Учебная работа. Проектирование тяговой подстанции переменного тока

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Проектирование тяговой подстанции переменного тока

Федеральное агентство жд транспорта

Иркутский муниципальный институт путей сообщения

Факультет: Электротехнический Кафедра: ЭЖТ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: Тяговые и трансформаторные подстанции

«Проектирование тяговой подстанции переменного тока»

Выполнил:

Каргапольцев А.А.

ЭНС-01-02-1-1-104

Проверил:

Пузина Е. Ю.

ИРКУТСК 2009

Содержание

Введение

1. Начальные данные

2. Составление однолинейной схемы основных электронных соединений тяговой подстанции

3. Выбор оборудования подстанции

3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

3.2 Выбор токоведущих частей и электронной аппаратуры распределительных устройств

3.2.1 Выбор оборудования ОРУ 110 кВ.

3.2.2 Выбор оборудования ОРУ 35 кВ.

3.2.3 Выбор оборудования РУ 10 кВ.

3.2.4 Выбор оборудования РУ 3,3 кВ.

4. Определение токов К.З. на подстанции

4.1 Составление схемы замещения

4.2 Определение расчетных сопротивлений схемы замещения

4.3 Определение тока К.З. в точке К1

4.4 Определение тока К.З. в точке К2

4.5 Определение тока К.З. в точке К3

4.6 Определение тока К.З. на шинах неизменного тока 3,3 кВ, (в точке К4)

5. Проверка оборудования тяговой подстанции по условиям недлинного замыкания

5.1 Расчетный термический импульс на шинах 3,3 кВ подстанции

5.2 Проверка шин РУ-3,3 кВ.

5.3 Проверка быстродействующих выключателей неизменного тока.

6. Выбор сглаживающего устройства

7. Выбор аккумуляторной батареи

8 . Расчет защитного заземляющего устройства

9. Финансовая часть проекта

9.1 Стоимость опорной тяговой подстанции

9.2 Годичные эксплуатационные расходы

9.3 Определение себестоимости перерабатываемой за год электроэнергии

9.4 Главные технико-экономические характеристики ТП.

Перечень литературы

Введение

Энергию на тягу поездов получают от энергосистем через их высоковольтные полосы и районные подстанции, обязательно, через особые тяговые подстанции, являющиеся элементами системы электроснабжения электрифицированных стальных дорог. Любая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением (электроустановкой), снаряженной сильной современной силовой (трансформаторы, автотрансформаторы, полупроводниковые преобразователи, батареи конденсаторов), коммутационной (выключатели переменного и неизменного тока, разъединители, короткозамыкатели) и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления. Насыщенность тяговых подстанций различной по предназначению аппаратурой значительно выше, чем равных по мощности и классу первичного питающего напряжения подстанций энергосистем. Это разъясняется многофункциональностью тяговых подстанций — от их получают питание не только лишь электронные поезда, но также районные и нетяговые пользователи стальных дорог.

К схемам и конструкциям тяговых подстанций предъявляют определенные технические требования. Так, установленная мощность их трансформаторов и преобразователей обязана соответствовать спросу потребителей электроэнергии (электронных поездов, районных и нетяговых жд потребителей), коммутационная и вспомогательная аппаратура обеспечивать бесперебойное питание потребителей электроэнергии на требуемом уровне надежности. Весьма принципиально также, чтоб свойство электронной энергии соответствовало установленным нормам.

Главный задачей системы электроснабжения является обеспечение эксплуатационной работы стальной дороги для этого нужно, что бы мощность всех частей системы электроснабжения была достаточной для обеспечения надобной любому локомотиву мощности при самых различных критериях работы стальной дороги.

Эти задачки могут быть решены лишь при верно избранных параметрах системы электроснабжения, т. е. обеспечивающих работу оборудования в допустимых для него границах по перегрузке и нужное свойство электроэнергии, также при обеспечении нужного резерва.

