ВВЕДЕНИЕ
Вся совокупность устройств, начиная от генератора электростанции и кончая тяговой сетью, составляет систему электроснабжения электрифицированных железных дорог. От этой системы питаются электрической энергией, помимо собственно электрической тяги (электровозы и электропоезда), также все нетяговые железнодорожные потребители и потребители прилегающих районов. Поэтому электрификация железных дорог решает не только транспортную проблему, но и способствует решению важнейшей народнохозяйственной проблемы – электрификации всей страны.
Главные преимущества электрической тяги перед автономной (имеющей генераторы энергии на самом локомотиве) определяются централизованным элекроснабжением и сводятся к следующему:
Производство электрической энергии на крупных электростанциях приводит, как всякое массовое производство, к уменьшению её стоимости, увеличению их к.п.д. и снижению расхода топлива.
На электростанциях могут использоваться любые виды топлива и, в частности, малокалорийные – нетранспортабельные (затраты на транспортировку которых не оправдываются). Электростанции могут сооружаться непосредственно у места добычи топлива, вследствие чего отпадает необходимость в его транспортировке.
Для электрической тяги может использоваться гидроэнергия и энергия атомных электростанций.
При электрической тяге возможна рекуперация (возврат) энергии при электрическом торможении.
При централизованном элетроснабжении потребная для электрической тяги мощность практически не ограничена. Это даёт возможность в отдельные периоды потреблять такие мощности, которые невозможно обеспечить на автономных локомотивах, что позволяет реализовать, например, значительно большие скорости движения на тяжелых подъёмах при больших весах поездов.
Электрический локомотив (электровоз или элктровагон) в отличие от автономных локомотивов не имеет собственных генераторов энергии. Поэтому он дешевле и надёжнее автономного локомотива.
На электрическом локомотиве нет частей, работающих при высоких температурах и с возвратно-поступательным движением (как на паровозе, тепловозе, газотурбовозе), что определяет уменьшение расходов на ремонт локомотива.
Преимущества электрической тяги, создаваемые централизованным электроснабжением, для своей реализации требуют сооружения специальной системы электроснабжения, затраты на которую, как правило значительно превышают затраты на электроподвижной состав. Надёжность работы электрифицированных дорог зависит от надёжности работы системы электроснабжения. Поэтому вопросы надёжности и экономичности работы системы электроснабжения существенно влияют на надёжность и экономичность всей железной дороги в целом.
РЕФЕРАТ
В данном курсовом проекте произведён расчёт системы электроснабжения электрической железной дороги, а именно 2-х путного участка, электрифицированного на однофазном токе промышленной частоты. Определена мощность и количество тяговых трансформаторов одной ТП, определено экономическое сечение проводов контактной сети, рассчитаны годовые потери в контактной сети, для раздельной и узловой схемы, произведен технико-экономический расчет для сравнения схем. произведен расчет среднего уровня напряжения в контактной сети, рассчитаны минимальные токи короткого замыкания и выбрана защита расчетного участка от тока короткого замыкания, а также рассчитано реактивное электpопотpебление расчетной тяговой подстанции, мощность установки параллельной компенсации и её параметры.
ЗАДАНИЕ
Определить мощность тяговой подстанции, выбрать мощность и количество тяговых трансформаторов
Определить экономическое сечение проводов контактной сети межподстанционной зоны для раздельной и узловой схемы питания
Рассчитать годовые потери электрической энергии в контактной сети для этих схем
4. Провести проверку выбранного сечения проводов контактной сети по нагреву
Провести технико-экономический расчет для сравнения раздельной и узловой схем питания
Для схемы раздельного питания произвести расчет среднего уровня напряжения в контактной сети до расчетного поезда на условном перегоне и блок участке при максимальном использовании пропускной способности
Рассчитать перегонную пропускную способность с учетом уровня напряжения
Рассчитать минимальный ток к.з. и максимальные рабочие токи двух схем питания, выбрать схемы защит контактной сети от коротких замыканий
Составить принципиальную схему питания и секционирования контактной сети расчетного участка
Рассчитать реактивное электpопотpебление расчетной тяговой подстанции, мощность установки параллельной компенсации и ее параметры
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Схема участка с упрощенными тяговыми расчетами
Типы тяговых подстанций II и III;
Расположение тяговых подстанций:
ТП №1 L1 = 18 км;
ТП №2 L2 = 62 км;
Тип дороги – магистральная;
Число путей — 2
Тип рельсов — P65
Размеры движения:
Число пар поездов в сутки: 75
Минимальный межпоездной интервал θo = 10 мин;
Твх = 3 ч;
Номинальное напряжение тяговых подстанций Uн = 27.5 кВ;
Продолжительность периода повышенной интенсивности движения:
Tвос=1,7 часа;
Трансформаторная мощность районных потребителей S =5 МВ×А;
Мощность короткого замыкания на вводах подстанции Sкз = 700 МВ×А;
Эквивалентная температура в весенне-летний период и температура в период повышенной интенсивности движения после окна: θc = 25ºС; θo = 15ºС;
Длительность весенне — летнего периода nвл = 230 суток;
Амортизационные отчисления:
а) Контактная сеть ак = 4,6 %;
б) Посты секционирования ап= 5,5 %;
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ И КОЛИЧЕСТВА ТЯГОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1 Определение средних и эффективных значений тока поезда, фидеров контактной сети тяговой подстанции
а) строим зависимость тока поезда от времени и расстояния In(l),In(t);
б) располагаем тяговые подстанции;
в) строим векторные диаграммы напряжений тяговых подстанций
г) определяем поездные токи на каждом километре в четном и нечетном направлении по зависимости поездного тока от расстояния In(l)
Методика расчета токов фидеров контактной сети:
Для одностороннего питания ток поезда полностью равен току фидера: Iф = Iп. Для двухстороннего питания ток поезда распределяется между фидерами смежных подстанций обратно пропорционально расстояниям:
/>
/>(1)--PAGE_BREAK--
Рис.1
Кривые поездного тока раскладываем по фидерам смежных подстанций четного и нечетного пути по формулам (1) для схемы раздельного питания пути и заносим в таблицу 1.
