Визначаємо кількість поїздів для непарного спрямування:

Маса розрахункового поїзда для непарного напрямку:

Витрата електроенергії для станції А:

Для інших ділянок розрахунок робимо аналогічно, результати розрахунків зводимо в табл. 1.

Таблиця 1. Витрати електроенергії на тягу поїздів

Розглядаємо ділянку залізниці, розбиваємо на три зони, витрати електроенергії відстань між підстанціями зводимо в таблицю 2.

В якості розрахункової вибираємо зону, яка має найбільшу загальну витрату електроенергії.

1.1.2 Визначення оптимальної відстані між підстанціями

Розміщення тягових підстанцій повинно відбуватися з врахуванням схеми первинного електропостачання та забезпечення живленням залізничних споживачів. Тягові підстанції розміщують, як правило на роздільних пунктах, при цьому доцільність розміщення підстанцій в районі затяжних підйомів.

Інтегральне споживання електроенергії поїздами за добу знаходимо за формулою:

кВт·год

де Wпар, Wнеп - інтегральне споживання електроенергії за добу по парній колії, кВт*год

Nпар, Nнеп – кількість потягів по парній і непарній колії за добу.

Питоме споживання електроенергії за добу знаходимо за формулою:

де L – довжина ділянки, км

Питоме споживання електроенергії за добу інтенсивного руху знаходимо за формулою:

де Кід – коефіцієнт нерівномірності електроспоживання по добам року

Споживання електроенергії на міжпідстанціонній зоні за добу інтенсивного руху знаходимо за формулою:

;

де 3 – кількість міжпідстанціонних зон

Економічна відстань між підстанціями обчислюється за формулою:

Iпв – струм випрямляючого агрегату, А;

Udh – номінальна випрямлена напруга, кВ;

Кеф – коефіцієнт ефективності для 30 – хвилинного навантаження підстанції;

– коефіцієнт 30 – хвилинного перевантаження

Таблиця 2. Відстань між тяговими підстанціями і струмоспоживанням

1.1.3 Розрахунок струмоспоживання на заданій ділянці

Середній струм розрахункового поїзда за час ходу по міжпідстанціонной зоні визначається за формулою [5] с.6:

, А;

де W – витрата електроенергії на рух поїзда по міжпідстанційній зоні, квт·год;

W_пар = Wнепар

W_непар = Wнепар

U_н – номінальна напруга на струмоприймачі, кв;

U_н = кв;

t – час ходу поїзда по міжпідстанційній зоні, ч [5] с.6:

, год.;

де S – довжина міжпідстанційної зони, км;

V – розрахункова швидкість поїзда, км/год.

λ – коефіцієнт потужності електровоза, визначається за формулою [4] с.156, λ =1.

Ефективний струм розрахункового поїзда розраховується за формулою:

I_э = К_эп · I, А;

де К_эп – коефіцієнт ефективності поїзного струму;

, тому що t = t_т .

Визначення струму фідера підстанції проводимо для двох режимів навантаження, відповідних:

- режиму середніх розмірів руху поїздів;

- режиму згущення поїздів.

Середній струм фідера підстанції для середньорічного режиму обчислюємо за формулою:

де По – Максимальне число поїздів, які одночасно знаходяться на міжпідстанційній зоні.

;

;

де – I мінімальний інтервал попутного слідування.

, год;

Приймаємо По = 2 поїзда.

де С – коефіцієнт, враховуючий схему живлення; для двосторонньої схеми живлення С = 0, 5.

Знаходимо середній струм фідера підстанції для режиму згущення поїздів за формулою:

;

де Nсг – пропускна здатність ділянки в режимі згущення поїздів, обчислюється за формулою:

;

Ефективний струм фідера підстанції для двостороннього живлення визначаємо за формулою [5] с.7:

;

Для режиму згущення струми фідерів знаходяться за формулою:

;

Знаходимо струми підстанції.

Середній струм підстанції обчислюємо за формулою [5] с.8:

;

Ефективний струм підстанції обчислюємо за формулою[5] с.8:

;

Струм фази трансформатора за формулою:

;

де S –потужність трансформатора, кВА

;

;

cos φ – коефіцієнт потужності тягового навантаження; cos φ = 0, 98;

U_н – номінальна вирівняна напруга первинної обмотки трансформатора, кВ;.

Результати розрахунків струморозподілення на ділянці зводимо в табл.3.

