Максимальное число поездов на фидерной зоне определяется по формуле

,                                   (3.21)

.

Квадрат эффективного тока фидера при поездах определяется по формуле

                               (3.22)

где  наибольший средний ток фидера, который определяется путем сравнения по табл.4;

 дисперсия тока фидера при движении одного поезда;

 наибольший эффективный ток фидера, который определяется по табл.4.

Дисперсия тока фидера при движении одного поезда определяется по формуле

,                        (3.23)

;

.

3.2.7. Определение максимального тока фидера

Так как в данном курсовом проекте < 2, то максимальное значение тока фидера определяется по формуле

                                                  1,5 ,                                     (3.24)

где - максимальный ток поезда берется по кривым потребляемого тока четного или нечетного поезда.

.

3.2.8. Определение средней потери напряжения до поезда

Средняя потеря напряжения до поезда определяется по формуле

,             (3.25)

где  средняя потеря напряжения от одного поезда, берется по данным табл.4.

                                                        ,                                          (3.26)

.

Расчет потерь напряжения выполняется для поездов четного и нечетного направлений.

;

.

3.2.9. Определение средних потерь мощности в контактной сети

Средние потери мощности в контактной сети определяются по формуле

  ,         (3.27)

.

Результаты расчетов приведены в табл. 6.

Таблица 6 - Результаты расчета электрических величин

Величина	Методы и варианты
	Метод сечения графика движения поездов		Аналитический метод
	Обозначение величины	Значение величины	Обозначение величины	Значение величины
Среднее число поездов, одновременно находящихся на зоне питания	-	-		2.4
Средний ток поезда, А		243.6		243.6
		116.4		116.6
				180
Среднеквадратичный ток поезда, А		65227		65227
		15741.9		15741.9
				40634.5
Среднеквадратичный ток наиболее загруженного фидера, А		111.1		205.8
Максимальный ток фидера, А		111.1		506.25
Средний ток тяговой подстанции Б, А		77.15		216
Среднеквадратичный ток тяговой подстанции Б, А		96.18		275.6
Средняя потеря напряжения до поезда, В		92.7		150.5
		106.6		162.6
		99.65		156.55
Средняя потеря мощности в тяговой сети, кВт		76		101.7

4. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ

К основному оборудованию тяговых подстанций постоянного тока относятся выпрямительные агрегаты, преобразовательные (тяговые) и понизительные трансформаторы.

4.1. Определение числа и мощности понизительных трансформаторов

Мощность понизительного трансформатора определяется по формуле

,                                  (4.1)

где мощность на тягу;

   мощность районной нагрузки, принимаемая в пределах до 0,25 мощности на тягу;

 коэффициент, учитывающий разновременность максимумов тяги и районной нагрузки, принимаемый равным 0,97.

                          (4.2)

где  - эффективные токи соответственно более и менее нагруженного плеча.

Подставив численные значения, получим:

Вт.

Мощность районной нагрузки принимаем 0,25 от мощности на тягу.

Вт.

Выбираем для подстанции трансформатор ТДТНЭ-25000/110-69, параметры которого приведены табл. 7.

Таблица 7 - Основные параметры трехфазного трехобмоточного трансформатора ТДТНЭ-25000/110-69

Число понизительных трансформаторов определяется формулой:

,                                              (4.3)

где S_пт,н - номинальная мощность трансформатора;

к_пер - коэффициент перегрузки трансформатора, допускаемый        

                техническими условиями .

 тр-ра.

    Согласно правилам устройства системы тягового электроснабжения железных дорог бесперебойность питания нагрузок на подстанциях переменного тока напряжением 25 обеспечивается установкой не менее 2х трансформаторов. Число понизительных трансформаторов без учёта резерва n_пт=2. Резервный трансформатор выбран того же типа, что и основной.  

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И ВЫБОР УСТАВОК ТОКОВЫХ ЗАЩИТ

В тяговых сетях существует опасность того, что токи короткого замыкания могут быть соизмеримы с максимальными рабочими токами, поэтому необходимо рассчитать минимальные токи короткого замыкания для двух точек – на посту секционирования и на шинах соседней подстанции.

Расчет токов короткого замыкания производится по расчетной схеме рис. 4 и схеме замещения рис. 5

Расчётная схема

Рис. 4.

Схема замещения

    Для точки К1                    Для точки К2

Рис. 5.