По данным таблицы 1 строим кривые токов фидеров расчетной тяговой подстанции Iф(l), разложенная кривая поездного тока. По разложенной кривой поездного тока определяем средние и эффективные токи фидеров контактной сети и другие числовые характеристики расчетной тяговой подстанции. Также выбираем самую загруженную межподстанционную зону, и производим расчет средних и эффективных токов четного и нечетного пути.
Таблица 1. Поездной ток по километрам четного и нечетного пути и фидеров тяговых подстанций
Расстояние
от ТП, км
Iнечет
Поезда, А
Iчет
поезда, А
ТП1
ТП2
Iф1, А
Iф2, А
Iф5, А
Iф4, А
Iф1, А
Iф2, А
Iф5, А
Iф4, А
120
120
1
280
280
2
160
320
160
320
3
180
280
180
280
4
180
330
180
330
5
180
330
180
330
6
180
330
180
330
7 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
200
150
150
200
79
200
150
150
200
80
200
150
150
200
Методика расчета:
Кривая разложенного и неразложенного тока разделяется на отрезки 40-60 А.
Определяются средние токи отрезков />и />.
Определяется время движения на этом участке, ti
Определяется произведение/>[А×мин], />[А²×мин].
По сумме этих произведений определяется средний ток и значение квадрата тока.
/>, А (2)
/>, А (3)
/>, А (4)
где Iсрi – среднее значение тока за рассматриваемый промежуток времени ti;
t – время хода поезда по фидерной зоне;
Результаты расчетов по формулам (2), (3) и (4) заносим в таблицы 2 и 3.
Таблица 2.1. Исходная информация и расчёт среднего и эффективного поездного тока фидера №2 расчётной тяговой подстанции
Iф2
D I,A
ti
Iср
Iср²
Iср*t
Iсp²*t
0-120
120-160
1,2
140
19600
168
23520
160-220
7,05
190
36100
1339,5
254505
220-280
3,35
250
62500
837,5
209375
280-330
13,4
305
93025
4087
1246535
S
25
6432
1733935
/>А;
/>А2;
/>А. продолжение
--PAGE_BREAK--
Таблица 2.2. Исходная информация и расчёт среднего и эффективного поездного тока фидера №1 расчётной тяговой подстанции
Iф1
D I,A
ti
Iср
Iср²
Iср×t
Iсp²×t
120-160
0,6
140
19600
84
11760
160-200
17,4
180
32400
3132
563760
200-240
3,0
220
48400
660
145200
240-270
1,5
255
65025
382,5
97537
S
22,5
4258,5
818257,5
/>А;
/>А2;
/>А.
Таблица 2.3. Исходная информация и расчёт среднего и эффективного поездного тока фидера №5 расчётной тяговой подстанции
Iф5
D I,A
ti
Iср
Iср²
Iср×t
Iсp²×t
0-60
11,3
30
900
339
10170
60-100
9,7
80
6400
776
62080
90-100
4,6
95
9025
437
41515
100-136
10,8
118
13924
1274,4
150379,2
100-160
12
130
16900
1560
202800
160-220
3,5
190
36100
665
126350
220-270
2
245
60025 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
0,18
макс.
gmax =1
I
741,6
586498
766
1,03
191,1
0,26
II
838,4
705378
840
1,00
49,6
0,06
1.4 Определение расчетных токов трансформатора. Эквивалентный эффективный ток по нагреву масла
Нагрев масла в трёхфазном трансформаторе будет определяться потерями в обмотках трёх фаз, которые при несимметричной нагрузке будут неодинаковы. Эквивалентный эффективный ток по нагреву масла определяем при заданных размерах движения, режима сгущения и для режима максимальной пропускной способности по формуле:
/>, А2; (16)
Для проверки температуры обмотки должен быть найден эффективный ток обмотки при максимальных и заданных размерах движения:
/>, А2; (17)
/>, А2; (18)
/>, А2; (19)
Из трех токов выбираем максимальный.
Заданный режим
Используя выражение (16) получим:
/>А2;
/>А;
Согласно формулам (17), (18) и (19) получим:
/>А2;
/>А2; />А2;
За расчётный ток принимаем ток второй обмотки, так как он имеет наибольшее значение: />А.
Режим сгущения:
Используя выражение (16) получим:
/>А2;
/>А;
Согласно формулам (17), (18) и (19) получим:
/>А2;
/>А2; />А2;
За расчётный ток принимаем ток второй обмотки, так как он имеет наибольшее значение: />А.
3. Максимальный режим
Используя выражение (16) получим:
/>А2;
/>А;
Согласно формулам (17), (18) и (19) получим:
/>А2
/>А2; />А2;
За расчётный ток принимаем ток второй обмотки, так как он имеет наибольшее значение: />А.
1.5 Расчет мощности трансформатора
1.5.1 Основной расчет
Для расчета трансформаторной мощности выбираем по каталогу мощность трансформаторов Sн по каталогу в качестве базовой Sн= 2 x 40 =80 МВА;
Мощность трансформаторов, необходимую для питания тяги определим по формуле:
/>, МВ×А (20)
где Kу= 0.97 – коэффициент участия в максимуме районной нагрузки.
