Расчёт системы электроснабжения электрической железной дороги

Таблица 7. Числовые характеристики токов фидеров контактной сети расчётной тяговой подстанции в режиме сгущения

2.     Режим максимальной пропускной способности:

 1 (13)

Nmax = N0 ×1= 180×1 = 180 пар поездов.

Средние и эффективные токи фидеров, определённые по формулам (8) и (9) для режима максимальной пропускной способности занесём в таблицу 8.

Таблица 8. Числовые характеристики токов фидеров контактной сети расчётной тяговой подстанции в режиме максимальной пропускной способности

1.3 Определение средних и эффективных токов плеч питания расчетной тяговой подстанции

После определения средних нагрузок фидеров тяговой подстанции определим нагрузки плеч питания.

Для двухпутного участка будем иметь средние токи плеч:

 (14)

квадраты эффективных токов плеч:

 (15)

Результаты расчётов для трех режимов, полученные по формулам (14) и (15) сведем в таблицу 9.

Таблица 9. Числовые характеристики токов плеч питания расчётной тяговой подстанции

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.

1.     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.

2.     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)

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:

;

3.     Для максимального режима

, А (24)

Если Kmax ³ 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 =980 С;

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<1 , то по полученной интенсивности износа F1 пересчёт номинального тока производить не надо.  

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× I0ном×Uш + Sp.pасч); (31)

Smax= Kу ×( 3×K×I0ном ×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:

;

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 = 200 С;

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:

<1.5;

Максимальную температуру масла определим по формуле:

<950 С; (36)

Используя выражение (36) получим:

0С <95 0С;

Максимальная температура обмотки:

<1400 C; (37)

Согласно выражению (37) будем иметь:

<1400 C;

В нормальных условиях заданные размеры движения должны быть обеспечены при работе одного трансформатора

95 0С; (38)

140 0 С; (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:

0 С £ 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:

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< 1230 А; Iфэ2 = 612,3 А< 1230 A;

Iфэ5 = 424,5 А< 1230 А; Iфэ4 = 320,0 А < 1230 A;

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;

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 < Спр.разд = 266994.09 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 < 8 лет;

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)

1.     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:

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; Uбу ³21 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

Iф max = 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)

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< кч × Iуст = 3004.94 А условие не выполняется

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< кч × Iуст = 3170.54 А; условие не выполняется

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;

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;

5,1012,525 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)×P кВ×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

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 )

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;

9.9 Индуктивность реактора:

9.10 Параметры КУ:

Xзр = 2×p×f × Lзр

Хку = Хкб - Хзр;

;

;

Qуст = Qкб × М × N;

9.11 коэффициент использования КБ

kq = Qп / Qуст

Iикб = Iкб × N

kи = Iикб / Iку        

Uакб = M × Uкн

Uкб = Iикб × Хкб

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.

Страницы: 1, 2, 3