Понятно, что недопустимое для данного элемента электронной установки повышение перегрузки может привести к выходу его из строя. С иной стороны, повышение номинальной мощности хоть какого элемента и, как следует, допустимой для него перегрузки соединено с повышением издержек. Потому нужно уметь выбирать характеристики всех устройств системы электроснабжения так, чтоб они бесперебойно работали в течение времени, определяемого их обычным сроком службы, при малых издержек.

1. Начальные данные

Опорная тяговая подстанция неизменного тока № 1, согласно схеме присоединения к системе наружного энергоснабжения.

22 18 19 21 20

Рис. 1.1. Схема присоединения подстанций.

SКЗ1= 700 МВА;

SКЗ2= 900 МВА;

Трансформатор ТДТН — 40000/110

UНОМ : 115/38,5/11 кВ;

SНОМ = 40 МВА;

uк в-с = 17 %

uк в-н = 10,5 %

uк с-н = 6 %

Преобразовательный трансформатор: ТМРУ — 16000/10Ж;

S НОМ1 = 11840 кВА;

UНОМ1 = 10 кВ;

UНОМ2 = 3,02 кВ;

UНОМ вып = 3,3 кВ;

IНОМ1 = 650 А;

IНОМ2 = 924 А;

IНОМ вып = 3200 А;

uк = 7,35 %.

количество фидеров контактной сети: 5;

Количество фидеров не тяговых потребителей: 6,

Их мощность Sф мах = 2500 кВА;

Годичный отпуск электроэнергии: 50 · 106 кВт · ч.

время работы защиты: tз = 0,5 с.

Площадь подстанции: S = 12000 м2

Сопротивление грунта: = 135 Ом · м.

Для выбора аккумуляторной батареи напряжением 220 В:

ток долговременной перегрузки 40 А.

Ток аварийной перегрузки 24 А.

2. Составление однолинейной схемы основных электронных соединений тяговой подстанции.

Схема основных электронных соединений составлена на базе типовых проектных решений приведенных в [2, 4].

Тяговая подстанция получает питание по двум одно-цепным линиям 110 кВ, являющимися частью системы энергоснабжения района.

На подстанции установлено два тяговых трансформатора. Нормально в работе находится один из их, иной в резерве. В принужденных режимах работе могут находиться оба трансформатора.

ОРУ 110 кВ выполнено с одной, секционированной выключателем и обходной системами шин. Трансформаторы подключены через высоковольтные выключатели с разъединителями. Для защиты от перенапряжений установлены ограничители перенапряжений типа ОПН-110.

ОРУ 35 кВ служит для питания не тяговых потребителей прилегающего к подстанции района. Выполнено с одинарной системой шин, секционированной выключателем.

РУ 10 кВ служит для питания преобразовательных агрегатов, ТСН, фидеров продольного электроснабжения. Выполнено с одинарной системой шин, секционированной выключателем. РУ 10 кВ расположено в камерах внешной установки типа К-У1-У.

РУ 3,3 кВ — неизменного тока, питается от РУ 10 кВ через преобразовательный трансформатор и полупроводниковый преобразователь. Состоит РУ 3,3 кВ из рабочей и запасной плюсовых шин, секционированных 2-мя разъединителями на три секции, минусовая шина не секционируется, так как по условиям сохранности на ней допускается работа без снятия напряжения. К последним секциям присоединены выпрямительные агрегаты и фидера контактной сети, к средней — запасной выключатель, разрядник, сглаживающее устройство. Нормально все секции работают параллельно, при ревизиях может отключаться неважно какая последняя секция. Выпрямительные агрегаты присоединены к шинам быстродействующими выключателями БВ и разъединителями. В цепи всякого фидера контактной сети, также запасного выключателя включено поочередно по два быстродействующих выключателя.

Однолинейная схема основных электронных соединений тяговой подстанции приведена на чертеже (Рис. 2.1).

3. Выбор оборудования подстанции

3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

На тяговой подстанции установлены два трансформатора собственных нужд с вторичным напряжением 380В, любой из которых рассчитан на полную мощность собственных нужд подстанции. Питание ТСН осуществляется от шин РУ-10 кВ.