Sp.pасч – мощность районных потребителей; согласно исходным данным:
Sp.pасч = 10 МВА;
Мощность тяги
Используя выражение (20) получим:
/>МВ×А.
По мощности Sнт определим соответствующий ей номинальный ток для двух трансформаторов:
/>, А (21) продолжение
--PAGE_BREAK--
где Uш – напряжение на шинах тяговой подстанции Uш = 27.5 кВ;
Согласно выражению (21) будем иметь:
/>А.
Кратность нагрузки по обмоткам трансформатора
1. Для заданного количества поездов
/>; (22)
где Iэо — эквивалентный ток обмотки по нагреву масла для заданного режима, А; Используя выражение (22) получим:
/>;
2. Для режима сгущения
/>; (23)
где Iэсг — эквивалентный ток обмотки по нагреву масла для режима сгущения, А;
Используя выражение (23) получим:
/>;
Для максимального режима
/>, А (24)
Если Kmax³ 1,5, то надо выбирать следующий по шкале более мощный трансформатор.
Используя выражение (24) получим:
/>;
Мощность трансформатора выбираем по средней интенсивности относительного износа витковой изоляции и проверяем по максимальной температуре наиболее нагретой точки обмотки и верхних слоев масла.
Средняя интенсивность износа изоляции обмотки трансформатора в сутки предоставления окна:
/>, (25)
где
/>. (26)
где Qинтб — температура наиболее нагретой точки, при которой срок службы трансформатора условно принят за единицу,
Qинтб =980С;
Qохлс — температура окружающей среды в период восстановления нормального движения, задается в зависимости от района; согласно исходным данным Qохлс = =300С
α = 0.115 — коэффициент, определяющий скорость старения изоляции;
итак, />
/>; (27)
/>; (28)
В выражении (28)
/>. (29)
В выражениях (27), (28) и (29):
a, b, g, h — постоянные в выражениях, аппроксимирующие зависимости разности температур обмотка-масло и масло — окружающая среда(они равны: a = 17,7; b = 5,3; g = 39,7; h = 15,3ºC);
to — среднее время хода поезда основного типа по фидерной зоне; to = (48.65+45.3)/120 = 0.78 часа;
τ = 3ч — тепловая постоянная времени масла.
Используя выражение (29) получим:
/>;
Согласно выражениям (27) и (28) получим:
/>;
/>
Используя выражение (25) получим:
/>
Так как F1
Если F1>1, то полученной интенсивности износа F1 производится пересчёт номинального тока, то есть находится такой ток, при котором относительная интенсивность износа будет номинальной по формуле:
/>, (30)
где nсг – число суток с предоставлением окон за год;
nсг =/>суток.
Выбор мощности трансформатора по току Ioном (в предположении, что износ изоляции обмотки происходит только в период восстановления нормального движения после окна) занижает мощность не более чем на 8%, поэтому необходимая расчетная мощность лежит в пределах [Smin и Smax], которые определяются по формулам:
Smin= Kу×( 3×Iном×Uш+ Sp.pасч); (31)
Smax= Kу×( 3×K×Iном×Uш+ Sp.pасч); (32)
где Kу = 0,97; K = 1,08.
Используя выражения (31) и (32) получим:
Smin = Kу×( 3× I0ном×Uш + Sp.pасч) = 0.97×(3×878.8×27.5 + 10×103) = 80025.97 кВА;
Smax= Kу ×( 3×K×I0ном ×Uш + Sp.pасч) = 0.97×(3×878.8×1.08×27.5 + 10×103) = 85652.05 кВА;
1.5.2 Уточнённый расчета мощности трансформатора
Коэффициент, учитывающий износ изоляции обмотки за счет нагрева масла в период нормального графика: продолжение
--PAGE_BREAK--
/>;
Более точное значение среднегодового износа находят по формуле:
/>, ( 33)
где nвл – число суток в весенне-летний период;
nсг – число суток с предоставлением окон;
/>= 21-2.5 –0.78 = 17.72 часа;
/>, (34)
где Qохл0 – эквивалентная температура в весенне-летний период; согласно исходным данным Qохл0 = 200С;
Согласно выражению (34) получим:
/>;
Используя выражение (33) будем иметь:
/>=/>0.00314;
Используя выражение (30) произведём пересчёт номинального тока:
/>= 286.8 А.
Расчётная мощность
Sрасч = Kу×( 3× Ioном×Uш + Sp.pасч) = 0.97×(3×286.8×27.5 + 10×103) = 32649.9 кВА :
или
Sрасч = 3× Ioном×Uш = 3×286.8×27.5 = 23659.7 кВА
Вывод: выбранные трансформаторы по мощности проходят.
1.5.3 Проверка трансформаторов по максимальному току, максимально допустимому току и максимально допустимым температурам обмотки и масла
Ток, соответствующий располагаемой мощности для тяги определим по формуле:
/>, А (35)
Используя выражение (35) получим:
/>А.
Коэффициент сгущения:
/>
Максимальную температуру масла определим по формуле:
/>
Используя выражение (36) получим:
/>0С
Максимальная температура обмотки:
/>
Согласно выражению (37) будем иметь:
/>
В нормальных условиях заданные размеры движения должны быть обеспечены при работе одного трансформатора
/>95 0С; (38)
/>140 0С; (39)
где I1нт – ток, соответствующий мощности, которая может быть использована для тяги при работе одного трансформатора, который определяется по формуле (21),
где Sнт 40 МВА.