Таблиця 3. Струморозподіл на ділянці.

1.2 Визначення потужності тягової підстанції

На тягових підстанціях з подвійною трансформацією необхідно встановлювати по два головних знижуючих трансформатора з забезпеченням можливості як паралельної, так і роздільної їх роботи. При відключенні одного із знижуючих трансформаторів або трансформатора перетворювального агрегату електропостачання заданих розмірів руху при прийнятій схемі живлення, а також живлення навантажень першої категорії повинно забезпечуватися за рахунок агрегатів, які залишилися в роботі. Потужність трансформаторів розраховують, виходячи з їхньої навантажувальної здатності.

Необхідна потужність на тягу поїздів [5] с.10:

;

де Wсін – середньодобова витрата електроенергії на введеннях трансформаторів, що приходяться на розрахункову підстанцію на місяць інтенсивного електроспоживання, квт·год;

λ – коефіцієнт потужності тягового навантаження, λ = 1;

Середньодобова витрата електроенергії визначається за формулою [5] с.11:

;

При русі однотипних поїздів:

;

де W – витрата електроенергії на рух поїздів по міжпідстанційнній зоні, квт·год;

N – добова кількість поїздів;

η _сэс – коефіцієнт корисної дії системи електропостачання; η _сэс = 0, 9.

Кім – коефіцієнт нерівномірності електроспоживання по місяцях року; Кім = 1, 1;

К_ном – коефіцієнт визначаючий номінальний струм трансформатора по зносу ізоляції:

;

де W_ід – витрата електроенергії за добу інтенсивного електроспоживання, квт·год [5] с.12:

;

де Кід – коефіцієнт нерівномірності електроспоживання по добі року, Кіч = (1, 2 – 1, 3).

К_іч – коефіцієнт інтенсивності годинного навантаження визначається за формулою [4] с.68 мал.134. У залежності від W_ис; К_ич = 1, 7.

Номінальний струм трансформатора обчислюємо за формулою:

I_ном = I_тп · К_ном, А;

де I_тп – середній розрахунковий струм підстанції середньорічного режиму;

Визначаємо потужність районних споживачів:

S_р = 0, 3 · S_т;

Необхідна потужність на власні нестатки приймається рівна потужності одного трансформатора власних нестатків:

Тоді сумарна потужність навантажень, що одержують живлення від тягових підстанцій, складатиме:

S = S_т + S_р + S_сн;

Вибираємо в якості головних понижуючих трансформаторів типові трансформатори. Дані трансформаторів заносимо в табл.5.

Сумарна потужність навантажень:

;

Виходячи з розрахункового значення потужності на тягу вибираємо типові трансформатори, дані яких заносимо в таблицю 4, 5.

Таблиця 4.Технічні дані перетворювальних трансформаторів. (дивись додаток 1, табл. 2)

1.3 Визначення потужності випрямлячів

Потужність напівпровідникового випрямлювача Рнв вибираємо за найбільш середнім 30 хвилинним ефективним навантаженням підстанції. В цьому випадку вирівнювач повинен забезпечувати наступні перевантаження:

100% - 1 хв; 50% - 5 хв;

75% - 2 хв; 25% - 15 хв;

Р_нв = U_dн · I, кВт;

Iнв – найбільший середній струм за 30 хвилин, ефективний струм розрахункової підстанції:

;

де К_еф – коефіцієнт ефективності за 30 хвилин навантаження підстанції, К_еф = 1, 035;

К_изо ′ – коефіцієнт інтенсивності 30-хвилинного навантаження визначається в залежності від К_ізо ′ = f (W_ис)

Дані заносимо в табл.6.

Таблиця 5. Електричні характеристики напівпровідникових перетворювачів. (дивись додаток 1, табл. 3)

Таблиця 6.Електричні характеристики трифазних двообмоточних трансформаторів на напругу ___ кВ. (дивись додаток 1, табл. 1)

1.4 Визначення економічного перерізу і вибір типової підвіски

Зі збільшенням перерізу контактної підвіски зменшуються витрати, пов`язані з оплатою затраченої в тяговій мережі електроенергії; але ростуть капітальні витрати на контактну мережу. При певному перерізі приведені щорічні витрати будуть найменшими. Такий переріз підвіски є економічно доцільним.