Мощность собственных нужд подстанции согласно [1].

SСН = kСН nтп Sн тп + Sаб + Sмх + Sпод (3.1)

где, kСН = 0,01 — коэффициент собственных нужд;

nтп = 2 — число тяговых трансформаторов;

Sн тп — номинальная мощность тягового трансформатора;

Sаб = 60 кВА — мощность устройств автоблокировки;

Sмх = 20 кВА — мощность передвижной базы масляного хозяйства.

SСН = 0,01 · 2 · 40000 + 60 + 20 +250 = 1130 кВА.

Наибольший рабочий ток ТСН согласно [1]

(3.2)

Избираем трансформаторы типа: ТМ-1600/10

Sном = 1600 кВА

n = 2

Iрмах тсн = 92,37 А

3.2 Выбор токоведущих частей и электронной аппаратуры распределительных устройств

Токоведущие части и электронные аппараты выбраны по условиям долгого режима работы, должны производиться условия:

Uном Uном РУ; (3.3)

Iном Iрмах; (3.4)

где Uном, Iном — номинальные напряжение и ток аппарата;

Uном РУ — номинальное напряжение распред. устройства;

Iрмах — наибольший рабочий ток присоединения.

3.2.1 Выбор оборудования ОРУ 110 кВ.

Наибольший рабочий ток транзитной перемычки, согласо [1]

(3.5)

где kпр = 1.3 — коэффициент перспективы развития потребителей;

nтп = 2 — число понижающих трансформаторов на подстанции;

Sн тп -номинальная мощность понижающего трансформатора, кВА;

Sтранз — транзитная мощность, через шины подстанции, кВА, согласно [1]

Sтранз = nтп Sн тп тран №2+ nтп Sн тп отп №3 = 2(16000 + 2500) = 37 МВА ;

k’р = 0,8 — коэффициент разновременности наибольших нагрузок данной и примыкающей подстанций;

Uном — номинальное напряжение, кВ;

Наибольший рабочий ток сборных шин опорной тяговой подстанции согласно [1]

(3.6)

где kрн1 = 0,7 коэффициент распределения перегрузки первичного напряжения;

Наибольший рабочий ток понижающих трансформаторов:

Выбор шин ОРУ 110 кВ.

Ошиновка ОРУ 110 кВ выполнена гибкими шинами сделанными из сталеалюминевого провода марки АС — 240, сечением 240 мм2.

Iдл доп = 610 А;

По условию (3.4)

Iдл доп = 610 А Iрмах = 559 А;

Провод подступает для работы в транзитной перемычке подстанции.

Отпайки на ввода силовых трансформаторов выполнены проводом марки АС — 95, сечением 95 мм2.

Iдл доп = 330 А;

По условию (3.4)

Iдл доп = 330 А > Iрмах = 315 А;

Выбор изоляторов ОРУ 110 кВ.

Гибкие шины ОРУ 110 кВ укреплены на навесных изоляторах ПС 16 Б, разрывная перегрузка — 16 кН. Изоляторы собраны в гирлянды по 9 штук.

Выбор выключателей ОРУ 110 кВ.

В ОРУ 110 кВ, как в транзитной перемычке, так и на отпайках силовых трансформаторов установлены элегазовые выключатели типа вэб -110 — 40/2000, технические свойства выключателей приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Технические свойства выключателя вэб -110 — 40/2000

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Номинальный

ток отключения

Iном отк, кА

Предельный

сквозной ток

Iпр ск, кА

Ударный предельный

сквозной ток

iпр ск, кА

Время отключения

tотк,с

110

2000

102

0,055

По условию (3.3)

Uном = 110 кВ = Uном РУ = 110 кВ;

По условию (3.4) для транзитной перемычки

Iдл доп = 1250 А > Iрмах = 592 А;

По условию (3.4) для отпаек вводов трансформаторов

Iдл доп = 1250 А > Iрмах = 315 А;

Выключатели вэб -110 — 40/2000 подступают для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестве транзитных, так и в качестве вводных выключателей трансформаторов.