/>А.
Согласно выражению (38) получим:
/>0С £ 950 С ;
Используя выражение (39) получим:
/>/>0С £ 1400 С;
Вывод:
Трансформаторы по максимальному току, максимально допустимому току и максимально допустимым температурам обмотки и масла проходят.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ КОНТАКТНОЙ СЕТИ ОДНОЙ МЕЖПОДСТАНЦИОННОЙ ЗОНЫ ДЛЯ РАЗДЕЛЬНОЙ И УЗЛОВОЙ СХЕМ ПИТАНИЯ
Для раздельной схемы питания:
Общее сечение проводов контактной сети в медном эквиваленте:
/>мм2, (40)
где В0 – годовые удельные потери в проводах контактной сети рассматриваемой фидерной зоны, кВт×ч/Ом×год
Энергию потерь по четному и нечетному пути определим по формуле:
Wт = Iср× Uш× t × Np; (41)
где Np = N / kнд = 100 / 1,15 = 87 пар/сутки;
Uш= 25 кВ;
t – время хода поезда в режиме тяги; tт.чет = 47.15/60 = 0.79 часа;
tт.нечет = 45.3/60 = 0.76 часа;
Iср – средний ток поезда, А.
Согласно выражению (41) получим:
для чётного пути:
Wт.ч = Iср× Uш× t × Np =215.8×25×0.79×87=370798.35 кВт×ч;
для нечётного пути: продолжение
--PAGE_BREAK--
Wт.неч = Iср× Uш× t × Np = 204.4×25×0.76×87=337873.2 кВт×ч.
Годовые удельные потери в проводах контактной сети определим по формуле:
/>, кВт×ч/Ом×год. (42)
где /> — напряжение контактной сети, кВ (/>=25 кВ);
Tпер = 8 мин = 8/60 = 0.13 часа.
t – полное время хода поезда по фидерной зоне, час. tт.чет = 48.65/60 = 0.811 часа; tт.нечет = 45.3/60 = 0.76 часа;
Используя выражение (42) получим:
для чётного пути:
/>451664.59 кВт×ч/Ом×год.
Используя выражение (40) получим:
/>мм2.
для нечётного пути:
/>382042.92 кВт×ч/Ом×год.
Используя выражение (40) получим:
/>284.32 мм2.
Для узловой схемы питания:
Общее сечение проводов контактной сети в медном эквиваленте:
/>мм2, (43)
Общий расход энергии определим по формуле:
Wт = Wтч + Wтнч; (44)
Согласно выражению (44) получим:
Wт = Wтч + Wтнч =370798.35 + 337873.2 = 708671.55 кВт×ч.
Годовые удельные потери в проводах контактной сети определим по формуле:
/>(45)
Используя выражение (45) получим:
/>
Экономическое сечение проводов контактной сети по (43):
/>мм2.
По результатам расчетов выбираем подвеску М120 + МФ100 + А185; для этой подвески сечение:
F = 120+100+/>=328.82 мм²;
3. ПРОВЕРКА КОНТАКТНОЙ СЕТИ ПО НАГРЕВУ
Для подвески М120 + МФ100 + А185 допустимый ток 1230 А, его нужно сравнить с эффективными токами фидеров контактной сети при режиме максимальной пропускной способности
Iфэ1 = 263,0 А
Iфэ5 = 424,5 А
Вывод: подвеска М120 + МФ100 + А185 по нагреву проходит.
4. ГОДОВЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В КОНТАКТНОЙ СЕТИ ДЛЯ РАЗДЕЛЬНОЙ И УЗЛОВОЙ СХЕМЫ ПИТАНИЯ
Значение потерь энергии определим по формуле:
DWгод = Вo× l × ra; (45)
где l — длина зоны, км; l =40км;
ra — активное сопротивление подвески; для подвески М120 + МФ100 + А185;
ra =0,055 Ом/км;
Согласно выражению (45) получим:
DWг.ч = 451664.59 × 40 × 0,055 = 993662.1 кВт×ч/год;
DWг.неч = 382042.92 × 40 × 0,055 = 840494.42 кВт×ч/год;
DWг.узл = 1443932.86 × 40 × 0,094 / 2 = 1588326.15 кВт×ч/год;
DWг.разд = 993662.1 +840494.42 = 1834156.52 кВт×ч/год;
5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПО СРАВНЕНИЮ С РАЗДЕЛЬНОЙ И УЗЛОВОЙ СХЕМ ПИТАНИЯ
Приведённые ежегодные расходы определим по формуле:
Спр = Е × K + DА; (46)
Е = Ен + Еa + Еo;
где Ен = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности;
Еак.с. = 0,046 — амортизационные отчисления на контактную сеть;
Еo = 0,03 — затраты на обслуживание;
Еап.с. = 0,055 — амортизационные отчисления на пост секционирования;
DА — стоимость потерь электроэнергии в год;
DА = DWгод× Kэ, руб; (47)
где Кэ = 0,09 руб/кВт×ч — стоимость электроэнергии;
для раздельной схемы питания:
Спр.разд = ( Ен + Еак.с. + Еo ) × Kкс + DА, руб;
Kкс = 13000 × 40 = 520000 руб;
ΔAразд = 1834156.52 × 0,09 = 165074,09 руб;
Cпр.разд = (0,12 + 0,046 + 0,03) × 520000 + 165074.09 = 266994.09 руб; продолжение
--PAGE_BREAK--
для узловой схемы питания
Спр.узл = ( Ен + Еак.с. + Еo ) × Kк.с. + ( Ен + Еап.с.+ Е0) × Kп.с. + DА, руб;
Kп.с. = 22000 руб;
ΔAузл = 1588326.15 × 0,09 =142949.35 руб;
Cпр.узл=(0,12+0,046+0,03)×520000+(0,12+0,055+0,03)×22000+142949.35 =249379.35 руб; Спр.узл = 249379.35 руб
Кузл =22000 руб > Кразд =0 руб;
Срок окупаемости:
/>8 лет; (48)
Используя выражение (48) получим:
/>8 лет;
Вывод: вариант с узловой схемой наиболее выгоден, так как капиталовложения больше чем у раздельной, но ежегодные приведённые затраты меньше.
