Выбор оборудования тяговых подстанций

 

К основному оборудованию тяговых подстанций переменного тока относятся тяговые трансформаторы.

 

4.1. Число и мощность понизительных трансформаторов

 

Определено по суммарной мощности на тягу и районные потребители.

 

, (25)

где S_Т – мощность на тягу, кВА;

S_Р – мощность районной нагрузки, кВА;

к_Р – коэффициент, учитывающий разновременность максимумов тяги

и районной нагрузки, принят равным 0,97.

. (26)

кВА;

кВА.

Мощность на районную нагрузку принята в пределах 0,25 мощности на тягу.

S_P1=0.25·32942,87=8235,72 кВА;

S_P2=0.25·19789,74=4947,44 кВА.

 

кВА;

кВА.

Приняты трёхобмоточные понизительные трансформаторы в обоих случаях:

Трансформатор: ТДНЭ-40000/220-70У1

Номинальное напряжение обмоток кВ: ВН – 230, СН – 27,5, НН - 11.0

Потери холостого хода, кВт 66

Потери короткого замыкания, кВт 240

Ток холостого хода, % 1,10

Напряжение короткого замыкания, % ВН-СН. ВН-НН. СН-НН.

12,5 22 9,5

 

 

Число понизительных трансформаторов:

, (27)

где S_ПТ,Н – номинальная мощность трансформатора;

к_пре – коэффициент перегрузки трансформатора, принят 1,3 при

длительности перегрузки 2 часа.

 

, принято = 1;

, принято = 1.

 

Так же на тяговой подстанции устанавливается один резервный трансформатор.

 

 

РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И ВЫБОР УСТАВОК ТОКОВЫХ ЗАЩИТ

 

Минимальные токи короткого замыкания рассчитаны для двух точек – на посту секционирования и на шинах соседней подстанции. Расчетная схема и схемы замещения для расчетов токов короткого замыкания представлены на рис.6.

 

а) Расчетная схема

 

 

б) Схемы замещения

 

 

Рис.6.

 

Минимальный ток короткого замыкания в точке К1:

 

, (28)

где р – возможное снижение напряжения в первичной сети, р=0,05;

U_Н – номинальное напряжение на тяговой подстанции, равное 27,5 кВ;

сечения подвески, длина фидера принята равной 0,3 км.

l_k – расстояние до точки короткого замыкания при расположении поста секционирования посередине L/2;

 

S_кз – мощность короткого замыкания на шинах высшего напряжения

тяговой подстанции;

u_кпт% - напряжение короткого замыкания понизительного

трансформатора;

 

Для первого варианта:

 

А;

 

Для точки К₂ полное сопротивление тяговой сети принято следующее:

;

.

Ом;

Ом.

Первичный ток уставки максимальных токовых защит должен удовлетворять условиям:

Для подстанции ;

Для поста секционирования ,

Где К_Н - Коэффициент надёжности, равный 1,3;

К_Ч - Коэффициент чувствительности, равный 1,5.

,

;

.

Уставка выключателя фидера тяговой подстанции принята 900 А, а поста секционирования 1000 А.

Для второго варианта:

 

А;

 

Для точки К₂ полное сопротивление тяговой сети принято следующее:

Ом;

Ом.

,

;

.

Уставка выключателя фидера тяговой подстанции принята 700 А, а поста секционирования 1300 А.

 

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ НА ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЯХ

 

Потери энергии на тяговой подстанции складываются из потерь энергии в понизительных трансформаторах ∆W_пт . Потери энергии вычислены через потери мощности.

; (29)

где ∆Р_пт - средние потери мощности в понизительном трансформаторе;

n_пт – число параллельно работающих понизительных трансформаторов;

Т_пт - время работы в году, принято 7200 часов.

6.1.Потери мощности в трёхобмоточных понизительных трансформаторах

, (30)

где ∆Р_хх – потери холостого хода трансформатора при номинальном

режиме, кВт;

∆Р_к - потери короткого замыкания при номинальном режиме, кВт;

∆Q_хх – реактивная мощность намагничивания трансформатора, квар;

;

∆Q_к – реактивная мощность рассеивания трансформатора, квар;

;

Для трёхобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов, а так же трансформаторов с расщепленными обмотками в паспортных данных приведены значения потерь мощности, измеренные между парами обмоток ∆Р_к12, ∆Р_к13, ∆Р_к23 и падения напряжений между обмотками ∆U_к12%, ∆U_к13%, ∆U_к23%. Значения указанных величин для отдельных обмоток определены из выражений:

;

; (31)

.

;

; (32)

.

кВт;

кВт;

кВт.

%;

%;

%.

квар;

квар;

квар.

квар.

кВт·ч;

кВт·ч.