Економічний перетин проводів контактної мережі в мідному еквіваленті може бути визначений за наступною формулою:

де S_ем(хв) – мінімальний економічний перетин проводів усіх шляхів фідерної зони в мм² (у мідному еквіваленті);

0, 4 – коефіцієнт, що враховує вплив ряду факторів: вартості 1 кВт·год електроенергії, нормативного строку окупності, питомого опору мідних проводів підвіски, ступеня використання пропускної властивості ділянки, амортизаційних відрахувань – на розмір приведених річних витрат з контактнії мережі;

В₀ – питомі втрати енергії за рік у проводах даної фідерної зони, вимірювані в кВт·год/рік·Ом.

Питомі втрати енергії В₀ визначаються за формулою:

де А_год – річні втрати енергії в проводах фідерної зони від руху всіх поїздів, квт·год;

L – довжина фідерної зони, км;

r_эк – опір проводів контактної мережі фідерної зони, Ом/км (опір еквівалентного опору проводу).

Річні втрати енергії Δ А_рік – для ділянок без різко вираженої нерівномірності розподілу поїздів по годинни доби і сезонам (магістральні ділянки залізниці) можуть бути визначені за формулою:

Δ А_год = 365 · Δ А_доб · К_д · К_з, кВт.год;

де К_д – коефіцієнт, що враховує додаткову витрату електроенергії на власні нестатки рухливого поїзда і на маневри: К_д = 1, 02;

К_з – коефіцієнт, що враховує додаткову витрату енергії в зимових умовах на збільшення опору рухові; К_з = 1, 08;

Δ А_доб – добові витрати енергії в проводах фідерної зони від руху всіх поїздів, кВт.год.

Добові втрати енергії Δ А_доб у проводах фідерної зони можуть бути визначені за наступною формулою:

при схемі двостороннього живлення при повному паралельному з'єднанні проводів шляхів двоколійної ділянки:

;

де L – довжина фідерної зони в км;

r_эк – опір 1км проводів контактної мережі фідерної зони, Ом/км;

U – середнє розрахункове U у контактній мережі; U = 3000 В;

Σ t – сумарний час заняття фідерної зони всім розрахованим числом поїздів за розрахунковий період (24 години);

;

де L – відстань між підстанціями;

V – розрахункова швидкість поїзда;

N₀ – максимальна пропускна здатність ділянки:

, год;

Σ t_т – сумарний час споживання енергії всім розрахунковим числом поїздів за розрахунковий період (за 24 години) при проході фідерної зони;

, год;

де - заданий коефіцієнт; α = 1;

А_доб – добова витрата енергії на рух усіх поїздів по фідерній зоні в кВт·год;

де L – довжина фідерної зони в км;

Р_пас, Р_гр – задана вага локомотива, пасажирського і вантажного, т;

Q_пас, Q_гр – задана вага поїзда, пасажирського і вантажного, т;

N_пас, N_гр – задане число пар поїздів у добу, пасажирських і вантажних, т;

а_пас, а_гр – питома витрата енергії на тягу для пасажирського і вантажного поїздів, кВт·ч/т·км брутто;

а = 4(i_э + W_ср), кВт·ч/т·км брутто

де 4 – коефіцієнти, що враховують середні витрати електроенергії в контактній мережі, на підстанціях і витрата на власні нестатки електровоза;

i_е – величина еквівалентного підйому;

W_ср – середній питомий опір руху поїзда в кГ/т при середній технічній швидкості.

Знаходимо добову витрату електроенергії на рух усіх поїздів по фідерній зоні:

За розрахованим перерізом S_ем, приймаємо найближчий стандартний переріз ланцюгової контактної підвіски постійного струму.

Таблиця 7. (дивись додаток 2, табл. 1)

1.5 Схема приєднання тягових підстанцій до електричної системи і до контактної мережі електрифікуємої ділянки

Приєднання тягових підстанцій до електричної мережі повинне бути здійснено таким чином, щоб забезпечити безперебійне живлення підстанції при нормальних і аварійних режимах роботи. Для цього тягові підстанції повинні мати двостороннє живлення від мереж 6-220 кв. В залежності від підстанції та їхнього способу приєднання до електричної мережі тягові підстанції можуть бути проміжковими, опорними і тупиковими. Для зазначених типів тягових підстанцій характерні особливості виконання схем головних електричних з'єднань.

