Розрахунок системи тягового електропостачання залізничного транспорту

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати


МІНІСТЕРСТВО ЗАЛІЗНИЧНОГО ТРАНСПОРТУ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ

ІРКУТСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ УНІВЕРСИТЕТ шляхів сполучення

Кафедра: «ЕЖТ»

Дисципліна: «Електричні залізниці»

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

на тему: «Розрахунок системи тягового електропостачання залізничного транспорту»

Варіант 077

Виконав:

студент групи Енс-07-2

Студентів С. Л.

Перевірив:

викладач каф. «ЕЖТ»,

доцент Молін Н. І.

Іркутськ 2009

Реферат

У даному курсовому проекті зроблено розрахунок системи електропостачання електричної залізниці, а саме 2-х путнього ділянки, електрифікованого на однофазному струмі промислової частоти. Визначено потужність і кількість тягових трансформаторів однієї ТП, визначено економічний переріз проводів контактної мережі, розраховані річні втрати в контактній мережі, для роздільної та вузловий схеми живлення, зроблений техніко-економічний розрахунок для порівняння схем. Зроблено розрахунок середнього рівня напруги в контактній мережі, розраховані мінімальні струми К.З. та обрано захист розрахункової ділянки від струму К.З., а також розраховано реактивне електроспоживання розрахункової ТП, потужність установки паралельної компенсації та її параметри.

Курсовий проект містить: малюнків 6; таблиць 10; формул 72.

Зміст

Введення

Завдання на курсовий проект

Вихідні дані

1. Визначення потужності тягової підстанції

1.1 Визначення середніх і ефективних значень струму поїзда. ФКС ТП

1.2 Визначення середніх струмів фідерів к / с для розрахункових режимів розрахункової ТП

1.3 Визначення середніх і ефективних струмів плечей харчування ТП

1.4 Визначення розрахункових струмів трансформатора. Еквівалентний, ефективний струм по нагріванню олії

1.5 Розрахунок трансформаторної потужності

1.5.1 Основний розрахунок

1.5.2 Уточнення розрахунку потужності трансформатор

1.5.3 Перевірка трансформатора по максимальному току, максимально допустимому току і максимально допустимій температурі обмотки та масла

2. Визначення економічного перерізу проводів контактної мережі однієї МПЗ для роздільної та вузловий схем живлення

2.1 Перевірка к / с по нагріванню

2.2 Річні втрати енергії в к / с для двох схем живлення

3. Техніко-економічний розрахунок для порівняння роздільної та вузловий схем живлення

4. Розрахунок середнього рівня напруги в к / с до розрахункового поїзда на умовному лімітуючим перегоні

5. Розрахунок мінімальних струмів к.з. і максимальних робочих струмів для двох схем живлення. Вибір схеми захисту до / з розрахункового ділянки від струмів К.З

5.1 Струм К.З

5.2 Розрахунок уставок електронного захисту фідера к / с

6. Розрахунок реактивного електроспоживання розрахункової ТП, потужність установки паралельної компенсації і її параметри

Висновок

Список використаної літератури

Введення

Система електропостачання електрифікованих залізниць відрізняється від систем електропостачання промислових підприємств тим, що від неї отримують харчування рухомі поїзда, нетягових залізничні споживачі, промислові, сільськогосподарські та комунальні споживачі, що знаходяться в зоні електрифікованої лінії.

Пристрої електропостачання мають високу надійність роботи, безперебійністю електропостачання, економічністю. Широко застосовуються і розробляються нові, досконаліші й економічні методи обслуговування та діагностичного контролю елементів системи електропостачання.

Одним з важливих питань нормальної роботи системи електропостачання є підтримання рівня напруги в тяговій мережі в заданих межах. Сучасні силові трансформатори, що поставляються нашою промисловістю, обладнуються пристроями для автоматичного регулювання напруги в системі тягового електропостачання з використанням дроселів, а також пристрої з автоматичним безконтактним тиристорним регулюванням. Ці пристрої в поєднанні з телекеруванням, які мають свої канали зв'язку, лягають в основу розробок з енергетичної підсистемі автоматизованої системи управління залізничним транспортом.

Завдання на курсовий проект

Визначити потужність тягової підстанції (у якості розрахункової вибирається підстанція, розташована ближче до середини ділянки), вибрати потужність і кількість тягових трансформаторів.

Визначити економічний переріз проводів контактної мережі однієї фідерної зони для роздільної роботи шляхів і вузловий схеми.

Розрахувати річні втрати енергії в контактній мережі для цих двох схем.

Провести перевірку вибраного перерізу приводів контактної мережі по нагріванню.

Провести техніко-економічний розрахунок в порівнянні зазначених вище схем живлення.

Для схеми роздільного харчування провести розрахунок середнього рівня напруги в контактній мережі до розрахункового поїзда за час його ходу на автоматичній характеристиці по умовному «обмежуючому» перегону і блок-ділянці при повному використанні пропускної здатності.

Розрахувати перегінну пропускну здатність з урахуванням рівня напруги.

Зробити розрахунок мінімальних струмів короткого замикання і робочих максимальних струмів для обох схем, вибрати схему захисту контактної мережі від струмів короткого замикання.

Скласти принципову схему живлення і секціонування контактної мережі розрахункової ділянки.

Розрахувати реактивне електроспоживання розрахункової тягової підстанції, потужність установки паралельної компенсації та її параметри.

Вихідні дані

Схема ділянки зі спрощеними тяговими розрахунками

Типи тягових підстанцій 1, 2.

Розташування тягових підстанцій:

ТП1 L1 = 16 км;

ТП2 L2 = 62 км;

Тип дороги - магістральна.

Число шляхів - 2.

Тип рейок - Р65.

Розміри руху: кількість пар поїздів на добу - 105.

Мінімальний межпоездной інтервал Q 0 = 8 хв.

Номінальна напруга на шинах тягових підстанцій Uш = 27,5 кВ.

Тривалість періоду підвищеної інтенсивності руху

Твос = 3,0 ч.

Трансформаторна потужність для районних споживачів S = 10 МВ * А.

Потужність короткого замикання на вводах підстанції Sкз = 700 МВ * А

Еквівалентна температура у весняно-літній період і температура в період підвищеної інтенсивності руху після вікна Q охлс = 30 ° С, Q охло = 15 ° С.

Тривалість весняно-літнього періоду nвл = 230 діб.

Амортизаційні відрахування:

а) контактна мережа a к = 4,6%;

б) пости секціонування a п = 5,5%;

Рис. 1. Приєднання тягових підстанцій до ЛЕП та тягової мережі і векторні діаграми первинних і вторинних напруг підстанцій.

1. Визначення потужності тягової підстанції та кількості тягових трансформаторів

1.1 Визначення середніх і ефективних значень струму поїзда, ФКС ТП

Розрахунок навантажень підстанції слід почати з визначення середніх і ефективних струмів підстанції при проході поїздом фідерних зон.

а) будується залежність струму поїзда від часу і відстані Iп (l), Iп (t);

б) маємо в своєму розпорядженні тягові підстанції;

в) будуємо векторні діаграми напруг тягових підстанцій;

г) визначаємо поїзні струми на кожному кілометрі у парному і непарному напрямку по залежності поїзного струму від відстані Iп (l).

