Файл: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования дальневосточный государственный университет путей сообщения.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 138
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, наоборот, пренебрегают внутренним индуктивным сопротивлением.
Полное индуктивное сопротивление стальных многопроволочных проводов определяют суммой внешнего и внутреннего индуктивных сопротивлений.
Сложность расчета трехфазной высоковольтной линии автоблокировки объясняется тем, что нагрузку на линии, как правило, подсоединяют к двум фазам, а число подсоединенных трансформаторов может достигать 40–60 на участке 50 километров.
Для упрощения расчетов принимают следующие допущения. В связи с большим числом однофазных трансформаторов, которые практически равномерно распределены по всем фазам, нагрузку трансформаторов условно считают трехфазной. Кроме того, допускается, что суммарная нагрузка перегонов приложена и в середине. При этом погрешность в расчетах не должна превысить 5–10%.
Учитываемую при расчете зарядную (емкостную) мощность линии прикладывают к середине перегона (для воздушной линии) или кабеля. Емкостная мощность Qc, квар высоковольтной линии определяется по формуле
, (4.2)
где qc – удельная емкостная мощность линии, квар;
l – длина линии (перегона), км.
Потери (продольная составляющая падения напряжения)
U’,В в конце линии, питаемой с одной стороны определяются по формуле
, (4.3)
где Pi, Qi – активная и реактивная составляющая расчетной нагрузки i, кВт,квар;
Ri, Xi – активное и реактивное сопротивления линии до нагрузки i, Ом;
Uном – номинальное напряжение линии, кВ
Активное R, Ом и реактивное X, Ом сопротивления до нагрузки i определяются по формуле
, (4.4)
где r0 – удельное погонное активное сопротивление провода участка i, Ом;
li – длина линии до нагрузки i, км
, (4.5)
где x0 – удельное погонное реактивное сопротивление провода участка i, Ом
Поперечная составляющая падения напряжения ΔU", В в конце линии, питаемой с одной стороны определяется по формуле
. (4.6)
Падение напряжения в конце линии (ΔU, В) питаемой с одной стороны определяется по формуле [6]
. (4.7)
Действительное напряжение (Uд, В) в конце линии питаемой с одной стороны с учетом падения напряжения в линии определяется по формуле
, (4.8)
где U – напряжение в начале линии, В.
Значение емкостной (зарядной) мощности воздушной и кабельной линии учитывают как реактивную составляющую Qi, квар и в формулы (4.3) и (4.6) подставляют со знаком “ минус “.
Определим потери и падение напряжения в конце консольно питающейся линии автоблокировки напряжением 10 кВ . Линия выполнена проводом АС – 35. Исходные данные для расчета представлены в таблице (4.2). Нагрузка линии с учетом промежуточных станций на 1 километр, составляет 0,9 кВт/км коэффициент мощности при этом равен (cos=0,55).
Обозначения, принятые в таблицах (4.2 – 4.3):
P, Q – соответственно активная и реактивная составляющая расчетной нагрузки;
S – расчетная нагрузка (полная мощность);
qc – удельная емкостная мощность провода или кабеля линии;
r0 , x0 – удельные активное и реактивное сопротивления провода или кабеля линии.
Расчеты приведены для схем консольного питания со станции ОПП Амур Волочаевка 1, и станции Ин. При аварийных схемах питания с ОПП Амур участки удлиняются до станции Волочаевка 1, при аварийном питании со станции Хабаровск 2 участок удлиняется до станции Волочаевка 1, при аварийном питании со станции Ин участок удлиняется до станции Волочаевка 1.
Используя формулы (4.2 – 4.8) и исходные данные таблицы (4.2) определяем потери и падение напряжения в линии автоблокировки, питающейся консольно от ОПП Амур до Хабаровск 2.
Пример расчета для нормального режима.
ΔU′=1/10.5∙[1,476∙0,494∙1,23+0,4∙1,23∙(2,241-7,275∙2,46)+2,832∙1,24∙
∙2,36 + 0,494∙2,46+(0,099∙2,36+0,4∙2,46)∙(4,3-8,6∙4,72)+22∙(1,24∙4,72+0,494∙
∙2,46)+(0,099∙4,72+0,4∙2,46)∙33,407+(3,646∙1,24∙3,039+1,24∙4,72+0,494∙2,46)+0,099∙3,039+0,099∙4,72+0,4∙2,46∙(5,537-8,6∙6,077)=11,653 В.