На опорних підстанціях до шин первинної напруги приєднують не менш трьох ліній електропередач. Проміжні підстанції можуть бути включені в розсічку дволанцюгової лінії (транзитні підстанції) або відпайкою до дволанцюгової лінії (відпаєчні підстанції). В проекті передбачено вмикання підстанції в такий спосіб: проміжні підстанції ТП-2, ТП-3 ввімкнені в розсічку однієї дволанцюгової лінії і через їхні шини здійснюється транзит електроенергії на суміжні тягові підстанції.

До контактної мережі тягові підстанції приєднують так, щоб забезпечити двостороннє живлення від суміжних підстанцій. У середині фідерної зони встановлені пости секціонування, а в декількох місцях між тяговими підстанціями і постами секціонування встановлені пункти паралельного з'єднання.

1.6 Розрахунок струмів короткого замикання на шинах змінного струму тягової підстанцій

Розрахунок струмів і потужностей короткого замикання в максимальному режимі необхідний для перевірки обраного обладнання.

Розрахунок виконується для двох точок: КЗ: К_1, К₂ згідно з завданням для дипломного проекту.

Амплітудне значення струму короткого замикання:

i_у = 2, 55·I_K кА.

Розрахунок теплових імпульсів необхідний для перевірки вибраного устаткування на термічну стійкість. Для вирахування теплових імпульсів складаємо схему селективності.

Величину теплового імпульсу визначаємо за формулою:

де Та – постійна часу загасання періодичної складової струму короткого замикання, для електроустановок вище 1000 В Та = 0, 05 с.

T_відкл – час відключення вимикача, с.

T_відкл = t_сз + t_св + t_ср, с.

де t_сз – витримка часу спрацювання захисту на даному приєднанні, з;

t_св – власний час відключення вимикачів, з, t_св = 0, 1з;

t_ср – час спрацьовання реле, з, для РТ-40, t_ср = 0, 1 с.

Розрахунок теплових імпульсів зводимо в таблицю.

Таблиця 8. Розрахунок теплових імпульсів струму короткого замикання.

1.7 Розрахунок максимальних робочих струмів, мінімальних струмів короткого замикання фідерів контактної мережі тягової підстанції та поста секціонування

Для вибору установки спрацьовування захисту контактної мережі від струмів короткого замикання необхідно визначити максимальні робочі струми підстанції і пости секціонування, а для перевірки чутливості захисту – мінімальні струми короткого замикання.

1.7.1 Визначення максимальних робочих струмів

Максимальний робочий струм фідера підстанції визначають, виходячи з максимального числа поїздів, що знаходяться тимчасово в міжпідстанційнній зоні. При цьому вважають, що один поїзд рушає, а інші споживають середній струм.

Розрахунок виконують для вузлової схеми живлення при повному рівнобіжному з'єднанні двох шляхів [5] с.28:

I_ф.max = I_тр + 0, 25 · [I₁ · (n₀₁ – 1) + I₂ · n₀₂], А

Для фідера поста секціонування:

де I_тр – струм поїзда, що рушає; для електровоза ВЛ-10 Ітр =

I₁ – середній струм поїзда за час ходу його по розрахунковому шляху міжпідстанційної зони, А

I₂ – середній струм поїзда за час ходу його на суміжному шляху міжпідстанційної зони, А

n₀₁ – максимальне число поїздів, що знаходяться одночасно на розрахунковому шляху,

n₀₂ – максимальне число поїздів, що знаходяться одночасно на суміжному шляху,

L_с – відстань від підстанції до поста секціонування; Lс = L/2, км;

L – довжина міжпідстанційної зони, км.

1.7.2 Визначення мінімального струму короткого замикання

Для перевірки чутливості захисту, встановленої на фідерах тягової підстанції, розрахунковим місцем короткого замикання є шини посту секціонування. При цьому мінімальний струм короткого замикання фідера підстанції визначається за формулою [5] с.29:

де U₀ – напруга холостого ходу на шинах тягової підстанції, U, визначається за формулою [5] с.20:

де U_нтп – номінальна напруга на шинах тягової підстанції, В;

А – коефіцієнт відносного нахилу;

U_к – напруга короткого замикання трансформатора перетворюючого агрегату, %;

N – мінімальна кількість перетворюючих агрегатів, що знаходяться одночасно в роботі;

S_нтр – номінальна потужність первинної обмотки трансформатора перетворюючого агрегату, МВА;