Для одностороннього живлення струм поїзда повністю дорівнює струму фідера. Для двостороннього живлення струм поїзда розподіляється між фідерах суміжних підстанцій назад пропорційно відстані до поїзда. Криві поїзного струму розкладаються по фідерах суміжних підстанцій парного і непарного шляхи для схеми роздільного харчування шляху.

(1)

Таблиця 1

Відстань,

Струм поїзда

ТП 1

ТП 2

км

Iч, А

Iнч, А

Iф1

Iф2

Iф4

Iф5

Iф1

Iф2

Iф4

Iф5

0

160

0

0

160

1

240

0

0

240

2

350

0

0

350

3

320

300

300

320

4

240

300

300

240

5

230

300

300

230

6

220

300

300

220

7

210

300

300

210

8

200

300

300

200

9

190

300

300

190

10

185

300

300

185

11

180

300

300

180

12

175

300

300

175

13

170

300

300

170

14

0

300

300

0

15

0

240

240

0

16

0

240

240

0

17

0

240

0

235

5

0

18

180

240

172

230

10

8

19

180

240

168

224

16

12

20

180

240

164

219

21

16

21

180

240

160

214

26

20

22

180

240

157

209

31

23

23

180

240

153

203

37

27

24

180

240

149

198

42

31

25

180

240

145

193

47

35

26

180

240

141

188

52

39

27

180

240

137

183

57

43

28

180

240

133

177

63

47

29

180

240

129

172

68

51

30

180

240

125

167

73

55

31

180

240

121

162

78

59

32

180

180

117

117

63

63

33

200

180

126

113

67

74

34

210

180

128

110

70

82

35

220

180

129

106

74

91

36

230

180

130

102

78

100

37

240

180

130

98

82

110

38

250

180

130

94

86

120

39

260

180

130

90

90

130

40

270

180

129

86

94

141

41

270

180

123

82

98

147

42

270

180

117

78

102

153

43

270

180

112

74

106

158

44

260

180

102

70

110

158

45

250

180

92

67

113

158

46

240

200

83

70

130

157

47

230

220

75

72

148

155

48

220

240

67

73

167

153

49

205

270

58

76

194

147

50

190

270

50

70

200

140

51

180

270

43

65

205

137

52

230

270

50

59

211

180

53

230

270

45

53

217

185

54

230

270

40

47

223

190

55

230

270

35

41

229

195

56

230

245

30

32

213

200

57

230

230

25

25

205

205

58

230

215

20

19

196

210

59

250

200

16

13

187

234

60

270

185

12

8

177

258

61

290

180

6

4

176

284

62

310

0

0

0

0

310

63

330

0

330

0

64

330

0

330

0

65

330

0

330

0

66

330

0

330

0

67

320

0

320

0

68

310

0

310

0

69

300

0

300

0

70

290

0

290

0

71

280

0

280

0

72

270

250

270

250

73

260

300

260

300

74

250

350

250

350

75

240

350

240

350

76

240

350

240

350

77

240

350

240

350

78

0

330

0

330

79

0

400

0

400

80

0

40

0

40

За даними таблиці 1 будуються криві струмів фідерів розрахункової тягової підстанції Iф (l), розкладена крива поїзного струму. За розкладеної кривої поїзного струму визначаються середні та ефективні струми ФКС та інші числові характеристики розрахункової ТП. Також вибирається найзавантаженіша МПЗ, і проводиться розрахунок середніх і ефективних струмів парного і непарного шляху.

Методика розрахунку

Крива розкладеного і не розкладеного струму поділяється на відрізки 40-60 А.

Визначаються середні струми відрізків Iсрi, Iсрi?. Визначається час руху на цій ділянці ti. Визначається добуток Iср * ti (А * хв).

За сумою цих творів визначається середній струм і значення квадрата

(2)

(3)

(4)

Вихідна інформація, і розрахунок середнього та ефективного поїзного струму для струмів фідерів розрахункової підстанції № 2 (розкладений струм поїзда)

Таблиця 2.1

Ф4

dI

ti

Icp

Icp2

Icp * ti

Icp2 * ti

20

2

320

102400

640

204800

0

3,75

330

108900

1237,5

408375

45

5,6

307,5

94556,25

1722

529515

45

5,6

262,5

68906,25

1470

385875

0

4,25

240

57600

1020

244800

0

2,5

0

0

0

0

Σ

23,7



6089,5

1773365

Таблиця 2.2

Ф5

dI

ti

Icp

Icp2

Icp * ti

Icp2 * ti

0

11,5

0

0

0

0

60

1,75

230

52900

402,5

92575

60

1,75

280

78400

490

137200

30

0,75

335

112225

251,25

84168,75

0

4

350

122500

1400

490000

20

1

340

115600

340

115600

35

0,85

347

120409

294,95

102347,65

35

0,85

383

146689

325,55

124685,65

60

0,21

370

136900

77,7

28749

60

0,21

310

96100

65,1

20181

60

0,21

250

62500

52,5

13125

60

0,21

190

36100

39,9

7581

60

0,21

130

16900

27,3

3549

60

0,21

70

4900

14,7

1029

Σ

23,71



3781,45

1220791,05

Таблиця 2.3

Ф2

dI

ti

Icp

Icp2

Icp * ti

Icp2 * ti

60

17

30

900

510

15300

60

10,5

90

8100

945

85050

40

6

140

19600

840

117600

0

3

158

24964

474

74892

20

5,25

148

21904

777

114996

45

1,25

160

25600

200

32000

30

7,5

195

38025

1462,5

285187,5

50

2,62

235

55225

615,7

144689,5

50

2,62

285

81225

746,7

212809,5

Σ

56



6570,9

1082524,5

Таблиця 2.4

Ф1

dI

ti

Icp

Icp2

Icp * ti

Icp2 * ti

60

14,75

30

900

442,5

13275

20

5

70

4900

350

24500

10

0,75

65

4225

48,75

3168,75

50

15,25

85

7225

1296,25

110181,25

40

2,12

130

16900

275,6

35828

40

2,12

170

28900

360,4

61268

40

7

210

44100

1470

308700

20

1,25

220

48400

275

60500

35

6

193

37249

1158

223494

0

1

0

0

0

0

Σ

55,75



5676,5

840915

Вихідна інформація, і розрахунок середнього та ефективного поїзного струму для найбільш завантаженої МПЗ (не розкладений струм поїзда)

Таблиця 3.1

Парне напрямок

dI

ti

Icp

(Icp) 2

Icp * ti

(Icp) 2 * ti

0

4

0

0

0

0

0

16,5

180

32400

2970

534600

60

6,5

210

44100

1365

286650

30

4

255

65025

1020

260100

0

3,25

270

72900

877,5

236925

60

4,75

240

57600

1140

273600

30

3,5

195

38025

682,5

133087,5

50

1,5

205

42025

307,5

63037,5

0

7

230

52900

1610

370300

60

4,25

260

67600

1105

287300

10

0,75

305

93025

228,75

69768,75

Σ

56



11306,25

2515368,75

Таблиця 3.2

Непарна напрямок

dI

ti

Icp

Icp2

Icp * ti

Icp2 * ti

0

19,5

240

57600

4680

1123200

60

1,25

210

44100

262,5

55125

0

15

180

32400

2700

486000

60

2,75

210

44100

577,5

121275

30

1,75

255

65025

446,25

113793,75

0

7,5

270

72900

2025

546750

60

4,5

240

57600

1080

259200

40

2,5

200

40000

500

100000

0

1

0

0

0

0

Σ

55,75



12271,25

2805343,75

Також для струмів фідерів розраховують такі числові характеристики:

Середнє квадратичне відхилення струму фідера

(5)

Коефіцієнт ефективності

(6)

Коефіцієнт варіації

(7)

Результати заносяться в таблиці 4 і 5

Таблиця 4

Числові характеристики поїзного струму фідерів розрахункової ТП та часу ходу по МПЗ

Фідер

Icp

Iе2

δ I

Kv

Повний час ходу

Час ходу під струмом

Ф1

102,76

15222,94

123,38

1,20

68,29

0,66

55,75

54,75

Ф2

117,88

19420,96

139,36

1,18

74,32

0,63

56

52

Ф4

256,94

74825,53

273,54

1,06

93,85

0,37

23,7

21,2

Ф5

159,49

51488,45

226,91

1,42

161,41

1,01

23,71

12,21

Таблиця 5

Числові характеристики струму парного і непарного шляхи найбільш завантаженої МПЗ, час ходи з МПЗ і електроспоживання в зоні

Напрямок

Icp

Iе2

δ I

Kv

Час ходу під струмом

Повний час ходу

Парне

201,90

44917,30

211,94

1,05

64,46

0,32

52

56

Непарна

220,11

50320,1

224,32

1,02

43,25

0,20

54,75

55,75

1.2 Визначення середніх струмів фідерів контактної мережі для розрахункових режимів розрахункової ТП

Середня і ефективне значення поїзного струму фідерів є вихідним для розрахунку навантажень фідерів та підстанцій, для розрахунку втрат потужності та перевірки контактної мережі за рівнем напруги.

Розрахункові режими визначаються процесами нагрівання трансформаторів. Тому нагрівання масла визначається для режиму згущення, тобто для періоду складання нормального графіка руху після вікна.

Постійна часу і обмоток 6 - 8 хв, тому максимальна температура визначається максимальним нагрівом трансформатора, який може виникнути при максимальній пропускній здатності. Пропускна здатність визначається проходженням числа поїздів на добу. При виборі потужності трансформатора розглядаємо три режими:

1. Заданий кількість поїздів

Jзад = Nзад / Nо (8)

No = 1440 / Q o (9)

де No - пропускна здатність,

Q o - мінімальний межпоездной інтервал.

2. Режим згущення

Jсг = Nсг / Nо = 0,9 (10)

3. Режим максимальної пропускної здатності

Jmax = N / Nо = 1 (11)

За середнім і ефективним струмам фідерів розраховують середні та ефективні струми фідерів для Nзад, Nсг і No за наступними формулами які дійсні для однотипних поїздів.

I ф = I ср * n ф * N / No (12)

I фе = (4 * n ф * N * I ге? / 3 * No) + ((n ф - 4 / 3) * n ф * N? * I ср? / No?) (13)

Де

nф = t / Q o - найбільше число поїздів в МПЗ

t - час ходу поїзда

N - кількість поїздів добу

Результати розрахунків числових характеристик для трьох режимів заносяться в таблиці 6.7.8.

1. Заданий кількість поїздів

Nзад = 105 пар на добу;

Q о = 8 хв;

No = 1440 / Q о = 1440 / 8 = 180 пар поїздів / добу

Jзад = 105/180 = 0,583

2. Режим згущення

Jсг = Nсг / No = 0,9 Þ Nсг = 0,9 * 180 = 162 пар поїздів.

3. Режим максимальної пропускної здатності

Jmax = Nmax / No = 1 Þ Nmax = 1 * 180 = 180 пар поїздів.

Розрахунок струмів фідерів:

1. Заданий режим

Таблиця 6

Числові характеристики струмів ФКС розрахункової ТП при заданому режимі

Фідер

Iфе2

Iфе

Ке

δ I

Kv

Ф2

7,0

479,1

291083

539,5

1,13

248,08

0,52

Ф1

7,0

415,8

222059

471,2

1,13

221,74

0,53

Ф5

3,0

279,1

163417

404,2

1,45

292,44

1,05

Ф4

3,0

449,6

286916

535,6

1,19

291,16

0,65

2.Режим згущення

Таблиця 7

Числові характеристики струмів ФКС розрахункової ТП в режимі згущення

Фідер

Iфе2

Iфе

Ке

δ I

Kv

Ф2

7,0

739,2

604747

777,7

1,05

241,44

0,33

Ф1

7,0

641,5

459809

678,1

1,06

219,83

0,34

Ф5

3,0

430,6

288375

537,0

1,25

320,85

0,75

Ф4

3,0

693,7

536747

732,6

1,06

235,52

0,34

3. Максимальний режим

Таблиця 8

Числові характеристики струмів ФКС розрахункової ТП при максимальному режимі

Фідер

Iфе2

Iфе

Ке

δ I

Kv

Ф2

7,0

821,4

726555

852,4

1,04

227,86

0,28

Ф1

7,0

712,7

552023

743,0

1,04

209,81

0,29

Ф5

3,0

478,5

333135

577,2

1,21

322,81

0,67

Ф4

3,0

770,8

629395

793,3

1,03

187,69

0,24

1.3 Визначення середніх і ефективних струмів плечей харчування розрахункової ТП

I | = Ib = I ф 1 + I ф 2 (14)

I | | = Ia = I ф 5 + I ф 4 (15)

Квадрати ефективних струмів плечей харчування

I | ге? = Ib ге? = I |? + (I ф1е? - I ф1?) + (I ф2е? - I ф2?) (16)

I | | ге? = Ia ге? = I | | + (I ф 4 ге? - I ф 4?) + (I ф 5 ге? - I ф 5?) (17)

Таблиця 9

Середні та ефективні значення струмів плечей харчування

Режим

Плечі харчування

Iср, А

I ² фе, А ²

Iфе, А

Ке

δ I

K v

Поставлене 0,583

I

728,7

641719

801

1,10

332,7

0,46


II

894,9

971142

985

1,10

412,7

0,46

Згущення 0,9

I

1124,4

1370795

1171

1,04

326,5

0,29


II

1380,7

2064749

1437

1,04

398,0

0,29

макс. 1

I

1249,3

1656687

1287

1,03

309,7

0,25


II

1534,1

2492899

1579

1,03

373,4

0,24

1.4 Визначення розрахункових струмів трансформатора. Еквівалентний ефективний струм по нагріванню олії

Нагрівання масла в трифазному трансформаторі визначається втратами в обмотках трьох фаз. Еквівалентний ефективний струм по нагріванню масла визначається для умови нормального графіка руху і для режиму згущення

I екв е. 2 = (1 / 9) * (2 * (I2 | е. + I2 | | е.) + I | * I | |) (18)

Для перевірки температури обмотки повинен бути знайдений ефективний струм обмотки при максимальних і заданих розмірах руху:

I про 2 | е = (1 / 9) * (4 * I2 | е. + I2 | | е. + 2 * I | е * I | | е.) (19)

I про 2 | | е = (1 / 9) * (4 * I2 | | е. + I2 | е. + 2 * I | е * I | | е.) (20)

I про 2 | | | е = (1 / 9) * (I2 | е. + I2 | | е. - I | е * I | | е.) (21)

З трьох струмів вибирають максимальний.