Выбор разъединителей ОРУ 110 кВ.

В ОРУ 110 кВ в транзитной рабочей перемычке, транзитной ремонтной перемычке и на отпайках силовых трансформаторов установлены разъединители типа РНДЗ.2 — 110Б/1000 У1, технические свойства разъединителей приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Технические свойства разъединителей РНДЗ.2 — 110Б/1000У1

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Ток тепловой стойкости

Iтс/t, кА/с

Предельный

сквозной ток

Iпр ск, кА

110

1000

31,5/3

По условию (3.3)

Uном = 110 кВ = Uном РУ = 110 кВ;

По условию (3.4) для транзитной перемычки

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 592 А;

По условию (3.4) для отпаек вводов трансформаторов

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 315 А;

Разъединители РНДЗ.2 — 110Б/1000 У1 подступают для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестве транзитных, шинных, а так же разъединителей вводных выключателей трансформаторов.

Выбор трансформаторов тока ОРУ 110 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в ОРУ 110 кВ использованы трансформаторы тока типа ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние) — 110.

Данные о местах установки трансформаторов тока ОРУ 110 кВ, и их технические свойства приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Технические свойства трансформаторов тока ОРУ 110 кВ.

Пространство установки

Тип

Наибольший рабочий ток присоединения

Iрмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока Iном1, А

Класс точности

Номинальный вторичная перегрузка

Sном, ВА

Транзитная

рабочая

перемычка

ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние) — 110 — 600/5

592

600

0,5/10Р/10Р

Транзитная

ремонтная

перемычка

592

600

0,5/10Р/10Р

Отпайки

силовых трансформаторов

315

300

0,5/10Р/10Р

Трансформаторы тока типа ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние) — 110 — 600/5 подступают для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестве транзитных, так и для вводов силовых трансформаторов.

Выбор трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ.

Для релейных защит, учета, контроля и измерений напряжения в ОРУ 110 кВ использованы трансформаторы напряжения типа НКФ — 110 — 83 У1. К каждой секции шин присоединяется по одному ТН. Данные о местах установки трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ, и их технические свойства приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Технические свойства трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ

пространство установки

Тип

Номинальное напряжение присоединения

Uном, кВ

Номинальное первичное напряжение трансформатора

Uном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора

Uном2, В

Класс точности

Номинальн вторичная перегрузка

Sном, ВА

I секция шин

3хНКФ-110-83У1

110

110/

100/

0,5

400

II секция шин

3хНКФ-110-83У1

110

110/

100/

0,5

400

3.2.2 Выбор оборудования ОРУ 35 кВ

Наибольший рабочий ток сборных шин и секционного выключателя 35кВ, согласно [1]

где kрнII = 0,5 — коэффициент распределения перегрузки по шинам вторичного напряжения;

Наибольший рабочий ток нетяговых потребителей, согласно [1]

Выбор шин ОРУ 35 кВ.

Ошиновка ОРУ 35 кВ выполнена гибкими шинами сделанными из сталеалюминевого провода марки АС — 300, сечением 300 мм2.

Iдл доп = 690 А;

По условию (3.4)

Iдл доп = 690 А Iрмах35 = 660 А ;

Провод подступает для выполнения ошиновки ОРУ-35 подстанции.

Отпайки к пользователям выполнены проводом марки АС — 10 сечением 10 мм2.

Iдл доп = 80 А;

По условию (3.4)

Iдл доп = 80 А Iрмах = 53,6 А;

Выбор изоляторов ОРУ 35 кВ.

Гибкие шины ОРУ 35 кВ укреплены на навесных изоляторах ПС 16Б,

разрывная перегрузка — 16 кН. Изоляторы собраны в гирлянды по 3 штуки.

Выбор выключателей ОРУ 35 кВ.