U″=1/10,5[1,476∙0,4∙1,23-0,494∙1,23∙(2,241-7,275∙2,46)+2,832∙(0,099∙ ∙2,36+0,4∙2,46)-(1,24∙2,36)+(0,494∙2,46)∙(2,241-8,6∙4,72)+22∙(0,099∙4,72)+
+(0,4∙∙2,46)-(1,24∙4,72)+(0,494∙2,46)∙33,407+3,646∙(0,099∙3,039)+
+(0,099∙4,72)+(0,4∙∙2,46)-(1,24∙3,039+1,24∙4,72+,4∙2,46)∙5,537-
-8,6∙6,077]=44,999 В
U= 11,653+ j 44,999 В
Uд=10500-(11,653+ j44,999)=10488,347+j44,999 В
Используя те же данные из таблицы (2.2), определяем потери и падение напряжения в линии сигнализации централизации и связи для названных выше схем в нормальном и аварийном режимах. Результаты расчетов сносим в таблицу 4.4.
Используя формулы (4.2 – 4.8) и исходные данные таблицы (4.3) определяем потери и падение напряжения в линии продольного электроснабжения, питающейся консольно от ТП Волочаевка 1.
Пример расчета для участка Волочаевка 1 – Приамурская
ΔU′ = 1/10.5∙[(3,117∙0,65∙2,598+3,48∙0,65∙8,095+6,876∙0,65∙16,725+5,597∙
∙0,65∙27,119)+((0,361∙2,598)∙(4,733-0,322∙5,195)+(0,361∙8,095)∙(5,284-
-0,322∙∙5,8)+(0,361∙16,725)∙(10,441-0,322∙11,46)+(0,361∙27,119)∙(8,499-
-0,322∙9,329))]=28,991 В.
U″=1/10,5[(3,117∙0,361∙2,597+3,48∙0,361∙8,095+6,876∙0,361∙16,725+5,6∙
∙0,361∙27,119)+((0,65∙2,598)∙(4,733-0,322∙5,195)+(0,65∙8,095)∙(5,284-
-0,322∙5,8)+(0,65∙16,725)∙(10,441-0,322∙11,46)+(0,65∙27,119)∙(8,499-
-0,322∙∙9,329))]= - 8 В.
U=28,991- j8 В.
Uд=10500-(28,991-8j)=10471,009+8j В.
Используя те же данные из таблицы (4.3), определяем потери и падение напряжения в линии, результаты расчетов сносим в таблицу (4.5).
Из выше приведенных расчетов потерь и падения напряжения в линии автоблокировки и продольного электроснабжения, находящиеся в таблицах (4.4 – 4.5), проверяем, проходят ли линии по допустимым потерям напряжения.
Проверку осуществляем по формуле
, (4.9)
где Uн – номинальное напряжение, кВ;
Uд – действительная часть напряжения Uд, кВ;
[U] =10% – допустимая потеря напряжения, %.
Для примера проверяем проходи ли по допустимым потерям напряжения участок автоблокировки Волочаевка 1 – Хабаровск 2 питающейся консольно от ОПП Волочаевка 1.
Что меньше допустимой 10% потери напряжения. Для остальных участков расчеты сводим в таблицу (4.6).
Как показали расчеты, представленные в таблице (4.6), потери напряжения в линии автоблокировки и линии продольного электроснабжения не превышают 10% [3]. В связи с небольшой загрузкой линий автоблокировки на потерю напряжения заметно влияет емкостная проводимость линий и кабельных вставок.
В связи с тем, что линейные трансформаторы имеют широкий диапазон изменения коэффициента трансформации от 5 до 10 %, они частично компенсируют потери в линии.
Графики потери напряжения в линии автоблокировки и линии продольного электроснабжения, при питании их от ТП Волочаевка1, ОПП Амур и ТП Ин в аварийном и нормальном режимах, приведены на плакатах приложения.
4.4 Расчет токов короткого замыкания в линии автоблокировки и продольного электроснабжения
Исходные данные для расчета токов короткого замыкания - это сопротивление системы, удельные сопротивления линий, длина линий до места короткого замыкания, напряжение короткого замыкания, номинальное напряжение трансформаторов, а также потери мощности короткого замыкания трансформаторов.