Для тяговой сети переменного минимальный ток короткого замыкания в точке К1:

   ,             (5.1)

где U_н - номинальное напряжение тяговой подстанции 27,5 кВ;

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

 l_k - расстояние до точки короткого замыкания, равное при

                расположении поста секционирования посередине L/2.

     S_кз- мощность короткого замыкания на шинах высшего напряжения

                тяговой подстанции;

     n_пт -число параллельно работающих понизительных

                 трансформаторов;

      u_кпт% - напряжение короткого замыкания понизительного

                 трансформатора;

    Подставив численные значения, получим:

 А.

Для точки К2 вычисление полного сопротивления тяговой сети можно принять:

                                             ,                                       

                                              .                                      

Подставив численные значения, получим:

 Ом/км.

 Ом/км.

Минимальный ток короткого замыкания в точке К2:

 А.

При переменном токе первичный ток уставки токовых защит должен удовлетворять условию:

;

При переменном токе первичный ток уставки максимальных токовых защит должен удовлетворять условиям:

 для подстанции,

для поста секционирования.

где кн – коэффициент надежности 1,2 – 1,3

где кч – коэффициент чувствительности не менее 1,5.

.

 .

.

.

Выбираем ток уставки равный 1600 А

Очевидно, что вышеприведённое условие выполняется. Таким образом, для защиты контактной сети одной максимальной токовой защиты достаточно.

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ НА ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЯХ

Потери энергии на тяговой подстанции складываются из потерь энергии в понизительных трансформаторах , тяговых трансформаторах выпрямительных агрегатов , выпрямителях  и вычисляются через потери мощности в названных устройствах.

6.1. Потери мощности в трехобмоточных понизительных трансформаторах

 Потери мощности в трехобмоточных понизительных трансформаторах вычисляются по формуле   

  (6.1)

где DР_хх - потери холостого хода трансформатора при номинальном 

                напряжении, кВт;

 DР_к - потери короткого замыкания при номинальном токе, кВт;

DQ_хх - реактивная мощность намагничивания трансформатора,

                квар, равная ( S_пт * I_хх % ) / 100;

DQ_к - реактивная мощность рассеивания трансформатора, квар,

               равная ( S_пт * u_к% ) / 100;

 к_пп - коэффициент повышения потерь, представляющий затрату

активной мощности на     выработку и передачу одного квара реактивной мощности, принят равным 0,05 кВт/квар в зависимости от удаленности тяговых подстанций от электростанций;

S_пт,н - номинальная мощность трансформатора;

S_пт,э - эффективная мощность нагрузки трансформатора

                рассчитана в главе 4.

Реактивная мощность намагничивания трансформатора:

                                                          (6.2)

кВАр;

Напряжения короткого замыкания:

                                          (6.3)              

Подставив численные значения, получим:

                                                 (6.4)              

Реактивная мощность рассеивания трансформатора:

;                                (6.5)                                  

Подставив численные значения, получим:

 кВАр.

 кВАр.

 кВАр.

Потери мощности между парами обмоток:

.

.

.

Потери мощности короткого замыкания в обмотках:

                                                                                            (6.6)              

Подставив численные значения, получим:

 кВт;

 кВт;

 кВт.

Найдём потери:

Найдем потери энергии:

DW_пт = DР_пт × n_пт × T_пт

где DР_пт- средняя потеря мощности в понизительном

                                  трансформаторе;

n_пт - число параллельно работающих понизительных

                          трансформаторов;

T_пт - время работы в году, принято равным 7000 часов.

Подставив численные значения, получим:

DW_пт=118.97∙2∙7000=1665580 .

7. ПРОВЕРКА ВЫБРАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ГРАНИЧНЫМ УСЛОВИЯМ

После выбора оборудования проводится проверка его по граничным условиям.

7.1  Проверка контактной сети по уровню напряжения

Проверка контактной сети по уровню напряжения производится путем сопоставления фактического напряжения с допустимым по условию

            ,                        (7.1)

где  уровень напряжения на токоприемнике электроподвижного состава, установленный ПТЭ железных дорог равным не менее 21000 В при переменном токе.

(В).

7.2. Проверка сечения контактной подвески по нагреву

Проверка сечения контактной подвески по нагреву производится по условию

                                             ,                             (7.2)

где допустимый ток на контактную подвеску, значения которого приведены в табл. 2;

   наибольший из среднеквадратичных токов фидеров.