Срок окупаемости 1.25
6. РАСЧЕТ СРЕДНЕГО УРОВНЯ НАПРЯЖЕНИЯ В КОНТАКТНОЙ СЕТИ ДО РАСЧЕТНОГО ПОЕЗДА НА УСЛОВНОМ ЛИМИТИРУЮЩЕМ ПЕРЕГОНЕ И БЛОК — УЧАСТКЕ ПРИ ПОЛНОМ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ
6.1 Расчет среднего уровня напряжения в контактной сети до расчетного поезда на условном лимитирующем перегоне
Условный перегон находится в середине межподстанционной зоны, если в середине токи маленькие, то условный перегон перемещают в зону с большими токами. В пределах условного перегона выделяется блок участок, равный 1/3 длинны условного перегона. Скорость поезда зависит от выпрямленного напряжения, которое пропорционально среднему за полупериод напряжению переменного тока. Поэтому в первую очередь интересуют именно эти значения напряжения и потерь напряжения.
Расчет потерь напряжения тяговой сети и выпрямленных токов, приведённых к напряжению контактной сети:
Потери напряжения в тяговой сети:
DUc = DUk + DUp; (49)
где D Uk — потери напряжения в контактной сети до расчетного поезда;
D Uр — то же в рельсах;
Расчет ведется аналогично как и при постоянном токе, поэтому надо привести сопротивление контактной сети и рельсов к постоянному току.
Zкс=0,136 Ом/км — приведённое сопротивление контактной сети для подвески М120 + МФ100 + А185.
/>, В (50)
где U = 25000 В;
Wkgд = I × t × U — расход энергии на движение расчетного поезда типа g, на к-ом перегоне в двигательном режиме;
tkgд — время потребления тока поезда типа g, на к-ом перегоне в двигательном режиме;
Wg = I × t × U — расход энергии поездами по всей зоне;
m = t / qo — количество поездов в зоне;
/>(51)
где WgI и WgII-расход энергии на движение поездов типа g по фидерной зоне, по путям I и II;
WgI(II) = II(II)×tI(II) ×U кВт×ч;
Потери напряжения на тяговой подстанции определим по формуле:
DUn = 0,9 × kэф× хвт× />, В (52)
где кэф = 0,97 — коэффициент эффективности, вводимый для перехода от вы прямленных токов к действующим.
хвт -сопротивление трансформатора и внешней сети, равное:
/>, Ом. (53)
где Sн – номинальная мощность подстанции, кВ×А;
uк =10.5 % -напряжение короткого замыкания трансформатора;
Sкз – мощность короткого замыкания на вводах тяговой подстанции, кВ×А;
j — угол сдвига первой гармоники тока относительно напряжения, равен 370.
Iпмax — средний выпрямленный ток подстанции при максимальных размерах движения, равный:
/>, А (54)
где Iamax, Ibmax — нагрузки плеч определяемые при N = No.
Средний уровень напряжения у ЭПС определим, используя выражение:
U = 0,9×27500 — DUc — DUni, кВ; (55)
Средний уровень напряжения у поезда на условном перегоне:
Определим по формуле (49):
tI = 0,76 часа; tkg = 0,13 часа;
tII = 0,79 часа; m = 6 поездов ;
WkgД = 230 × 0,13 × 25 = 747.5 кВт×ч;
WgI = 204.4 × 0,76 × 25 = 3883.6 кВт×ч;
WgII = 215.8 × 0,79 × 25 = 4262.05 кВт×ч;
l1= 25.5 км; l2 = 7.5 км; l0к = 29 км; lк = 2.33 км.
Используя выражение (50) получим:
/>
/>=737.72 В.
Согласно выражению (51) получим: продолжение
--PAGE_BREAK--
Потери напряжения в тяговой сети согласно (49):
DUc = DUk+ DUp = 737.72 + 1546.88= 2284.6 В;
Сопротивление трансформатора и внешней сети определим из выражения (53)
/>, Ом.
Средний выпрямленный ток подстанции при максимальных размерах движения определим по формуле (54):
/>, А;
Потери напряжения на тяговой подстанции определим по формуле (52):
DUn = 0,9 × 0.97 × 1.18 × />=971.12, В
Средний уровень напряжения у поезда на условном перегоне определим, используя выражение (55):
U = 0,9×27500 — DUc — DUni, кВ = 0,9×27500 – 2284.6 – 971.12 = 21494.28 В.
Кроме того, необходимо найти среднее значение напряжения за время хода поезда по блок-участку, что при разграничении поездов блок — участками Тпер/3
Потери напряжения на блок-участке определим по формуле:
DUбу = DUk + DUp; (56)
Средний уровень напряжения на блок-участке определим по формуле:
Uбу = 27500 — 1,11 × (DUбу + DUni); (57)
где 1,11 — коэффициент для перехода к потери действующего напряжения;
Напряжение на блок — участке должно быть не менее 21 кВ; Uбу³21 кВ;
2. Средний уровень напряжения на блок-участке:
tI = 0,76 часа; tkg = 0,043 часа ;
tII = 0,79 часа; m = 6 поездов ;
WkgД = 230 × 0,04 × 25 = 230 кВт×ч;
WgI = 204.4 × 0,76 × 25 = 3883.6 кВт×ч;
WgII = 215.8 × 0,79 × 25 = 4262.05 кВт×ч;
Используя выражение (50) получим:
/>/>=800.91 В.