 

 

ПРОВЕРКА ВЫБРАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ГРАНИЧНЫМ

УСЛОВИЯМ

После выбора оборудования проведена проверка его по граничным условиям.

 

7.1. Проверка контактной сети по уровню напряжения

 

Проверка произведена путем сопоставления фактического напряжения с допустимым.

, (33)

где U_ДОП - уровень напряжения на токоприемнике электроподвижного

состава. При переменном токе не менее 21000 В.

 

В;

В.

В;

В.

В обоих случаях уровень напряжения удовлетворяет условию.

 

7.2. Проверка сечения контактной подвески по нагреву

 

Проверка произведена по условию:

, (34)

где I_ДОП – допустимый ток на контактную подвеску;

I_Ф,Э – наибольший из среднеквадратичных токов фидеров.

 

Для подвески ПБСМ-95+НЛОлф-100 I_ДОП=940 А, для подвески

ПБСМ-95+МФ-100 I_ДОП =1420 А.

Для первого варианта

;

Для второго варианта

.

В обоих случаях подвески по нагреву прошли.

 

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ И ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ЭКОНОМИЧНОГО

 

По каждому варианту определяются приведенные годовые затраты

 

Э_прi = С_i + Е_н × К_i,

 

где С_i - годовые эксплуатационные расходы по варианту;

К_i - капитальные вложения по варианту;

Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, принимаемый для устройств электроснабжения равным 0,25

 

При расчете капиталовложений и эксплуатационных расходов учитываются только составляющие, меняющиеся по вариантам.

Учитывается, что цены на объекты капитальных затрат с годами меняются, поэтому при пользовании справочными данными необходимо привести цены к году, в котором проводится расчет.

Размер капиталовложений

 

К = К_тп + К_кс + К_вл + К_всп + К_пп + К_ж,

 

где К_тп - стоимость всех тяговых подстанций, принимается по /1, табл. 1.5/;

К_вл - стоимость присоединений тяговых подстанций к высоковольтным линиям электропередачи, длина таких присоединений принимается равной 0,2 - 2,0 км,а стоимость одного километра по /1, табл. 1.5/;

К_всп - стоимость вспомогательных устройств /1, табл. 1.6/;

К_пп - стоимость подъездных путей ко всем тяговым подстанциям, длину подъездных путей к каждой подстанции можно принять равной 0.6 – 1.8 км, а стоимость в ценах 1984 г. - 100-120 тыс. руб. за 1 км;

К_ж - стоимость жилья, при каждой тяговой подстанции должно быть предусмотрено строительство жилья, стоимость которого в ценах 1984 г. следует принять равной 5.0 млн. руб. на одну подстанцию.

 

Для первого варианта

К_кс = 2∙55∙2∙14∙45 = 138800 тыс.руб.

К_тп = (690∙2+600∙1)∙ 45 = 89100тыс.руб.

К_вл = 12∙6∙45 = 2880 тыс.руб.

К_всп = 16∙2∙45 = 1440тыс.руб.

К_пп =100∙3∙45= 13500тыс.руб.

К_ж = 416∙3∙45 = 56160 тыс.руб.

К₁ = 138800 + 89100 + 2880 + 1440 + 13500 + 56160 = 301880 тыс.руб.

 

Для второго варианта

К_кс = 2∙45∙3∙14∙45=170100 тыс.руб.

К_тп = (690∙2+600∙2)∙ 45 = 116100 тыс.руб.

К_вл = 12∙6∙45= 2880 тыс.руб.

К_всп = 16∙3∙45=2160 тыс.руб.

К_пп =100∙5∙45 = 22500 тыс.руб.

К_ж = 416∙5∙40 = 83200 тыс.руб.

К₂ = 170100 + 116100 + 2880 + 2160 + 22500 + 83200 = 396960 тыс.руб.

 

Эксплуатационные расходы

 

С = С_тп + å (a_i × К_i) + DW_тп × Ц + DW_тс × Ц,

 

где С_тп - суммарные расходы на эксплуатацию тяговых подстанций, принимаемые равными по данным 1998 г. 210 тыс. руб. на одну подстанцию;

å (a_i × К_i) - сумма амортизационных отчислений, приведенных в /1, табл. 1.5/, для подъездных путей принять a_пп = 5.5 %;

DW_тп - потери энергии на тяговых подстанциях, равные потерям энергии на одной подстанции, умноженные на число подстанций;

DW_тс - потери энергии в тяговой сети;

Ц - стоимость 1 кВт×ч электрической энергии, 0,7 руб.

 

Потери энергии в тяговой сети определяются через потери мощности на одной межподстанционной зоне DР_тс, число таких зон n_зон и время работы контактной сети, т. е. DW_тс=DР_тс×n_зон ×8760.