Таблиця 10

Режим

Заданий

Згущення

Максимальний

Еквівалентний ефективний струм по нагріванню масла (Iекв Е2)

430870,6

935943,1

1135080,34

Iекв е.

656,4

967,4

1065,40

Ефективний струм обмотки (Iоб12)

568541,9

1212598,11

1464900,7

Ефективний струм обмотки (Iоб22)

678349,7

1443916,11

1743637,9

Ефективний струм обмотки (Iоб32)

91492,3

194757,44

235261,9

Iоб1

754

1101,18

1210,3

Iоб2

823,61

1201,63

1320,5

Iоб3

302,47

441,31

485

Максимальний струм обмотки (Iоб)

823,61

1201,63

1320,5


1.5 Розрахунок трансформаторної потужності

1.5.1 Основний розрахунок

Для розрахунку трансформаторної потужності вибирається базовий

Sн = 2 x 40 = 80 МВА; Sр.расч = 10 МВА.

Потужність тяги

Sнт = Sн / Ку - Sр.расч, (22)

де Ку = 0.97 - участь районної навантаження

Номінальний тяговий струм обмотки трансформатора:

I1нт = Sнт / (3 * Uш) (23)

де Uш = 27.5 кВ

Кратність навантаження по обмотках трансформатора

1. Для заданої кількості поїздів

Ко = Кз = Iео / I1нт (24)

де Iео - еквівалентний струм обмотки по нагріванню масла для заданого режиму.

2. Для режиму згущення

КСГ = Iесг / I1нт (25)

де Iесг - еквівалентний струм обмотки по нагріванню масла для режиму згущення.

3. Для максимального режиму

Кmax = Iеmax / I1нт (26)

Якщо Кmax ³ 1.5, то треба вибирати наступний за шкалою більш потужний трансформатор.

Потужність трансформатора вибирають за середньої інтенсивності відносного зносу виткової ізоляції і перевіряють за максимальній температурі найбільш нагрітої точки обмотки і верхніх шарів масла.

Середня інтенсивність зносу ізоляції обмотки трансформатора на добу з наданням вікна

F1 = Aсг * Lобmax * Lмсг * Твос / 24 (27)

АСГ = е-a (q інтб - q охлс) (28)

де q інтб - температура найбільш нагрітої точки, при якій термін служби трансформатора умовно прийнятий рівним 1, q інтб = 98 ° С;

q охлс - температура навколишнього середовища в період відновлення нормального руху, задається в залежності від району;

a = 0.115 - коефіцієнт, що визначає швидкість старіння ізоляції

Lобmax = Jсг * е a (а * Кmax? + B) (29)

Lмсг = Jсг * е a (q ((1 - h) * КСГ? + Ко?) + H) (30)

h = е - (Твос - to) / t (31)

a, b, q, h - постійні у виразах, апроксимуючі залежності різниці температур обмотка - масло і олію - навколишнє середовище (вони рівні: a = 17.7; b = 5.3; q = 39.7; h = 15.3 ° C);

to - середній час ходу поїзда основного типу по фідерної зоні;

t = 3ч - теплова постійна часу масла.

За отриманою інтенсивності зносу виробляють перерахунок номінального струму, тобто знаходиться такий струм, при якому відносна інтенсивність зносу буде номінальною.

(32)

де:

- Тривалість весняне річного періоду

Вибір потужності трансформатора по струму Iном занижує потужність не більш ніж на 8%, тому необхідна розрахункова потужність лежить у межах [Smin; Smax]

Smin = Ку * (3 * Iном * Uш + Sр.расч) (33)

Smax = Ку * (3 * К * Iном * Uш + Sр.расч) (34)

де Ку = 0.97; К = 1.08

Sн = 2 χ 40 МВА

Потужність тяги

Sнт = 80 / 0,97 - 10 = 72,5 МВА

Номінальний тяговий струм обмотки трансформатора:

I1нт = 72,5 * 1000 / (3 * 27,5) = 878,8 А

1. Для заданої кількості поїздів

Ко = Кз = 656,4 / 878,8 = 0,747

2. Для режиму згущення

КСГ = 967,4 / 878,8 = 1,101

3. Для максимального режиму

Кmax = 1065,4 / 878,8 = 1,212

АСГ = е - 0,115 (98 - 30) = 0,000402

Lобmax = 0,9 * е 0,115 (17,7 * 1,212? + 5,3) = 164,41

h = е - (3 - (56 +55,75) / 2 * 60) / 3 = 0,774

Lмсг = 0.9 * е 0.115 (39,7 ((1 - 0,774) * 1,101? + 0,747?) + 15.3 = 259,26

F1 = 0,000402 * 164,41 * 259,26 * 3 / 24 = 2,1419

За отриманою інтенсивності зносу зробимо перерахування номінального струму, тобто знаходимо такий струм, при якому відносна інтенсивність зносу буде номінальною.

nвл = 230 днів

nсг = (2 / 3) * 230 = 153,33

Smin = 0,97 * (3 * 929 * 27,5 + 10 * 1000) = 84043,2 кВА

Smax = 0,97 * (3 * 929 * 1,08 * 27,5 +10 * 1000) = 89990,7 кВА

=> Sн = 80 МВА

Висновок: Так як Sн = 80 МВА не потрапляє в інтервал Smin <Sн <Smax то робимо уточнений розрахунок.

1.5.2 Уточнення розрахунку потужності трансформатора

Коефіцієнт, враховує знос ізоляції обмотки за рахунок нагріву масла в період нормального графіка

Lмо = е a (q * Ко? + H) (35)

Значення середньорічного зносу знаходять за формулою:

(36)

де nвл - число діб в весняно-літній період;

nсг - число діб з наданням вікна, можна прийняти = 2 / 3 * nвл;

Тн = 21 - Твос - to;

Ао = е-a (q Інтс - q охло).