Согласно выражению (51) получим:
Потери напряжения в тяговой сети согласно (56):
DUбу = DUk + DUp = 800.91+1762 = 2562.91 В;
Потери напряжения на тяговой подстанции определим по формуле (52):
DUn = 0,9 × 0.97 × 1.18 × />=971.12, В
Средний уровень напряжения на блок-участке согласно (57):
Uбу = 27500 — 1,11 × (DUбу + DUni) = 27500 – 1.11×(2562.91+971.12) = 23577.23 В;
Вывод: напряжение на блок-участке удовлетворяет условию по минимальному уровню напряжения в тяговой сети, то есть Uбу > 21кВ
7. РАСЧЁТ ПЕРЕГОННОЙ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ С УЧЕТОМ УРОВНЯ НАПРЯЖЕНИЯ
По найденному значению напряжения можно откорректировать минимальный межпоездной интервал и перегонную пропускную способность:
/>, мин (58)
где Zэ=12 Ом — приведённое сопротивление ЭПС;
I — средний ток электровоза за tэ, приведённый к выпрямленному напряжению
Пропускная способность определится как
/>, (59)
Пересчитаем межпоездной интервал и пропускную способность участка по формуле (58):
Iср = 230 A; tэ = 8 мин;
Тпер = 8 мин; Zэ = 12 мин;
/>мин.
Пропускную способность определим по формуле (59):
/>пара поездов; />пар поездов.
8. РАСЧЁТ МИНИМАЛЬНЫХ ТОКОВ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ И МАКСИМАЛЬНЫХ РАБОЧИХ ТОКОВ ДВУХ СХЕМ ПИТАНИЯ, ВЫБОР СХЕМЫ ЗАЩИТ КОНТАКТНОЙ СЕТИ ОТ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ
8.1 Ток короткого замыкания может быть определён:
/>, А (60)
где Uнк = 25 кВ – номинальное напряжение контактной сети;
lкз — расстояние от тяговой подстанции до места короткого замыкания, км; x и ra — индуктивное и активное сопротивления одного километра тяговой сети, Ом/км;
Максимальный ток фидера определим в предположении что ток фидера составляет сумму тока трогания одного ЭПС и отнесённого к этому фидеру средних токов других ЭПС.
При раздельном питании
Iфmax = Iтр+ (nф1— 1) ×I1 , А; (61)
где Iтр — ток трогания по тяговым расчётам, А;
При узловой схеме питания:
Iфmax = Iтр + (nф1 — 1)× />+ nф2×/>, А; (62) продолжение
--PAGE_BREAK--
где nф1, nф2 — максимальное число ЭПС, которое может находится в фидерной зоне четного и нечетного путей.
I1, I2 — средние значения разложенных поездных токов.
Установки защиты должны удовлетворять условиям для ВЛ 80н;
Iтр= 340 А; кз =1,2;
кв = 0,85; кч =1,5;
/>(63)
1. Расчет для раздельной схемы питания:
Zтс = 0,094 + j×0,287 Oм/км;
Согласно выражению (60) определим минимальный ток короткого замыкания:
/>1473.29 А;
Максимальный ток фидера определим по формуле (61)
Iф max ч = 340 + (6 — 1) × 215.8 = 1419 А;
Iф max неч = 340 + (6 — 1) × 204.4 = 1362 А;
Ток уставки защиты определим по формуле:
/>, А (64)
Согласно выражению (64) получим:
/>А;
Iкmin =1473.29 А
Максимальной токовой защиты не достаточно, необходимо снабдить схему электронной защитой фидера.
2. Расчет для узловой схемы питания
Zтс=(0,094+j×0,287) Ом/км;
Согласно выражению (60) определим минимальный ток короткого замыкания:
/>2279.1 А;
Максимальный ток фидера определим по формуле (62):
Iф max ч = 340 + (6 — 1) × />+ 6 ×/>= 1491.7 А;
Iф max неч = 340 + (6 — 1) × />+ 6 × />= 1497.2 А;
Ток установки защиты определим по формуле (64):
/>А;
Iкmin =2279.1 А
Максимальной токовой защиты не достаточно, необходимо снабдить схему электронной защитой фидера.
8.2 Расчет уставок электронной защиты фидера ТП
Первая ступень защиты — ненаправленная дистанционная защита является основной и отключает без выдержек времени в пределах 80-85% зоны. При коротком замыкании рядом с шинами подстанции предусмотрен автоматический перевод первой ступени защиты в режим токовой отсечки. Этот перевод обусловлен понижением напряжения на шинах тяговой подстанции до определённого уровня. Вторая ступень защиты — направленная защита с выдержкой времени 0,5 сек. Она резервирует первую ступень защиты. Во второй ступени используется фазовый орган, который ограничивает характеристику срабатывания реле в заданном диапазоне.
Расчет установок электронной защиты
Определение сопротивления тяговой подстанции
/>, Ом (65)
Сопротивление срабатывания первой ступени защиты
Zcpi = kотс× Zвхi, Ом; (66)
где kотс = 0,8 — коэффициент отстройки
Zвхi — входные сопротивления в конце защищаемой зоны, Ом;
Zвх = Z1 × l, Ом; (67)
Z1 — сопротивление одного пути двухпутного участка.