Таблица4.2 – Исходные данные трансформаторов тяговых подстанций для расчета токов короткого замыкания в линии автоблокировки и линии продольного электроснабжения
Продолжение таблицы 4.2
К дополнительным исходным данным для расчетов токов короткого замыкания в линиях автоблокировки и продольного электроснабжения нужно отнести сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах для подстанции Ин – 12,4 и 8,6 Ом, для подстанции Волочаевка-1 – 7,1 и 13,2 Ом и мощность короткого замыкания ОПП Амур – 132 кВА. Параметры кабельных вставок между трансформатором ТСН и трансформатором ТСЦБ, марка этих кабелей ААБ 350 мм2 длина 50 метров, активное сопротивление r0=0,62 Ом/км, реактивное x0=0,09 Ом/км.
В зависимости от вида повреждения на воздушных линиях автоблокировки и продольного электроснабжения происходят однофазные замыкания на землю, двух – и трехфазные короткие замыкания. Причинами их могут быть различные неисправности изоляторов, набросы на провода и их схлестывание, падение опор, а также повреждение линейных трансформаторов Ом и др.
Ток трехфазного короткого замыкания определяем по формуле
(4.10)
где Uном – номинальное напряжение, кВ;
Zк.з. – полное сопротивление цепи короткого замыкания, Ом.
Ток двухфазного короткого замыкания определяем по формуле,
Полное индуктивное сопротивление стальных многопроволочных проводов определяют суммой внешнего и внутреннего индуктивных сопротивлений.
Сложность расчета трехфазной высоковольтной линии автоблокировки объясняется тем, что нагрузку на линии, как правило, подсоединяют к двум фазам, а число подсоединенных трансформаторов может достигать 40–60 на участке 50 километров.
Для упрощения расчетов принимают следующие допущения. В связи с большим числом однофазных трансформаторов, которые практически равномерно распределены по всем фазам, нагрузку трансформаторов условно считают трехфазной. Кроме того, допускается, что суммарная нагрузка перегонов приложена и в середине. При этом погрешность в расчетах не должна превысить 5–10%.
Учитываемую при расчете зарядную (емкостную) мощность линии прикладывают к середине перегона (для воздушной линии) или кабеля. Емкостная мощность Qc, квар высоковольтной линии определяется по формуле
, (4.2)где qc – удельная емкостная мощность линии, квар;
l – длина линии (перегона), км.
Потери (продольная составляющая падения напряжения)
U’,В в конце линии, питаемой с одной стороны определяются по формуле , (4.3)где Pi, Qi – активная и реактивная составляющая расчетной нагрузки i, кВт,квар;
Ri, Xi – активное и реактивное сопротивления линии до нагрузки i, Ом;
Uном – номинальное напряжение линии, кВ
Активное R, Ом и реактивное X, Ом сопротивления до нагрузки i определяются по формуле
, (4.4)где r0 – удельное погонное активное сопротивление провода участка i, Ом;
li – длина линии до нагрузки i, км
, (4.5)где x0 – удельное погонное реактивное сопротивление провода участка i, Ом
Поперечная составляющая падения напряжения ΔU", В в конце линии, питаемой с одной стороны определяется по формуле
. (4.6)Падение напряжения в конце линии (ΔU, В) питаемой с одной стороны определяется по формуле [6]
. (4.7)Действительное напряжение (Uд, В) в конце линии питаемой с одной стороны с учетом падения напряжения в линии определяется по формуле
, (4.8)где U – напряжение в начале линии, В.
Значение емкостной (зарядной) мощности воздушной и кабельной линии учитывают как реактивную составляющую Qi, квар и в формулы (4.3) и (4.6) подставляют со знаком “ минус “.
Определим потери и падение напряжения в конце консольно питающейся линии автоблокировки напряжением 10 кВ . Линия выполнена проводом АС – 35. Исходные данные для расчета представлены в таблице (4.2). Нагрузка линии с учетом промежуточных станций на 1 километр, составляет 0,9 кВт/км коэффициент мощности при этом равен (cos=0,55).
Обозначения, принятые в таблицах (4.2 – 4.3):
P, Q – соответственно активная и реактивная составляющая расчетной нагрузки;
S – расчетная нагрузка (полная мощность);
qc – удельная емкостная мощность провода или кабеля линии;
r0 , x0 – удельные активное и реактивное сопротивления провода или кабеля линии.
Расчеты приведены для схем консольного питания со станции ОПП Амур Волочаевка 1, и станции Ин. При аварийных схемах питания с ОПП Амур участки удлиняются до станции Волочаевка 1, при аварийном питании со станции Хабаровск 2 участок удлиняется до станции Волочаевка 1, при аварийном питании со станции Ин участок удлиняется до станции Волочаевка 1.