За новим значенням F за формулою (32) знову проводиться розрахунок номінального струму і знаходиться нове значення Iоном. За каталогом вибирається потужність найближча - більша, ніж:

Sрасч1 = Ку * (3 * Iоном * Uш + Sр.расч) (37)

або

Sрасч2 = 3 * Iоном * Uш (38)

Тн = 21 - 3 - (56 +55,75) / (2 * 60) = 17,1 години

Ао = е - 0,115 * (98 - 15) = 0,00007

Lмо = е 0,115 * (39,7 * 0,747? + 15,3) = 74,2

Sрасч 1 = 0,97 * (3 * 864 * 27,5 +10 * 1000) = 78841,6 кВА

Sрасч 2 = 3 * 864 * 27,5 = 71280 кВА

Вибираємо потужність трансформаторатора згідно з умовою Sн> max (Sрасч1; Sрасч2) отримуємо Sн = 80 МВА

Висновок: потужність тягової підстанції 2 * 40 МВА

1.5.3 Перевірка трансформаторів по максимальному току, максимально допустимому току і максимально допустимим температур обмотки й масла

а) Максимальний струм для режим а згущення

I2нт = (SНОМ / Ку-Sр.расч) / (3 * Uш) (39)

коефіцієнт згущення

КСГ = Iесг / Iнт <1.5

б) Перевірка по температурі масла

q МСГ = q охлс + (q / I2нт?) * (Iое? * h + (1 - h) * Iсг?) + h <95 ° С (40)

в) Перевірка за максимальною допустимій температурі обмотки

q Інтс = q МСГ + а * (Iеmax? / I2нт?) + b <140 ° С (41)

де Iеmax - ефективний струм обмотки для максимального режиму

I2нт - для двох трансформаторів

г) У нормальних умовах задані розміри руху повинні бути забезпечені при роботі одного трансформатора

q мо = q охлс + (q / I1нт?) * Iео? + h <95 ° С (42)

q ІНТО = q мо + а * (Iеmax? / I1нт?) + b <140 ° С (43)

де Iеmax - ефективний максимальний струм обмотки для заданого режиму;

I1нт - струм, відповідної потужності, яка може бути використана для тяги при роботі одного трансформатора.

а) Максимальний струм для режиму згущення

Iнт = (80000 / 0,97 -10000) / (3 * 27,5) = 878,5 А

коефіцієнт згущення КСГ = 967,4 / 878,5 = 1,1 <1.5 умова виконується

б) Перевірка по температурі масла

q МСГ = 30 + (39,7 / 878,5?) * (430870,6 * 0,774 + (1 - 0,774) * 935943,1) + 15,3 = 73,3 ° С

73,3 ° С <95 ° С

в) Перевірка за максимальною допустимій температурі обмотки

q Інтс = 73,3 + 17,7 * (1320,5? / 878,5?) + 5,3 = 118,6 ° С

118,6 ° С <140 ° С

г) У нормальних умовах задані розміри руху повинні бути забезпечені при роботі одного трансформатора

Iнт = (40000 / 0,97 -10000) / (3 * 27,5) = 484,8 А

q мо = 30 + 39,7 * 430870,6 / 484,8? + 15,3 = 92,3 ° С

92,3 ° С <95 ° С

q ІНТО = 92,3 + 17,7 * (823,6? / 484,8?) + 5,3 = 133,6 ° С

133,6 ° С <140 ° С

Висновок: Трансформатори по максимальному току, максимально допустимому току і максимально допустимим температур обмотки й масла проходять.

2. Визначення економічного перетину контактної мережі однієї МПЗ для роздільної та вузловий схем живлення

Загальний витрата енергії за парними і непарними шляхи:

Wт = Iср * Uш * t * Nр (44)

де Nр = N / КНД = 105 / 1,15 = 92пар/суткі;

tч = 56,00 хв = 0,933 години

tтч = 52,00 хв = 0,867 години;

tнч = 55,75 хв = 0,929 години;

tтнч = 54,75 хв 0,913 години

tт - сумарний час споживання енергії всіма поїздами Nр, що проходять за період Т фідерні зону.

Тпер = 8 хв = 0,133 години.

Питомі втрати:

Для роздільного схеми живлення:

(45)

Для вузловий схеми живлення:

Загальний витрата енергії:

Wт = Wтч + Wтнч

Економічне перетин проводів у мідному еквіваленті:

(47)

де: ке = 0,018 руб / кВт * год - вартість електроенергії.

Для роздільного схеми живлення:

Wтч = 201,9 · 27,5 · 0,867 · 92 = 402608,8 кВт * год

Wтнч = 220,1 · 27,5 · 0,913 · 92 = 462 188 кВт * год

Для вузловий схеми живлення:

No = 1440 / 8 = 180 пар поїздів

Wт = 402608,8 +462188 = 864796,8 кВт * год

За результатами розрахунків вибираємо підвіску M-120 + МФ-100 + А-185

F = 120 +100 +185 / 1,7 = 328,8 мм2

2.1 Перевірка контактної мережі по нагріванню

Для підвіски M-120 + МФ-100 + А-185 допустимий струм 1270 А, його потрібно порівняти з ефективними струмами фідерів контактної мережі при режимі максимальної пропускної здатності.

Iф1 = 743 А Iф4 = 793,2 А

Iф2 = 852,4 А Iф5 = 577,2 А

Висновок: підвіска M-120 + МФ-100 + А-185 по нагріванню проходить.

2.2 Річні втрати електроенергії в контактній мережі для роздільної та вузловий схеми живлення

Значення втрат енергії за:

D Wгод = Во * I * Rа (51)

де l - довжина зони, км l = 46 км

Rа - активний опір підвіски М-120 + МФ-100 + А-185 = 0,055 Ом / км

D Wгч = 504491,7 · 46.0, 055 = 1276364 кВт * год / рік

D Wгнеч = 650123,7 · 46 0,055 = 1644813 кВт * год / рік

D Wгразд = 1276364 +1644813 = 2921177 кВт * год / рік

D Wгузл = 2034271,4 · 46.0, 055 / 2 = 2573353,3 кВт * год / рік

3. Техніко-економічний розрахунок в порівнянні з роздільним і вузловий схем живлення

Наведені щорічні витрати:

Спр = Е * К + D А (52)

де Е = Ен + Еа + Ео

Ен = 0,12 - нормативний коефіцієнт ефективності;

Еакс = 0,046 - амортизаційні відрахування на к / с;

Ео = 0,03 - витрати на обслуговування;

Еапс = 0,055 - амортизаційні відрахування на ПС;

D А - вартість втрат електроенергії в рік;

D А = D Wгод * Ке (53)

де Ке = 0,018 руб / кВт * год - вартість електроенергії;

Спрразд = (Ен + Еакс + Ео) * ККС + D А; (54)

Спрузл = (Ен + Еакс + Ео) * ККС + (Ен + Еапс + Ео) * Кпс + D А; (55)

Кпс = 22000 руб.

ККС = 13000 · 46 = 598 тис руб

Спрузл <Спрразд

Кузл> Кразд

Термін окупності:

Т = (Кузл - Кразд) / (Спрразд - Спрузл) <8 років; (56)

D Аразд = 2921177 · 0,018 = 52581,2 крб.

D Аузл = 2573353,3 · 0,018 = 46320,4 крб.

Спрразд = (0,12 + 0,046 + 0,03) · 598000 + 52581,2 = 169789,2 руб

Спрузл = (0,12 +0,046 +0,03) · 598000 + (0,12 +0,055 +0,03) · 22000 +46320,4 = 168038,4 руб

Т = 22000 / (2 * 169789,2-2 * 168038,4) = 6,3 року <8 років.

Висновок: варіант з вузловою схемою живлення більш вигідний, хоча капіталовкладення більше ніж у роздільної, але щорічні наведені витрати менші. Значить, приймаємо вузлову схему живлення. Термін окупності 6,3 року <8 років.

4. Розрахунок середнього рівня напруги в контактній мережі до розрахункового поїзда на умовному лімітуючим перегоні

Умовний перегін знаходиться в середині МПЗ, якщо в середині струми маленькі, то умовний перегін переміщують у зону з великими струмами. У межах умовного перегону виділяється блок-ділянку, рівний 1 / 3 довжини умовного перегону. Швидкість поїзда залежить від випрямленої напруги, яка пропорційна середньому за напівперіод напрузі змінного струму. Тому в першу чергу цікавлять саме ці значення напруги і втрат напруги.