В ОРУ 35 кВ, как в качестве вводных и секционного выключателей установлены вакуумные выключатели типа ВВС (Военно-воздушные силы (флот) (ВВС, ВВФ) — вид Вооруженных сил государства, в функции которого входит борьба с противником, находящимся в космосе, воздушном пространстве, на земле, на поверхности моря и под водой, а также транспортировка десанта, доставка имущества и вооружения, воздушная разведка, разведка погоды при помощи летательных аппаратов) — 35 — 20/1600, на отпайках районных потребителей ВВС (Военно-воздушные силы (флот) (ВВС, ВВФ) — вид Вооруженных сил государства, в функции которого входит борьба с противником, находящимся в космосе, воздушном пространстве, на земле, на поверхности моря и под водой, а также транспортировка десанта, доставка имущества и вооружения, воздушная разведка, разведка погоды при помощи летательных аппаратов) — 35 — 20/630, технические свойства выключателя приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Технические свойства выключателя ВВС (Военно-воздушные силы (флот) (ВВС, ВВФ) — вид Вооруженных сил государства, в функции которого входит борьба с противником, находящимся в космосе, воздушном пространстве, на земле, на поверхности моря и под водой, а также транспортировка десанта, доставка имущества и вооружения, воздушная разведка, разведка погоды при помощи летательных аппаратов) — 35 — 20/1600

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Номинальный

ток отключения

Iном отк, кА

Предельный

сквозной ток

Iпр ск, кА

Ударный предельный

сквозной ток

iпр ск, кА

Время отключения

tотк,с

1600/630

0,08

По условию (3.3)

Uном = 35 кВ = Uном РУ = 35 кВ;

По условию (3.4) для вводных и секционного выключателей

Iдл доп = 1600 А > Iр мах 35 = 660 А;

По условию (3.4) для отпаек потребителей

Iдл доп = 630 А > Iр мах = 53,6 А;

Выключатели ВВС (Военно-воздушные силы (флот) (ВВС, ВВФ) — вид Вооруженных сил государства, в функции которого входит борьба с противником, находящимся в космосе, воздушном пространстве, на земле, на поверхности моря и под водой, а также транспортировка десанта, доставка имущества и вооружения, воздушная разведка, разведка погоды при помощи летательных аппаратов) — 35 — 20/630 — 1600 подступают для работы в ОРУ 35 кВ.

Выбор разъединителей ОРУ 35 кВ.

В ОРУ 35 кВ для работы вместе с выключателями секционным и на отпайках к районным пользователям установлены разъединители типа РНДЗ.2 — 35Б/1000У1, технические свойства разъединителей приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Технические свойства разъединителей РНДЗ.2 — 35Б/1000У1

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Ток тепловой

стойкости

Iтс/t, кА/с

Предельный сквозной ток

Iпр ск, кА

1000

25/4

По условию (3.3)

Uном = 35 кВ = Uном РУ = 35 кВ;

По условию (3.4) для вводных и секционных разъединителей

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 660 А;

По условию (3.4) для отпаек к районным пользователям

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 53,6 А;

Разъединители РНДЗ.2 — 35Б/1000У1 подступают для работы в ОРУ 35 кВ.

Выбор трансформаторов тока ОРУ 35 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в ОРУ 110 кВ использованы трансформаторы тока типа ТФН — 35М.

Данные о местах установки трансформаторов тока ОРУ 35 кВ, и их технические свойства приведены в таблице 3.6.1

Таблица 3.6.1

Технические свойства трансформаторов тока ОРУ — 35 кВ.

Пространство установки

Тип

Наибольший рабочий ток присоединения

Iрмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока Iном1, А

Класс точности

Номинальный вторичная перегрузка

Sном, ВА

Ввод

ТФН — 35М — 1000/5

990

1000

Р/0,5

Секция шин

ТФН — 35М — 800/5

660

800

Р/0,5

Фидеры

потребителей

ТФН — 35М — 400/5

53,6

400

Р/0,5

Выбор трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений напряжения в ОРУ 35 кВ использованы трансформаторы напряжения типа ЗНОМ — 35 — 65. К каждой секции шин присоединяется по одному ТН. Данные о местах установки трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ, и их технические свойства приведены в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Технические свойства трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ

пространство

установки

Тип

Номинальное напряжение

присоединения UН, кВ

Номинальное

первичное

напряжение трансформат Uном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора, В

Uном2 / Uном2Д,

Класс точности

Номинальная вторичная перегрузка

Sном, ВА

I секция шин

3хЗНОМ — 35 — 65

35/

100/ / 100/3

0,5

150

II секция шин

3хЗНОМ — 35 — 65

35/

100/ / 100/3

0,5

150

3.2.3 Выбор оборудования РУ 10 кВ.

Наибольший рабочий ток сборных шин и секционного выключателя 10кВ, согласно [1]

где kрнII = 0,5 — коэффициент распределения перегрузки по шинам вторичного напряжения;

Наибольший рабочий ток первичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]

где kпер = 1,25 — коэффициент перегрузки;

Sн пр тр = 11840 кВА — номинальная мощность преобразовательного трансформатора;

Выбор ячеек КРУ 10 кВ.

РУ 10 кВ выполнено на открытом воздухе на базе камер КРУ внешной установки типа К — У1 — У. Камеры оборудованы выкатными ячейками с элегазовыми выключателями, трансформаторами напряжения и иным оборудованием.

Технические свойства ячеек К — У1 — У:

Номинальное напряжение Uном = 10 кВ; Номинальный ток: шифанеров Iном = 1000 А; сборных шин Iном = 1000 А; 2500 А; электродинамическая стойкость Iдин = 52 кА; привод выключателей — электромагнитный.

Выбор выключателей РУ 10 кВ.

В РУ 10 кВ в качестве вводных и секционного выключателей, на отпайках питания преобразовательных агрегатов, и фидеров продольного электроснабжения, установлены элегазовые выключатели, информация о местах установки выключателей и их технические свойства приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Места установки и технические свойства выключателей РУ-10 кВ.

Пространство

установки

Тип

Номинальное напряжение UН, кВ

Номинал ток

Iн, А

Номинальн ток отключения

Iн отк, кА

Предельный сквозной ток

Iпр ск, к А

Предельный сквозной ударный ток iпр ск, кА

Ток / время тепловой стойкости

Iт/tт,кА/с

время отключения, с

Вводной

выкл. I и II секции шин

3АН-3-4000-31,5

4000

31,5

125

31,5/3

0,08

Секционный выключатель

LF-3-2500-31,5

2500

31,5

64,8

31,5/3

0,07

Выключатель преобразователя

LF-3-1000-25

1250

64,8

25/3

0,07

Выключатель ТСН

LF-1-

630-25

630

64,8

25/3

0,07

Выкл. фидеров ПЭ

LF-1-

630-25

630

64,8

25/3

0,07

По условию (3.3)

Uном = 10 кВ = Uном РУ = 10 кВ;

По условию (3.4) для вводных, секционного выключателей и выключателей преобразовательных агрегатов

Iном = 4000 А > Iрмах10 = 3464 А; Iном = 2500 А > Iрмах10 = 2309,4 А;

Iном = 1000 А > Iр мах пр = 854,5 А;

Выключатели 3АН-3, LF-3, LF-1 подступают для работы в РУ 10 кВ.

Выбор трансформаторов тока РУ-10 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в РУ 10 кВ использованы трансформаторы тока типа ТПШЛ — 10, ТПОЛА — 10, ТПЛ — 10.

Данные о местах установки трансформаторов тока РУ 10 кВ, и их технические свойства приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9.

