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 Qе | = 0,25 * 12059,9 = 3015 кВАр Qе | | = 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 Марквардт К.Г. «Електропостачання електрифікованих залізниць. М.: Транспорт, 1982. Довідник з електропостачання залізниць. Т. 1. М.: Транспорт, 1980. 256с. Тер-Оганов Е. В. Методичні вказівки по визначенню трансформаторної потужності тягових підстанцій. М.: ВЗІІТ, 1980. Завдання на курсовий проект з методичними вказівками «Електропостачання електричних залізниць» Москва - 1990 р.
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
|