Рис. 2. Схема умовного лімітує перегону і блок ділянки.

L1-відстань від ТП1 до лімітує перегону;

L1 *- відстань від ТП1 до блок ділянки;

L2-відстань від ТП2 до лімітує перегону;

L2 *- відстань від ТП2 до блок ділянки;

Lk-довжина лімітує перегону;

Lбу-довжина блок ділянки;

Lок-відстань від ТП1 до розрахункового поїзда;

L-довжина МПЗ.

Розрахунок втрат напруги тягової мережі і випрямлених струмів, наведених до напруги контактної мережі.

Втрати напруги в тягової мережі:

D Uс = D Uк + D Uр (57)

де D Uк - втрати напруги в контактній мережі до розрахункового поїзда;

D Uр - втрата напруги в рейках до розрахункового поїзда.

Розрахунок ведеться як і при постійному струмі, тому треба привести опір контактної мережі і рейок до постійного струму.

Zкс = 0,136 Ом / км - приведений опір контактної мережі для підвіски M-120 + МФ-100 + А-185

(58)

де U = 25000 В;

Wkqд - витрата енергії на рух розрахункового поїзди типу q, на к-ом перегоні в руховому режимі;

tkqд - час споживання струму поїзди типу q, на к-ом перегоні в руховому редіме;

Wq = I * t * U - витрата енергії поїздами по всій зоні;

m = t / qo - кількість поїздів у зоні;

(59)

де - Витрата енергії на рух поїздів типу q з фідерної зоні, по шляхах ç і çç;

; (60)

Знаходимо втрати напруги на ТП:

(61)

де kеф 0,97 - коефіцієнт ефективності, що вводиться для переходу від випрямлених струмів до діючих.

Опір трансформатора і зовнішній мережі:

Хвт = Uk * Uш? * 10 / Sн + U? * 1000 / Sкз (62)

j - кут зсуву між струмом і напругою, дорівнює 370.

Iпmax = (Iаmax + Iвmax) / 2 (63)

де Iаmax, Iвmax - навантаження плечей визначаються при N = No

Iпmax - середній випрямлений струм підстанції при максимальних розмірах руху.

Середній рівень напруги у ЕПС:

U = 0.9 * 27 500 - D Uc - D Uni (64)

По знайденому значенню напруги можна відкоригувати мінімальний межпоездной інтервал і перегінну пропускну здатність:

(65)

де Zе = 12 Ом - опір ЕПС

I - середній випрямлений струм електровоза за tе, наведений до напруги.

Пропускна здатність:

No '= 1440 / Т'пер (66)

Крім того, необхідно знайти середнє значення напруги за час ходу поїзда по блок-ділянці, що при розмежуванні поїздів блок-ділянками одно Тпер / 3

D Uбу = D Uk + D Uр (67)

Uбу = 27500 - 1,11 * (D Uбу + D Uni) (68)

де 1,11 - коефіцієнт для переходу до втрати діючої напруги

Uбу ³ 21кВ;

L1 *= 21,9 км. L2 *= 21,6 км. Lк = 7,5 км. Lок = 23 км.

L1 = 20,7 км. L2 = 17,8 км. LБ = 2,5 км. L = 46 км.

Розрахунок:

Середній рівень напруги в поїзда на умовному перегоні:

tч = 56 хв = 0,933 години

tтч = 52 хв = 0,867 години;

tнч = 55,75 хв = 0,929 години;

tтнч = 54,75 хв 0,913 години;

T0 = ​​0,13 години;

m2 = tч / То = 0,913 / 0,13 = 6 поїздів

Wkgd = 0,13 * 200 * 25 = 650 кВт * год

Wg | = 0.867 * 201,9 * 25 = 4376,2 кВт * год

Wg1I = 220,1 * 0,913 * 25 = 5023,8 кВт * год

D Uбу = 1011,5 +2365,7 = 3377,2 У

Xвт = 10,5 * 10 * 27,52 / (1000 * 80) +27,52 / 700 = 1,711 Ом

Uср = 0,9 * 27500 - 3377,2 - 2911,9 = 21401,1 У

Перерахуємо межпоездной інтервал

Iср = 220 А tе = 8 хв

No '= 1440 / 10,1 = 143 пари поїздів на добу.

N = 1440 / 8 = 180 пар поїздів на добу.

Середній рівень напруги в поїзда на блок-ділянці:

tч = 7,25 хв = 0,13 години

tтч = 7,25 хв = 0,13 години;

tнч = 7,4 хв = 0,133 години;

tтнч = 7,2 хв 0,13 години;

T0 = 0,13 години; m2 = tч / То = 0,13 / 0,13 = 1 поїзд

Wkgd = 0,03 * 200 * 25 = 150 кВт * год

Wg1 = 220 * 0,13 * 25 = 715 кВт * год

WgI1 = 180 * 0,13 * 25 = 585 кВт * год

D Uбу = 196,942 +221,472 = 418,413 У

Uср = 27500 - 1,11 * (418,13 +2368,4) = 24516,49 В> 21кВ

Висновок: напруга на блок-ділянці задовольняє умові за мінімальним рівнем напруги в тяговій мережі, так як більше 21кВ. Пропускна здатність не зміниться і становить 180 пар поїздів на добу.

5. Розрахунок мінімальних струмів короткого замикання і максимальних робочих струмів для двох схем живлення. Вибір схеми захисту контактної мережі розрахункового ділянки від короткого замикання

5.1 Струм короткого замикання може бути визначений:


Iкз = Uнк Ö (2 * Uнк2 * (100000/Sкз + Uk * 103/Sн) * 10-2 + X * lкз) 2 + (ra * lкз) 2

де Uнк = 25 кВ;

lкз - відстань від ТП до короткого замикання

X і ra - індуктивний і активну опору одного кілометра тягової мережі, Ом / км.

Максимальний струм фідера визначається в припущенні, що струм фідера складає суму струму рушання одного ЕРС і віднесеного до цього фідера середніх струмів інших ЕПС.

При роздільному харчуванні:

Iфmax = Iтр + (nф1 - 1) * I1 (70)

При вузловій схемі живлення:

Iфmax = Iтр + (nф1 - 1) * I1 / 2 + nф2 * I2 / 2 (71)

де nф1, nф2 - максимальне число ЕПС, яке може знаходиться в фідерної зоні парного і непарного шляхів.

I1, I2 - середні значення розкладених поїзних струмів.

Уставки захисту повинні відповідати умовам для ПЛ 80;

Iтр = 446 кз = 1,2

кв = 0,9 кч = 1,5

Iу> кз * Iфmax / кв, кч * Iу <Ikmin (72)

1. Розрахунок для роздільного схеми живлення:

Zтс = 0,094 + j0, 287 Ом / км

Iкз = 25000 Ö (2 * 252 * (1 / 700 +10,5 / (80 * 1000)) * 10-2 +0,287 * 46) 2 + (0,094 * 46) 2 = 1419,6 А

Iфmaxч = 446 + (8-1) * 201,9 = 1859,3 А

Iфmaxнеч = 446 + (8 - 1) · 220,1 = 1986,7 А

Iуст = 1986,7 · 1,2 / 0,9 = 2804,8 А

Iуст = 2804,8 · 1,5 = 4207,2 А

4207,2> 1419,6

Умова не виконується, максимального струмового захисту не достатньо. Необхідно забезпечити схему електронної захистом фідера.