Выбранное сопротивление Zсрi проверяется на селективность по отношению к токам нагрузки:
/>(68)
где Zнmin — минимальное сопротивление нагрузки, Ом;
/>Ом; (69)
где кв = 0,9; кн = 1,2; Upmin = 25 кВ;
При понижении напряжения на шинах тяговой подстанции ненаправленная дистанционная защита переводится в режим токовой отсечки.
Напряжение перевода:
/>, В; (70)
где Ukmin — минимальное напряжение при коротком замыкании в конце линии;
/>, В; (71)
Umin = 0,9 × 27500 = 24750 В;
где Z2 — сопротивление двухпутного участка при соединении контактных подвесок, Ом;
Ток срабатывания отсечки:
Iсзуто= кн× Iкзmax; (72)
где Iкзmax — максимальный ток короткого замыкания, протекающий через фидер;
/>, А; (73)
Umax = 1,05 × 27500 = 28875 В;
Выбранное значение Iсзуто проверяется:
/>; (74)
Сопротивление срабатывания направленной дистанционной защиты(вторая ступень)
Zсз|| = kч× Zкзmax; (75)
где Zкзmax — максимальное сопротивление при коротком замыкании на шинах смежной подстанции; продолжение
--PAGE_BREAK--
Zкзmax = 2 × (Z2× lca + Z1× lсв), Ом; (76)
Расчет:
Определяем сопротивление тяговой подстанции и внешней сети по формуле (65) :
/>5.07 Ом;
Z1 =Z2 =/>= 0.302 Ом;
Согласно выражению (67):
Zвх = 0,302 × 20 = 6,04 Ом;
Сопротивление срабатывания первой ступени защиты определим по формуле (66)
Zсзi = 0,8 × 6,04 = 4,832 Ом;
Выбранное сопротивление проверяем на селективность по отношению к токам нагрузки фидера, используя выражение (68)
Минимальное сопротивление определим по формуле (69):
Zнmin = 25000 / 1497.2 = 16,7 Ом;
5,10/>12,525 Ом;
Минимальное напряжение при коротком замыкании в конце линии по формуле(71):
/>В;
Напряжение перевода в токовую отсечку по формуле (70):
Uсзто = 6727.72 / 1,2 = 5606.43 В;
Максимальный ток короткого замыкания в конце линии по формуле (73):
/>А;
Ток срабатывания токовой отсечки по формуле (72):
Iсзуто= кн× Iкзmax = 1.2 × 2599 = 3118.8 А ;
Проверяем ток срабатывания защиты на селективность по отношению к токам нагрузки по формуле (74):
/>
Условие выполняется
Сопротивление срабатывания второй ступени защиты. Максимальное сопротивление короткого замыкания на шинах смежной подстанции определим по формуле (76):
Zкзmax = 2 × (0,302 × 20 + 0,302 × 20) = 24.16 Ом;
Сопротивление срабатывания второй ступени защиты по формуле (75):
Zсз|| = 24,16 × 1,5 = 36,24 Ом;
Вывод: электронная защита фидера контактной сети полностью удовлетворяет условиям нормальной работы, так как она надёжно отстроена от минимального сопротивления нагрузки и максимальных токов нагрузки фидеров для узловой схемы.
/>9. РАСЧЕТ РЕАКТИВНОГО ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ РАСЧЕТНОЙ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ, МОЩНОСТЬ УСТАНОВКИ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ
/>
КОМПЕНСАЦИИ И ЕЁ ПАРАМЕТРЫ
Рис.2. Схема включения компенсирующей установки на тяговой подстанции.
Q = U×I×sin(37º)
P = U×I×cos(37º)
9.1 Определение реактивной мощности плеч питания:
Q| = 27,5 ×412 ×sin(37º) = 6818.56 кВ×Ар;
Q|| = 27,5 ×465.8 ×sin(37º) = 7708.95 кВ×Ар;
9.2 Определение активной мощности плеч питания
P|= 27,5 ×412 ×cos(37º) = 9048.54 кВт;
P||= 27,5 ×465.8 ×cos(37º) = 10230.12 кВт;
9.3. Определение экономического значения реактивной мощности
tg(φэ) = 0,25
Qэ= tg(φэ)×PкВ×Ар
Qэ|= 0,25 ×9048.54 = 2262.135 кВ×Ар;
Qэ||= 0,25 ×10230.12 = 2557.53 кВ×Ар;
9.4 Мощность, подлежащая компенсации
Qку= Q — Qэ
Qку|= 6818.56 – 2262.135 = 4556.425 кВ×Ар
Qку||= 7708.95 – 2557.53 = 5151.42 кВ×Ар;
9.5 Ориентировочное значение установленной мощности КБ
Qуст= Qку / kg;
kg= 0,5;
Qуст|= 2 ×4556.425 = 9112.85 кВ×Ар;
Qуст||= 2 ×5151.42 = 10302.84 кВ×Ар;
9.6 Количество последовательно включенных конденсаторов:
M = [ Uтс/ Uкн] ×1,1 ×1,05 ×1,15 ×1,15 продолжение
--PAGE_BREAK--
где 1,1 — коэффициент, учитывающий номинальный разброс;
Uкн — номинальное напряжение 1-го конденсатора = 1,05 кВ;
1,15 – коэффициент, учитывающий увеличение напряжения на КБ от индуктивности защитного реактора;
1,15 — коэффициент, учитывающий дополнительный нагрев конденсаторов токами внешних гармоник и солнечной радиации;
М = 27500 / 1050 ×1,53 = 40 шт;
9.7 Мощность одной последовательной цепи
Q1уст= 40 ×(50, 60, 75, 125) = 2000, 2400, 3000, 5000 кВ×Ар;
Количество параллельных ветвей в КБ:
N = Qуст/ ( Qкн×M )
I плечо
II плечо
50
60
75
125
N = 9112.85 / 2000 = 4,556 = 5 шт;
N = 9112.85 / 2400 =3.797 = 4 шт;
N = 9112.85 / 3000 =3.038 = 3 шт;
N = 9112.85 / 5000 = 1.823 = 2 шт;
N = 10302,84 / 2000 = 5.151 = 6 шт;
N = 10302,84 / 2400 = 4.293 = 5 шт;
N = 10302,84 / 3000 = 3.434 = 4 шт;
N = 10302,84 / 5000 = 2.061 = 3 шт;