7.3. Проверка трансформаторов по перегреву

Проверка трансформаторов по перегреву выполняется по условию:

                                          I_ТП,М  < I_Т,доп                                                             (7.3)

I_ТП,М  - эффективный ток тяговой подстанции при максимальном числе поездов;

I_Т,доп – допустимый ток трансформатора с учетом перегрузки.

    В курсовом проекте трансформатор выбран с учетом перегрузки, поэтому такая проверка уже выполнена.

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ

Определяются приведённые годовые затраты:

                                    Э_прi = С_i + Е_н × К_i,                                                 (8.1)

где С_i-годовые эксплуатационные расходы по варианту;

К_i-капитальные вложения по варианту;    

Е_н-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, принимаемый для электроснабжения равным 0,12 .   

8.1. Размер капиталовложений:

      К = К_тп + К_кс + К_вл + К_всп + К_пп + К_ж,                             (8.2)

где К_тп-стоимость всех тяговых подстанций, тыс. руб.;

К_вл-стоимость присоединений тяговых подстанций к высоковольтным

            линиям электропередачи, длина присоединений принята

            равной 1 км, тыс. руб.;

К_всп- стоимость вспомогательных устройств, тыс. руб.;

К_пп- стоимость подъездных путей ко всем тяговым подстанциям, длинa подъездных путей к каждой подстанции принята равной 1 км, а стоимость 72000тыс. руб. за 1 км;               

К_ж- стоимость жилья; при каждой тяговой подстанции предусмотрено               

строительство жилья, стоимость которого равна 3 млн. руб. на одну подстанцию, a_ж=2,0 %.

Расчёт капитальных вложений в вышеперечисленные элементы системы электроснабжения удобно представить в виде таблицы (см. табл. 8.).

Таблица 8 - Капитальные затраты системы электроснабжения

8.2. Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы определяются по формуле:

              (8.3)

где С_mn-суммарные расходы на эксплуатацию тяговых подстанций,

    С_m=210 тыс. руб. на одну подстанцию;

    å ( a_i × К_i )-сумма амортизационных отчислений, a_пп=5,5%;

    DW_mn-потери энергии на тяговых подстанциях, кВт×ч;

    DW_mn-потери энергии в тяговой сети, кВт×ч ;

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

  Потери энергии в тяговой сети:

                                                                     (8.4)

Результаты расчёта эксплуатационных расходов приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Капитальные затраты системы электрооборудования

    Расходы на эксплуатацию и на потери электроэнергии сведем в табл. 10 и 11 соответственно.

Таблица 10 - Расчёт расходов на эксплуатацию

Таблица 11 - Расчёт расходов от потерь электроэнергии

Эксплуатационные расходы составили:

тыс. руб.;

Приведённые годовые затраты равны:

 тыс. руб.;

9. СХЕМА ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Для рассчитанной системы электроснабжения разрабатывается принципиальная схема присоединения тяговых подстанций к линиям внешнего электроснабжения. Высоковольтная линия принимается двойной, питающее напряжение принимается равным 110 кВ. Схема внешнего электроснабжения представлена на рис. 6.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовом проекте производился расчёт системы электроснабжения. По заданным данным производился расчёт в результате которого по номограммам было принято расстояние между подстанциями равное 30 км. Выбор сечения контактных подвесок и расстояния меду тяговыми подстанциями производился в части 1. Для определения необходимых электрических величин во второй части курсового проекта был построен график движения поездов. Условием для построения графика послужили данные о количестве пар поездов в сутки (48 поездов) на пятый год эксплуатации и время хода поезда по подстанционной зоне (36 минут). В графике была предусмотрена неравномерность движения поездов по времени суток, а также технологическое «окно». По графику в третей части были определены необходимые электрические величины, на основании которых было выбрано основное оборудование тяговых подстанций. На основании проведённых расчётов составлена схема внешнего электроснабжения, представленная на рис. 6. Схема имеет достаточный резерв для усиления системы тягового электроснабжения в случае возрастании объёма перевозок.   

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

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

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

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

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

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

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

7. Требования к оформлению курсовых и дипломных проектов: учебно-метод. пособие / В. В. Ефимов. – СПб.: ПГУПС, 2010. – 46с.