Используя формулы (4.2 – 4.8) и исходные данные таблицы (4.2) определяем потери и падение напряжения в линии автоблокировки, питающейся консольно от ОПП Амур до Хабаровск 2.
Пример расчета для нормального режима.
ΔU′=1/10.5∙[1,476∙0,494∙1,23+0,4∙1,23∙(2,241-7,275∙2,46)+2,832∙1,24∙
∙2,36 + 0,494∙2,46+(0,099∙2,36+0,4∙2,46)∙(4,3-8,6∙4,72)+22∙(1,24∙4,72+0,494∙
∙2,46)+(0,099∙4,72+0,4∙2,46)∙33,407+(3,646∙1,24∙3,039+1,24∙4,72+0,494∙2,46)+0,099∙3,039+0,099∙4,72+0,4∙2,46∙(5,537-8,6∙6,077)=11,653 В.
U″=1/10,5[1,476∙0,4∙1,23-0,494∙1,23∙(2,241-7,275∙2,46)+2,832∙(0,099∙ ∙2,36+0,4∙2,46)-(1,24∙2,36)+(0,494∙2,46)∙(2,241-8,6∙4,72)+22∙(0,099∙4,72)+
+(0,4∙∙2,46)-(1,24∙4,72)+(0,494∙2,46)∙33,407+3,646∙(0,099∙3,039)+
+(0,099∙4,72)+(0,4∙∙2,46)-(1,24∙3,039+1,24∙4,72+,4∙2,46)∙5,537-
-8,6∙6,077]=44,999 В
U= 11,653+ j 44,999 В
Uд=10500-(11,653+ j44,999)=10488,347+j44,999 В
Используя те же данные из таблицы (2.2), определяем потери и падение напряжения в линии сигнализации централизации и связи для названных выше схем в нормальном и аварийном режимах. Результаты расчетов сносим в таблицу 4.4.
Используя формулы (4.2 – 4.8) и исходные данные таблицы (4.3) определяем потери и падение напряжения в линии продольного электроснабжения, питающейся консольно от ТП Волочаевка 1.
Пример расчета для участка Волочаевка 1 – Приамурская
ΔU′ = 1/10.5∙[(3,117∙0,65∙2,598+3,48∙0,65∙8,095+6,876∙0,65∙16,725+5,597∙
∙0,65∙27,119)+((0,361∙2,598)∙(4,733-0,322∙5,195)+(0,361∙8,095)∙(5,284-
-0,322∙∙5,8)+(0,361∙16,725)∙(10,441-0,322∙11,46)+(0,361∙27,119)∙(8,499-
-0,322∙9,329))]=28,991 В.
U″=1/10,5[(3,117∙0,361∙2,597+3,48∙0,361∙8,095+6,876∙0,361∙16,725+5,6∙
∙0,361∙27,119)+((0,65∙2,598)∙(4,733-0,322∙5,195)+(0,65∙8,095)∙(5,284-
-0,322∙5,8)+(0,65∙16,725)∙(10,441-0,322∙11,46)+(0,65∙27,119)∙(8,499-
-0,322∙∙9,329))]= - 8 В.
U=28,991- j8 В.
Uд=10500-(28,991-8j)=10471,009+8j В.
Используя те же данные из таблицы (4.3), определяем потери и падение напряжения в линии, результаты расчетов сносим в таблицу (4.5).
Из выше приведенных расчетов потерь и падения напряжения в линии автоблокировки и продольного электроснабжения, находящиеся в таблицах (4.4 – 4.5), проверяем, проходят ли линии по допустимым потерям напряжения.
Проверку осуществляем по формуле
, (4.9)где Uн – номинальное напряжение, кВ;
Uд – действительная часть напряжения Uд, кВ;
[U] =10% – допустимая потеря напряжения, %.
Для примера проверяем проходи ли по допустимым потерям напряжения участок автоблокировки Волочаевка 1 – Хабаровск 2 питающейся консольно от ОПП Волочаевка 1.
Что меньше допустимой 10% потери напряжения. Для остальных участков расчеты сводим в таблицу (4.6).
Как показали расчеты, представленные в таблице (4.6), потери напряжения в линии автоблокировки и линии продольного электроснабжения не превышают 10% [3]. В связи с небольшой загрузкой линий автоблокировки на потерю напряжения заметно влияет емкостная проводимость линий и кабельных вставок.