 

Для первого варианта

å(a_i × К_i) = 0,046∙138800 + 0,055∙89100 + 0,028∙2880 + 0,055∙1440 + 0,055∙13500 + + 0,02∙56160 = 13310,84тыс. руб.

DW_тп × Ц =4811161∙3∙0,68= 9814 тыс.руб.

DW_тс × Ц = 3∙8760∙270,7 ∙0,68= 3600 тыс.руб.

С = 17,5∙45∙3+13310.8+ 9814 + 3600 = 29086 тыс.руб.

Э_пр = 29,086 + 0,25∙301 = 104,2 млн.руб.

 

Для второго варианта

å(a_i × К_i) = 0,046∙170100 + 0,055∙116100 + 0,028∙2880 + 0,055∙2160 + 0,055∙22500 + + 0,02∙83200 = 16073,5

DW_тп × Ц =6605766∙4∙0,68= 17967,5тыс.руб.

DW_тс × Ц = 2∙8760∙84,8∙0,68= 1010,3 тыс.руб.

С = 17,5∙45∙4+ 16073,5 +17967,5 + 1010,3 = 38200,4 тыс.руб.

Э_пр = 38,200 + 0,25∙397,28 = 137,75 млн.руб.

 

Таблица 9

Результаты вычислений

	1 вариант	2 вариант
К млн.руб.	301,880	396,96
С млн.руб.	29,086	38,200
Эпр млн.руб.	104,2	137,74

По результатам расчетов меньшая стоимость получилась у первого варианта, поэтому принимаем его за основной.

9. СХЕМА ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

Для наиболее экономичного варианта в соответствии с /2,8/ разрабатывается принципиальная схема присоединения тяговых подстанций к линиям внешнего электроснабжения. Для этого необходимо оговорить тип линии, питающее напряжение и вычертить схему, на которой подробно показать присоединение по одной подстанции каждого типа (опорная, транзитная, отпаечная), а остальные подстанции показываются в виде прямоугольника с отражением только мест установки высоковольтных выключателей.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

В данном курсовом проекте производилось ознакомление с методикой расчета систем электроснабжения участков железных дорог, электрифицируемых на переменном токе.

В учебном курсовом проекте нет возможности решить все вопросы проектирования системы электроснабжения, поэтому в нем:

· производился предварительный выбор расстояния между тяговыми подстанциями и сечения контактной сети для двух вариантов

 

Марка и площадь сечения проводов	Расстояние между подстанциями
ПБСМ-95+НЛОлф-100
ПБСМ-95+МФ-100

 

· рассчитывались основные электрические величины: токи поездов, подстанций, падения напряжения до поезда и потери мощности в контактной сети.

· определялась мощность и выбиран тип основного оборудования тяговых подстанций;

Понизительный трансформатор ТДНЭ-40000/220-70У1

· проверка обоих вариантов удовлетворяет по граничным условиям;

· производено технико-экономическое сравнение вариантов;

 

	1 вариант	2 вариант
Эпр млн.руб.	104,2	137,74

 

 

По экономическим показателям первый вариант оказался наиболее приемлемым. Для этого варианта составлена схема внешнего электроснабжения. По всем критериям схема имеет хорошие показатели и запас для дальнейшего расширения схемы электроснабжения.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

1. Справочник по электроснабжению железных дорог. Т.1/ Под ред. К. Г. Марквардта - М.: Транспорт, 1980. - 392 с.

2. Правила устройства системы тягового электроснабжения железных дорог Российской Федерации (ЦЭ-462). - М.: Полиграфресурсы, 1997. - 78 с.

3. Строительные нормы и правила (СНиП 32-01-95). Железные дороги колеи 1520 мм Российской Федерации. - М.: Минтрасстрой РФ, 1995. - 21 с.

4. Строительно-технические нормы Министерство путей сообщения. (СТН Ц-01-95). М.: МПС РФ, 1995. - 86 с.

5. Бесков Б. А. и др. Проектирование систем электроснабжения железных дорог. - М.: Трансжелдориздат, 1963. – 472 с.

6. Бурков А. Т. и др. Методы расчета систем тягового электроснабжения железных дорог. Учебное пособие. - Л.:ЛИИЖТ, 1985. - 73 с.

7. Марквардт К. Г. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. - М.: Транспорт, 1982. – 528 с.

8. Давыдова И. К. и др. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. - М.: Транспорт, 1978. - 416 с.

9. Справочник по электроснабжению железных дорог. Т.2/ Под ред. К. Г. Марквардта - М.: Транспорт, 1981. - 392 с.

10. Оформление текстовых документов: Методические указания/ Сост. В. А. Балотин, В. В. Ефимов, В. П. Игнатьева, Н. В. Фролова. - СПб.: ПГУПС, 1998. - 46 с.