S_к – потужність короткого замикання на шинах, від яких отримує живлення перетворюючий агрегат, МВА;

Р – припустиме відхилення напруги в системі зовнішнього електропостачання, %;

Δ U_д – спад напруги в дузі при короткому замиканні, кВ;

I_н – номінальний струм перетворюючого агрегату, А;

ρ – еквівалентний опір тягової підстанції, Ом, визначається за формулою:

r_к – опір одного кілометра проводів контактної мережі, r_к = 0, 034 Ом/км;

r_р – опір одного кілометра рейкового кола, Ом/км, для рейок Р-65 за умови рівнобіжного з`єднання r_р = 0, 008 Ом/км;

Мінімальний струм короткого замикання фідера поста секціонування:

де

де ρ _А і ρ _В – еквівалентні опори підстанції А і В, живлять розрахункову фідерну зони.

1.8 Розрахунок напруги на струмоприймачі електровоза під час руху по лімітованій блок-ділянці

Розрахунок напруги на струмоприймачі електрорухомого складу на будь-якій блок-ділянці залізничної лінії повинен забезпечувати задану пропускну здатність і бути не менше, ніж 2, 7 кВ для ділянок постійного струму; на інших мало діяльних ділянок з дозволу Укрзалізниці допускається напруга не меньше 2, 4 кВ.

Середня напруга на струмоприймачі електрорухомого поїзда визначається за виразом:

U_с = U₀ – Δ U_тп – Δ U_тс, кВ

де Δ U_тп – втрати напруги в еквівалентному опорі тягової підстанції, кВ;

Δ U_тс – втрати напруги в тяговій мережі до струмоприймача електровоза, що знаходиться на ділянці, що лімітує блок, В.

Δ U_тп = ρ ∙ I'_тп, кВ

де I'_тп – середній струм підстанції в режимі максимальних розмірів руху, кА:

Витрати напруги в тяговій мережі для схем двостороннього живлення з рівнобіжним з'єднанням підвісок контактної мережі двох шляхів визначається за формулою:

де r_тс – опір тягової мережі рівнобіжного з'єднання шляхів, Ом/км:

r_тс = r_эк + r_эр, Ом/км

де r_ер – опір 1 кілометра паралельно з’єднаного рейкового ланцюга двосторонньої ділянки постійного струму Ом/км,

При двох коліях, рейки Р65, rер = 0, 008 Ом/км

r_ек – опір 1 км паралельно з’єднаних проводів контактної мережі фідерної зони, Ом/км

I_р1 – середній струм поїзда на ділянці, що лімітує блок, А_: Ір1 = ∙ I₁, тому що α = 1, то I_р1 = I₁;

L_ко – відстань від розрахункової підстанції до середини ділянки, що лімітує: L_ко = L_с , км;

L₁ – відстань від розрахункової підстанції до початку ділянки, що лімітує;

L₁ = L_ко – 1, км

1.9 Вибір і перевірка основного обладнання тягової підстанції

Електроапарати вибирають за умовами тривалого режиму роботи порівнянням робочої напруги і найбільшого тривалого робочого струму приєднання, де передбачається встановити даний агрегат, з номінальною напругою і струмом.

При виборі враховується місце установки апарата. Вибрані апарати перевіряють на стійкість струмом короткого замикання.

1.9.1 Розрахунок максимальних робочих струмів основних приєднань підстанції

Розрахунок максимальних робочих струмів основних приєднань підстанції виконуємо в табличній формі.

S_тп = (n_гп ∙ S_нтр + Σ S_транз) ∙ К_р, кВА

де n_гп – кількість головних понижуючих трансформаторів підстанції;

S_нтр – номінальна потужність понижуючого трансформатора, кВА

Σ S_транз – сума потужностей підстанцій, що живляться транзитом через шини проектованої підстанції. Кількість таких підстанцій визначається за схемою електропостачання, а потужність їхніх трансформаторів приймається рівною потужності трансформаторів проектованої підстанції;

К_р – коефіцієнт різночасності максимальних навантажень проектованої і сусідньої підстанції для двоколійних ділянок: К_р = 0, 75;

К_пр – коефіцієнт перспективи розвитку споживачів, К_пр = 1, 3;

U_н – номінальна напруга на вводі підстанції, кВ;

К_пер – коефіцієнт припустимого перевантаження трансформаторів, К_пер = 1, 5;