В связи с тем, что линейные трансформаторы имеют широкий диапазон изменения коэффициента трансформации от 5 до 10 %, они частично компенсируют потери в линии.
Графики потери напряжения в линии автоблокировки и линии продольного электроснабжения, при питании их от ТП Волочаевка1, ОПП Амур и ТП Ин в аварийном и нормальном режимах, приведены на плакатах приложения.
4.4 Расчет токов короткого замыкания в линии автоблокировки и продольного электроснабжения
Исходные данные для расчета токов короткого замыкания - это сопротивление системы, удельные сопротивления линий, длина линий до места короткого замыкания, напряжение короткого замыкания, номинальное напряжение трансформаторов, а также потери мощности короткого замыкания трансформаторов.
Таблица4.2 – Исходные данные трансформаторов тяговых подстанций для расчета токов короткого замыкания в линии автоблокировки и линии продольного электроснабжения
| Трансформаторы подстанции | Sном, МВА | Номинальное напряжения, кВ | Напряжение короткого замыкания, % | Потери к.з, кВт | ||||||||||
| ВН | СН | НН | В– С | В– Н | С– Н | |||||||||
| Волочаевка 1 | ||||||||||||||
| ТДТНЖ– 40000/220 | 40,000 | 230.000 | 38,5 | 27,5 | 22,0 | 12 | 9,5 | — | ||||||
| ТМ– 6300/35 | 6,300 | 35,000 | — | 10,000 | — | 6 | — | — | ||||||
| ТМ – 400/35 | 0,400 | 27,5 | — | 0,400 | — | 6 | — | 5,5 | ||||||
| ТМ– 63/10 | 0,063 | 10,000 | — | 0,400 | — | 4 | — | 1,280 | ||||||
| ОПП Амур | ||||||||||||||
| ТС-250/6 | 0,250 | 6,000 | — | 0,400 | — | 4,5 | — | 2,900 | ||||||
| ТС-250/10 | 0,250 | 10,000 | — | 0,400 | — | 4,5 | — | 3,100 | ||||||
| ТМ– 100/10 | 0,100 | 10,000 | — | 0,400 | — | 4,0 | — | 1,750 | ||||||
| ТМ– 180/10 | 0,180 | 10,000 | — | 0,400 | — | 4,5 | — | 3,000 | ||||||
| ТМ– 63/10 | 0,063 | 10,000 | — | 0,400 | — | 4,5 | — | 1,280 | ||||||
| ТМ– 25/10 | 0,025 | 10,000 | — | 0,400 | — | 4,5 | — | 0,600 | ||||||
Продолжение таблицы 4.2
| Ин | ||||||||
| ТДТНЖ– 40000/220 | 40,000 | 230,000 | 38,5 | 27,5 | 22,000 | 12,5 | 9,5 | — |
| ТМ– 6300/35 | 6,300 | 35,000 | — | 10,000 | — | 6,5 | — | — |
| ТМ–400/35 | 0,040 | 27,5 | — | 0,400 | — | 6,000 | — | 5,5 |
| ТМ– 63/10 | 0,063 | 10,000 | — | 0,400 | — | 4,5 | — | 1,280 |
К дополнительным исходным данным для расчетов токов короткого замыкания в линиях автоблокировки и продольного электроснабжения нужно отнести сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах для подстанции Ин – 12,4 и 8,6 Ом, для подстанции Волочаевка-1 – 7,1 и 13,2 Ом и мощность короткого замыкания ОПП Амур – 132 кВА. Параметры кабельных вставок между трансформатором ТСН и трансформатором ТСЦБ, марка этих кабелей ААБ 350 мм2 длина 50 метров, активное сопротивление r0=0,62 Ом/км, реактивное x0=0,09 Ом/км.
В зависимости от вида повреждения на воздушных линиях автоблокировки и продольного электроснабжения происходят однофазные замыкания на землю, двух – и трехфазные короткие замыкания. Причинами их могут быть различные неисправности изоляторов, набросы на провода и их схлестывание, падение опор, а также повреждение линейных трансформаторов Ом и др.
Ток трехфазного короткого замыкания определяем по формуле
(4.10)где Uном – номинальное напряжение, кВ;
Zк.з. – полное сопротивление цепи короткого замыкания, Ом.
Ток двухфазного короткого замыкания определяем по формуле,