2. Розрахунок для вузловий схеми живлення:

Iкз = 25000 Ö (2 * 252 * (1 / 700 +10,5 / 80000) * 10-2 +0,287 * 46 / 2) 2 + (0,094 * 46 / 2) 2 = 2338,4 А

Iфmaxч = 446 + (8-1) * 201,9 / 2 +8 * 220,1 / 2 = 2033,1 А

Iфmaxнеч = 446 + (8 - 1) * 220,1 / 2 +8 * 201,9 / 2 = 2024 А

Iуст = 2033,1 * 1,2 / 0,9 = 2870,3 А

кч * Iуст = 2870,3 * 1,5 = 4305,5 А <2338,4 А умова не виконується максимального струмового захисту не достатньо. Необхідно забезпечити схему електронної захистом фідера.

5.2 Розрахунок уставок електронного захисту фідера ТП

1-й ступінь захисту - ненаправленная дистанційна захист є основною і відключає без витягів часу в межах 80-85% зони. При к.з. поруч з шинами підстанції передбачено автоматичний переклад 1-го ступеня захисту в режим ТО. Цей переклад обумовлений зниженням напруги на шинах ТП до певного рівня.

2-й ступінь захисту - спрямована захист з витримкою часу 0,5 сек. Вона резервує 1-у сходинку захисту. У 2-го ступеня використовується фазовий орган, який обмежує характеристику спрацьовування реле в заданому діапазоні.

Розрахунок утавок електронного захисту:

Визначення опору ТП:

Zп = 2 * (Uн2 / Sкз + Uk * Uн2 / (100 * Sн))

Опір спрацьовування 1-го ступеня захисту:

Zсрi = Котс * Zвхi

де Котс = 0,8 - коефіцієнт відбудови;

Zвхi - вхідні опори в кінці зони, що захищається;

Zвх = Z1 * l

Z1 - опір одного шляху 2-х путнього ділянки.

Вибране опір Zсрi перевіряється на селективність по відношенню до струмів навантаження:

Zсз £ кв * Zнmin / к

де Zнmin - мінімальний опір навантаження;

Zнmin = Uрmin / Iнmax

де кв = 0,9; кн = 1,2; Uрmin = 25 кВ

При зниженні напруги на шинах ТП ненаправленная дистанційна захист переводиться в режим ТО.

Напруга перекладу:

Uсзуто = Ukmin / кн

де Ukmin - мінімальна напруга при к.з. в кінці лінії;

Ukmin = Umin * Z е * I / (Z п + Z2 * I)

Umin = 0.9 * 27 500 = 24 750 В;

де Z2 - опір двоколійної ділянки при з'єднанні контактних підвісок.

Струм спрацьовування відсічення:

Iсзуто = кн * Iкзmax

де Iкзmax - максимальний струм к.з. протікає через фідер;

I кз max = Umax / (Z п + Z1 * I)

Umax = 1.05 * 27 500 = 28 875 В;

Вибране значення Iсзуто перевіряється:

Iсзуто ³ кн * Iнmax / кв

Опір спрацьовування спрямованої дистанційної захисту (2-а)

Zсз | | = кч * Zкзmax

де Zкзmax - максимальний опір при к.з. на шинах суміжної підстанції;

Zкзmax = 2 * (Z2 * Ica + Z1 * Iсв)

Розрахунок виконуємо тільки для роздільного схеми живлення:

Визначимо опір ТП і нвешней мережі:

Zп = 2 * (252/700 + 10,5 * 252 / (100 * 80) = 3,43 Ом

Z1 = Z2 = Ö 0.0942 + 0.2872 = 0.302 Ом

Zвх = 0,302 * 46 = 13,89 Ом

Опір спрацьовування 1-го ступеня захисту:

Zcp1 = 0.8 * 13,89 = 11,11 Ом

Zнmin = 25000 / 1986,7 = 12,58 Ом

11,11 <0,9 * 12,58 / 1.2 = 9,44 Ом

Напруга перекладу в ТО:

Мінімальна напруга при короткому замиканні в кінці лінії:

Uнmin = 0.9 (27500 * 0.302 * 46) / 2 * (3,43 + 0.302 * 46) = 8284,2 У

Uсзуто = 8284,2 / 1,2 = 6903,5 У

Струм спрацьовування струмового відсічення:

Мінімальний струм короткого замикання в кінці лінії:

Iкзmax = 1,05 * 27500 / 3,43 + 0.302 * 46 = 2782,9 А

Iсзуто = 1,2 * 2782,9 = 3339,5 А

Перевіряємо струм спрацьовування захисту на селективність

3339,5 А> 1,2 * 2033,1 / 0,9 = 2710,8 А умова виконується.

Опір спрацьовування 2-го ступеня захисту.

Максимальний опір к.з. на шинах суміжної підстанції:

Zкзmax = 2 * (0.302 * 46 + 0.302 * 46) = 55,72 Ом

Zсз = 55,72 * 1,5 = 83,59 Ом

Висновок: електронний захист ФКС повністю задовольняє умовам нормальної роботи, тому що вона надійно відбудована від мінімального опору навантаження і максимальних струмів навантаження фідерів для вузловий схеми.

6. Розрахунок реактивного електроспоживання розрахункової ТП, потужність установки паралельної компенсації і її параметри

Рис. 3. Схема включення КУ на ТП

Q = U * I * sin (37 °) P = U * I * cos (37 °)

Q | = 27.5 * 728,7 * sin (37 °) = 12059,9 кВАр

Q | | = 27.5 * 894.9 * sin (37 °) = 14810,5 кВАр

P | = 27.5 * 728,7 * cos (37 °) = 16004,1 кВт

P | | = 27.5 * 894.9 * cos (37 °) = 19654,2 кВт

Визначення економічного значення реактивної потужності:

tg (j е) = 0,25

Qе = tg (j е) * Q

| = 0,25 * 12059,9 = 3015 кВАр

| | = 0,25 * 14810,5 = 3702,6 кВАр

Потужність, що підлягає компенсації:

Qку = Q - Qе

Qку | = 12059,9-3015 = 9044,9 кВАр

Qку | | = 14810,5-3702,6 = 11107,9 кВАр

Орієнтовне значення встановленої потужності КБ:

Qуст = Qку / kg kg = 0.5 коефіцієнт корисного використання

Qуст | = 9044,9 / 0,5 = 18089,8 кВАр

Qуст | | = 11107,9 / 0,5 = 22215,8 кВАр

Кількість послідовних:

М = (Uтс / Uкн) * 1,1 * 1,05 * 1,15 * 1,15

1,1 - коефіцієнт, що враховує номінальний розкид;

Uкн - номінальна напруга 1-го конденсатора = 1,05 кВ;

1,15 - коефіцієнт, що враховує збільшення напруги на КБ від індуктивності захисного реактора;