U_н1 – номінальна напруга первинної обмотки вищої напруги трансформатора, кВ;

S_max – максимальна повна потужність на шинах нижчої напруги підстанції, кВА

U_н2 – номінальна напруга вторинної обмотки вищої напруги трансформатора, кВ;

К_рн – коефіцієнт розподілу навантаження на шинах вторинної напруги, К_рн = 0, 5-0, 7;

Σ S_нтр – сума номінальних потужностей понижуючих трансформаторів, кВА

Таблиця 9. Розрахунок максимальних робочих струмів

№	Найменування приєднання	Формула для розрахунку максимального робочого струму	Значення максимального робочого струму, А
	Уводи тягової підстанції   Первинна обмотка головного знижуючого трансформатора   Робоча і ремонтна перемичка     Увід РУ-НН кВ   Збірні шини РУ-НН кВ   Первинна обмотка тягового трансформатора     Первинна обмотка трансформатора власних потреб   Районні споживачі   Вторинна обмотка тягового трансформатора   Головна плюсова шина     Запасна шина   Мінусова шина ТП	N ∙ Idн ∙ Крн   Imax.фід N ∙ Idн

1.9.2. Вибір і перевірка високовольтних вимикачів

Вимикачі вибирають за умовою в залежності від місця установки й умов роботи з напруги і за струмом так, щоб виконувалася умова:

U_ном => U_роб.max ; I_ном => I_роб.max

де U_ном – номінальна напруга, кВ;

I_pоб.max – найбільший робочий струм, кА;

U_pоб.max – найбільша робоча напруга, кВ;

I_ном – номінальний струм, кА.

Перевірка на динамічну стійкість: i_дин => i_у

де i_дин – амплітудне значення струму динамічної стійкості вимикача за паспортом, кА;

i_у – розрахункове значення ударного струму, кА.

Перевірка на термічну стійкість:

В_к ≤ I²_т ∙ t_т, кА²с

де В_к – тепловий імпульс струму короткого замикання t_откл, кА²с;

I_т –термічний струм по каталогу, кА;

t_т – час проходження струму термічної стійкості за каталогом, с.

Таблиця 10.Вибір високовольтних вимикачів. (дивись додаток 1, табл. 10)

Перевірка за номінальним струмом відключення і номінальної потужністю, що відключена:

I_н.откл ≥ I_к; S_н.откл ≥ S_к

де I_н.откл, S_н.откл – номінальний струм і номінальна потужність відключаючого вимикача, кА, мвА;

I_к, S_к – максимальний струм і номінальна максимальна потужність короткого замикання, яким має бути відключений вимикач, кА, мвА.

1.9.3 Вибір і перевірка роз'єднувачів, роздільників і короткозамикачів

Роз'єднувачі, роздільники і короткозамикачі вибирають за тими ж умовами і формулами, що і вимикачі. Різниця складається лише в тому, що їх не перевіряють за номінальним струмом відключення і номінальною потужністю відключення, тому що ними не передбачається відключення ланцюга короткого замикання.

Вибір роз'єднувачів, роздільників і короткозамикачів виконуємо в табличній формі.

Таблиця 11. Вибір і перевірка роз'єднувачів. (дивись додаток 1, табл. 7)

№ з/п	Найменування приєднання	Тип роз'єднувача	Тип привода	Співвідношення паспортних і розрахункових даних
Uн≥ Uр кВ	Iн≥ Iр.max кА	iдин≥ iу кА	I2т∙ tт I2к∙ tт
	Вводи ВН кВ   Секційний вимикач ВН кВ   Обхідний вимикач ВН кВ   Первинна сторона знижувального трансформатора ВН кВ   Вимірювальний трансформатор напруги ВН кВ   Нейтраль знижувального трансформатора   Вторинна сторона знижувального трансформатора   Випрямляючий агрегат   Шини 3, 3 кВ головна плюсова шина   Мінусова шина   Фідер КМ   Запасний вимикач

1.9.4 Вибір і перевірка трансформаторів струму

Трансформатори струму вибираємо за робочим струмом так, щоб виконувалася умова:

I_ном ≥ I_р.max, U_н ≥ U_р,

де I_{1 ном} – номінальний струм первинної обмотки трансформатора струму, А;

U_н, U_р, I_p.max – величини, розшифровані вище.