125 N = 2 шт.
50 N = 5 шт.
Для 1-ого плеча питания: КЭК — 1,05 -125
Для 2-ого плеча питания: КЭК — 1,05 -125
9.8 Параметры КБ:
Iкн = Qкн / Uкн;
Xкн = Uкн² / Qкн;
/>;
Хкб = Хкн × М / N;
Cкб = Скн × N / M;
I плечо
II плечо
Iкн= 125000 / 1050 = 119,0 A;
Xкн=1050²/ 125000 = 8,82 Oм;
/>мкФ;
Xкб = 8,82 × 40 / 2 = 176,40 Ом;
Cкб = 360,9 × 2 / 40 = 18,0 мкФ;
Ikн= 75000 / 1050 = 71.43 A;
Xкн=1050² / 75000 = 14.7 Oм;
/>мкФ;
Xкб = 14.7 × 40 / 4 = 147 Ом;
Скб = 147 × 4 / 40 = 14.7 мкФ;
9.9 Индуктивность реактора:
I плечо
II плечо
/>;
LPср = (LP1 + LP2) / 2 ;
/>;
/>мГн;
LРср = (83,3+ 77.2) / 2 = 80,25 мГн;
/>
/>;
/>;
LРср = (101.962+ 94.549) / 2 = 98.255 мГн;
Lзр — 1 — 107 2 — 99 3 — 91 4 — 83 5 — 75
Выбираем один реактор с L = 83мГн и положением ПБВ в 4 ступени: продолжение
--PAGE_BREAK--
/>Гц;
Выбираем один реактор c L =99 мГн и
положением ПБВ в 2 ступени:
/>Гц;
9.10 Параметры КУ:
Xзр = 2×p×f × Lзр
Хку = Хкб — Хзр;
/>;
/>;
Qуст = Qкб× М × N;
I плечо
II плечо
Хзр = 2×π × 50 × 83 / 1000 = 26.08 Ом;
Хку = 176,40 — 26,08 = 150,32 Ом;
Iку = 27500 / 150,32 = 182.94 А;
Qп= 27,5² / 150,32 = 5.03 МВ×Ар;
Qуст = 125 × 40 × 2 / 1000=10 МВ×Ар;
Хзр = 2×π × 50 × 99 / 1000 = 31.1 Ом;
Хку = 147 – 31.1 = 115.9 Ом;
Iку = 27500 / 115.9 = 237.27 А;
Qп= 27,5² / 115,9 = 6.53 МВ×Ар;
Qуст = 50 × 40 × 5 / 1000 =10 МВ×Ар;
9.11 коэффициент использования КБ
kq = Qп / Qуст
Iикб = Iкб× N
kи = Iикб / Iку
Uакб = M × Uкн
Uкб = Iикб× Хкб
I плечо
II плечо
kq = 5.03 / 10 = 0.503;
Iикб = 119.0 × 2 = 238 А;
kи = 238 / 182.94 = 1.3;
Uакб = 40 × 1050 = 42000 В;
Uкб = 238 × 176.40 = 41983.2 В;
kq = 6.53 / 10 = 0.653;
Iикб = 71,43 × 5 = 357.15 А;
kи = 357.15 / 237.27 = 1.5;
Uакб = 40 × 1050 = 42000 В;
Uкб = 357.15 × 147 = 52501.05 В;
9.12 Увеличение напряжения в точках включения
/>, Ом;
/>Ом;
DU = Iикб×Хсум
ΔU| = 238 × 1.15 = 273.7 В;
ΔU|| = 357.15 × 1.15 = 410.72 В;
Определение стоимости активной и реактивной энергии за год
Wp =(9048.5 + 10230.12) × 8760 = 168 880 711.2 кВт×ч;
cp = 0.09 руб/кВт×ч;
Cp = 168 880 711.2 × 0.95 × 0.09 = 14 439 300.81 руб;
Wq = (6818.56 + 7708.95) × 8760 = 127 260 900.0 кВАр;
cq = 0.09 × 0.1 = 0.009 руб/кВт×ч
Cq = 127 260 900.0 × 0.95 × 0.009 = 1 571 382.5 руб
Стоимость реактивной энергии скомпенсированной с помощью установок компенсации:
Сqк = (4556.425 + 5151.42 ) × 0,95 × 8760 × 0,009 = 727 098.17 руб
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Марквардт К.Г. «Электроснабжение электрифицированных ж.д.» М.: «Транспорт»
2. Справочник по электроснабжению железных дорог. М.: " Транспорт" 1980 г.
3. Справочник по электроснабжению железных дорог под редакцией Марквардта К.Г.
4. Задание на курсовой проект с методическими указаниями «Электроснабжение электрических железных дорог», Москва – 1990.