Места установки и технические свойства трансформаторов тока РУ-10 кВ

пространство установки, предназначение

Тип

Наибольший

рабочий ток

присоединения

Iрмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока

Iном1, А

Класс точности

Номинальная вторичная перегрузка

Sном, ВА

Z2ном, Ом

Коэффициент тепловой стойкости

Кт

Коэффициент динамической стойкости

Кдин

Номинальная предельная кратность защитной обмотки mном

Вводная ячейка №1 и №2

учет

ТПШЛ-10

3464

4000

0,5

20/0,8

36/1,2

РЗА

Ячейка №1 №2

учет

ТПОЛА-10

854,5

1000

0,5

10/0,4

15/0,6

140

РЗА

Ячейки ТСН и продольного электроснабжения

учет

ТПЛ-10

200

1000

0,5

10/0,4

15/0,6

250

140

РЗА

ТПОЛА-10

Выбор трансформаторов напряжения РУ-10 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в РУ 10 кВ использованы трансформаторы напряжения типа НТМИ-10. ТН инсталлируются в ячейках КРУ по одному на каждую секцию шин.

Таблица 3.10

Технические свойства трансформаторов напряжения ОРУ 10 кВ.

пространство

установки

Тип

Номинальное напряжение

присоединения UН, кВ

Номинальное

первичное

напряжение

Uном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора

Uном2 / Uном2д, В

Класс точности

Номинальная вторичная перегрузка

Sном, ВА

I секция шин

НТМИ-10-66

100 / 100:3

0,5

II секция шин

НТМИ-10-66

100 / 100:3

0,5

По условию (3.3)

Uном = 10 кВ = Uном РУ = 10 кВ;

Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 подступают для работы в РУ 10кВ.

3.2.4 Выбор оборудования РУ 3,3 кВ

Наибольший рабочий ток вторичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]:

для схемы выпрямления «две оборотные звезды»

где Idн — номинальный выпрямленный ток выпрямителя

Наибольший рабочий ток главной («плюсовой») шины РУ-3,3 кВ:

где N — число преобразователей на подстанции (N = 2);

крн — коэффициент распределения перегрузки на шинах (крн = 0,8)

Наибольший рабочий ток запасной шины:

где Iфмах — наибольший рабочий ток фидера контактной сети (Iфмах = 2000 А)

Наибольший рабочий ток минусовой шины:

Выбор шин РУ-3,3кВ.

Ошиновка РУ 3,3 кВ выполнена дюралевыми шинами коробчатого сечения:

для главной шины сечением 1785 мм2

Iдоп = 5650 А;

По условию (3.4)

Iдоп = 5650 А Iр мах 3,3 = 5120 А ;

для минусовой шины сечением 2440 мм2

Iдоп = 6430 А;

По условию (3.4)

Iдоп = 6430 А Iр мах 3,3 = 6400 А ;

для запасной шины прямоугольного сечения 100*8 мм

Iдоп = 2180 А;

По условию (3.4)

Iдоп = 2180 А Iрмах3,3 = 2000 А ;

Избранные шины подступают для выполнения ошиновки РУ-3,3 подстанции.

Выбор изоляторов РУ-3,3 кВ.

Шины РУ 3,3 кВ укреплены на опорных изоляторах ШН-6, разрывная перегрузка — 3,5 кН.

Выбор выключателей РУ 3,3 кВ.

В РУ 3,3 кВ в качестве вводных и фидерных контактной сети установлены быстродействующие выключатели, информация о местах установки выключателей и их технические свойства приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.11

Места установки и технические свойства выключателей РУ-3,3 кВ.

Пространство

установки

Тип

Номинальное напряжение

UН, кВ

Номинальный ток

Iн, А

Пределы токов уставки, А, при выключении аварийного тока

Наибольший ток отключения

Iм отк, кА

время

отключения, с

Вводной

выкл. I и II

ВАБ-49/1-3200/30-Л

3,3

3200

800-4000

0,05

Секционный выключатель

ВАБ-49-5000/30-Л

3,3

5000

4000-7000

0,06

Выкл. фидеров КС

ВАБ-49/1-3200/30-Л

3,3

3200

800-4000

0,05

По условию (3.3)

Uном = 3,3 кВ = Uном РУ = 3,3 кВ;

По условию (3.4) для вводных выключателей:

Iном = 2000 А ? Iр мах = 923,8 А;

для 2-ух поочередно включенных секционных выключателей:

Iном = 2*3000 А ? Iр мах = 5120 А;

для выключателей фидеров КС:

Iном = 2000 А ? Iр мах = 2000 А;

Выключатели ВАБ-49/1-3200/30-Л, ВАБ-49-5000/30-Л подступают для РУ-3,3 кВ.