Обрані окремо розрахункові трансформатори струму провіряють на термічну і динамічну стійкість за умовою:

або , кА²·с

де К_д – коефіцієнт динамічної стійкості за паспортом;

i_у – розрахункове значення ударного струму, кА;

К_т – коефіцієнт термічної стійкості за паспортом;

t_т – час термічної стійкості, с;

В_к – розрахункове значення теплового імпульсу, кА²с.

Влаштовані у вимикачі трансформатори струму згідно динамічної і термічної стійкості не перевіряють, тому що струмоведучі стержні масляних вимикачів є їх первинними обмотками.

Таблиця 12. Вибір трансформаторів струму. (дивись додаток 1, табл. 11)

1.9.5 Вибір вимірювальних трансформаторів напруги

Вибір трансформаторів напруги робимо в залежності від місця установки за величиною так, щоб виконалась умова:

U_ном ≥ U_раб,

де U_ном – номінальна напруга трансформатора за паспортом, кВ

Результати вибору зводимо в таблицю 13.

Таблиця 13. Вибір трансформаторів напруги. (дивись додаток 1, табл. 2; 12)

1.9.6 Вибір розрядників

Вибір розрядників виконуємо за умовою:

U_раб < U_ном

де U_раб і U_ном – величини, розшифровані вище.

Вибір розрядників робимо в табличній формі.

Таблиця 14.Вибір розрядників. (дивись додаток 1, табл. 14)

1.9.7 Вибір запобіжників

Вибір запобіжників виконуємо за умовою:

U_раб ≥ U_ном; I_ном ≥ I_р.max,

де усі величини розшифровані вище.

Перевіряють запобіжники за умовою:

I_н.откл ≥ I_к; S_н.откл ≥ S_к

Вибираємо запобіжники в табличній формі.

Таблиця 15.Вибір запобіжників. (дивись додаток 1, табл. 13)

1.10 Опис електричної однолінійної схеми первинної комутації проектуємої підстанції

У цьому розділі ДП необхідно описати розрахункову підстанцію. Який тип підстанції, як вона живиться, скільки вводів, яке обладнання, яка схема кожного РУ. На схему повинні бути нанесені типи струмоведучих частин та обладнання.

Проектні заходи з техніки і протипожежної техніки

У цьому розділі необхідно висвітити заходи по ТБ, згідно з місцевими умовами розрахункової підстанції, згідно з ПБЕ; а також протипожежні заходи.

2. СПЕЦІАЛЬНА ЧАСТИНА

У спеціальній частині необхідно більш детальніше, ніж у загальній частині, розробити питання: схема і конструкція, надійність, безпека і економічність відповідного пристрою.

Крім цього можна виконувати стенди, макети, моделі для оснащення кабінетів чи лабораторій технікуму.

Перелік приблизних тем:

1. Автоматика пункту паралельного з’єднання.

2. Автоматика пункту секціонування.

3. Автоматика трансформатора власних потреб.

4. Автоматика перетворюючих тягових підстанцій.

5. Проектування та розрахунок освітлення на залізничній станції.

6. Проектування та розрахунок електропостачання СЦБ.

7. Проектування монтажної АБГ.

8. Випробування заземлюючого пристрою.

9. Устрій пристроїв для боротьби з блукаючими струмами та електрокорозією.

10. Випробування та монтаж захисних засобів, використовуючих для роботи в електроустановках.

11. Автоматика фідера контактної мережі постійного струму.

12. Устрій АПВ та АВР фідера СЦБ.

13. Устрій АПВ лінії з двостороннім живленням.

14. Захист пристроїв провідного зв’язку при електричній тязі на постійному струмі.

3. ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА.

Визначення вартості тягової підстанції за збільшеними кошторисними показниками.

У дипломному проекті вартість проектованих пристроїв визначаємо за збільшеними кошторисними показниками. Вартість будівельних та монтажних робіт визначити з урахуванням проектного поправочного коефіцієнта, який дорівнює 5. Вартість устаткування (обладнання) визначити з урахуванням прийнятого проектного коефіцієнта, який дорівнює 10. Розрахувати загальну вартість підстанції за збільшеними кошторисними показниками, яка складається з вартості будівельних та монтажних робіт, вартості устаткування. Розрахунок виконуємо в табличній формі.

Таблиця 17.Визначення вартості тягової підстанції.

Загальна вартість тягової підстанції складає:

В=Вбуд+Вмон+Вуст, тис. грн.