1,15 - коефіцієнт, що враховує додатковий нагрів конденсаторів струмами зовнішніх гармонік і сонячної радіації

М = 27500 / 1050 * 1,1 * 1,05 * 1,15 * 1,15 = 40 шт

Потужність однієї послідовної ланцюга:

Q1уст = 40 * (50, 60, 75, 125) = 2000, 2400, 3000, 5000 кВАр

Кількість паралельних гілок в КБ:

N = Qуст / (Qкн * М)


1-е плече

2-е плече

50

N = 18089,8 / 2000 = 9,045 = 10 шт

N = 22215,8 / 2000 = 12 шт

60

N = 18089,8 / 2400 = 8 шт

N = 6381,08 / 2400 = 10 шт

75

N = 18089,8 / 3000 = 7 шт

N = 6381,08 / 3000 = 8 шт

125

N = 18089,8 / 5000 = 4 шт

N = 6381,08 / 5000 = 5 шт


125 N = 4 шт

125 N = 5 шт

Для 1-го плеча харчування: КС - 1,05 - 125

Для 2-го плеча харчування: КС - 1,05 - 125

Параметри КБ

Iкн = Qкн / Uкн

Хкн = Uкн2 / Qкн

СКН = 1000000 / (2 * p * f * Хкн)

ХКБ = Хкн * М / N

СКБ = СКН * N / M

Iкн = 125000 / 1050 = 119 А

Хкн = 10502 / 125000 = 8,82 Ом

СКН = 1000000 / (2 * p * 50 * 8,82) = 360,9 мкф

ХКБ = 8,82 * 40 / 4 = 88,2 Ом

СКБ = 360,9 * 4 / 40 = 36,1 мкФ

Iкн = 125000 / 1050 = 119 А

Хкн = 10502 / 125000 = 8,82 Ом

СКН = 1000000 / (2 * p * 50 * 8,82) = 360,9 мкф

ХКБ = 8,82 * 40 / 5 = 70,56 Ом

СКБ = 360,9 * 5 / 40 = 45,1 мкФ

Індуктивність реактора:

Lр = 109 / ((2 * p * 130) 2 * СКБ)

Lрср = (Lр1 + Lр2) / 2

Lр1 = 109 / ((2 * p * 130) 2 * 36,1) = 41,5 мгн

Lр2 = 109 / ((2 * p * 135) 2 * 36,1) = 38,5 мгн

Lрср = (38,5 +41,5) / 2 = 40 мгн

Lр1 = 109 / ((2 * p * 130) 2 * 45,1) = 33,2 мгн

Lр2 = 109 / ((2 * p * 135) 2 * 45,1) = 30,8 мгн

Lрср = (30,8 +33,2) / 2 = 32 мгн

Параметри КУ:

ХЗР = 2 * p * f * Lзр

ГКУ = ХКБ - ХЗР

Iку = Uтс / ГКУ

Qп = Uтс2 / ГКУ

Qуст = Qкб * М * N

ХЗР = 2 * p * 50 * 40 = 16,8 Ом

ГКУ = 88,2 - 16,8 = 71,4 Ом

Iку = 27500 / 71,4 = 385,2 А

Qп = 27,52 / 71,4 = 10,6 МВАр

Qуст = 125 * 40 * 4 / 1000 = 20 МВАр

ХЗР = 2 * p * 50 * 107,5 = 28,6 Ом

ГКУ = 70,56 - 16,8 = 41,96 Ом

Iку = 27500 / 41,96 = 655,4 А

Qп = 27,52 / 41,96 = 18 МВАр

Qуст = 125 * 40 * 5 / 1000 = 25 МВАр

kq = Qп / Qуст

Iікб = Iкб * N

кі = Iікб / Iку

Uакб = М * Uкн

Uкб = Iікб * ХКБ

kq = 10,6 / 20 = 0,53

Iікб = 119 * 4 = 476 А

кі = 476/385, 2 = 1,236

Uакб = 40 * 1050 = 42000 У

Uкб = 476 * 88,20 = 41983,2 У

kq = 18/25 = 0,72

Iікб = 119 * 5 = 595 А

кі = 595 / 655,4 = 0,908

Uакб = 40 * 1050 = 42000 У

Uкб = 595 * 70,56 = 41983,2 У

Коефіцієнт випробування КБ:

Збільшення напруги в точках включення

Хсум = Uтс2 / Sкз + Uтс / (100 * Sн)

Хсум = 27,52 / 700 + 10,5 * 27,5 / (100 * 80) = 1,15 Ом

D U = Iікб * Хсум

D U1 = 476 * 1,15 = 547,4 В

D U2 = 595 * 1,15 = 684,3 В

Визначення вартості активної та реактивної енергії за рік:

Wр = (16004,1 +19654,2) * 8760 = 312366708 кВт * год

ср = 0,08 руб / кВт * год

Ср = 312366708 * 0,08 = 23739869,8 руб.

Wq = (12059,9 +14810,5) * 8760 = 235384704 кВАр * год

cq = 0,08 * 0,1 = 0,008 руб / кВт * год

Cq = 235384704 * 0,008 = 1788923,8 руб

Cqк = (9044,9 +11107,9) * 0,95 * 8760 * 0,008 = 1341692,8 руб

Висновок

У даному курсовому проекті був зроблений розрахунок системи електропостачання електрифікованих залізниць. У результаті розрахунку системи тягового електропостачання отримано таке:

- Потужність тягової підстанції склала 80 МВА;

- Кількість трансформаторів на тягових підстанціях - 2;

- Визначено економічний опір проводів контактної мережі для роздільної та вузловий схем живлення, де запропоновано варіант вузловий схеми живлення тому термін окупності вузловий схеми менше 8 років;

- Зроблений розрахунок середнього рівня напруги контактної мережі, де не виконується умова мінімальної напруги. Пропускна здатність зменшується до 143 пар поїздів на добу;

- Обрана релейний і електронний захист ФКС;

- Розраховано реактивне електроспоживання тягової підстанції;

- Вибрана установка паралельної компенсації та її параметри.

Список літератури

  1. Марквардт К.Г. «Електропостачання електрифікованих залізниць. М.: Транспорт, 1982.

  2. Довідник з електропостачання залізниць. Т. 1. М.: Транспорт, 1980. 256с.

  3. Тер-Оганов Е. В. Методичні вказівки по визначенню трансформаторної потужності тягових підстанцій. М.: ВЗІІТ, 1980.

  4. Завдання на курсовий проект з методичними вказівками «Електропостачання електричних залізниць» Москва - 1990 р.

53


Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Транспорт | Курсова
289.9кб. | скачати


Схожі роботи:
Проектування основних параметрів системи тягового електропостачання
Розрахунок показників надійності найпростішої системи електропостачання імовірнісними методами
Електропостачання залізничного підприємства автоматизація уч та електроенергії
Електропостачання залізничного підприємства застосування аутсорсингу в електропостачанні нетягових
Реформування залізничного транспорту Росії
Інвестиції в розвиток залізничного транспорту
Розміщення залізничного транспорту України
Роль залізничного транспорту в економіці Росії
Раціональне використання земель залізничного транспорту
© Усі права захищені
написати до нас