Выбор разъединителей РУ 3,3 кВ.

В РУ 3,3 кВ для работы вместе с выключателями секционным и на отпайках к фидерам контактной сети установлены разъединители типа РС — 3000/3,3, технические свойства разъединителей приведены в таблице 3.12.

Таблица 3.12

Технические свойства разъединителей РС — 3000/3,3.

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Ток тепловой стойкости

Iтс/t, кА/с

Предельный

сквозной ток

Iпр ск, кА

3,3

3000

40/4

По условию (3.3)

Uном = 3,3 кВ = Uном РУ = 3,3 кВ;

По условию (3.4) для вводных разъединителей и фидеров КС:

Iдл доп = 3000 А > Iрмах = 923,8 А;

для секционных разъединителей:

Iдл доп = 2*3000 А > Iрмах = 5120 А;

Разъединители РС — 3000/3,3 подступают для работы в РУ 3,3 кВ.

4. Определение токов К.З. на подстанции

4.1 Составление схемы замещения

Облегченная схема подстанции с привязкой ее к системе наружного электроснабжения, для расчета токов трехфазного недлинного замыкания в наивысшем режиме, приведена на рисунке 2.1.

Схема замещения подстанции с привязкой ее к системе наружного электроснабжения приведена на рисунке 4.1.

4.2 Определение расчетных сопротивлений схемы замещения

Расчет ведется в именованных единицах.

Данные линий электропередачи, системы и трансформаторов приведены в разделе 1.

Сопротивление системы согласно [1]

(4.1)

где SКЗ — мощность недлинного замыкания системы, МВА;

Ucp — среднее напряжение ступени для которой определено сопротивление, кВ.

Сопротивление линий электропередачи

ХЛ = Х0 ·L ; (4.2)

где Х0 = 0,4 Ом/км — удельное сопротивление полосы электропередачи согласно [1];

L — длина полосы электропередачи, км.

Приведенные напряжения недлинного замыкания трансформатора

uКВ = 0,5(uКВ-С + uКВ-Н — uКС-Н ) ;

(4.3)

uКС = 0,5(uКВ-С + uКС-Н — uКВ-Н ) ;

(4.4)

uКН = 0,5(uКС-Н + uКВ-Н — uКВ-С ).

(4.5)

Сопротивления трансформатора

ХВ =

uКВ U2НВ

;

(4.6)

100 SН

ХС =

uКС U2НС

;

(4.7)

100 SН

ХН =

uКН U2НН

(4.8)

100 SН

Результаты расчета сопротивлений схемы замещения сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Сопротивления частей схемы замещения

Линия

Трансформатор

Система

L12

L14

uКВ

uКС

uКН

ХВ

Ом

ХС

Ом

ХН

Ом

SКЗ1

МВА

SКЗ2

МВА

ХS1

Ом

ХS2

Ом

длина

км

Х12

Ом

длина

км

Х14

Ом

8,8

23,6

10,75%

6,25%

-0,25%

32,52

1,91

-0,006

700

900

18,89

14,69

4.3 Определение тока К.З. в точке К1

Схема замещения для расчета на рисунке 4.2.

Преобразуем схему рис. 4.2.1., потом рис. 4.2.2., потом рис. 4.2.3.

Определяем токи К.З. по формулам согласно [6]

Действующее

(4.9)

где Uср = 115 кВ — среднее напряжение ступени для которой определяется ток К.З.;

Х — суммарное сопротивление частей схемы до точки К.З.

Апериодическая составляющая тока К.З.

(4.10)

где ф = tсв + tз min = 0,07 с.

Та = 0,02 с.

Ударный ток К.З. в точке К1, согласно [1]

iу = kу IК (4.11)

где kу = 1,8 — ударный коэффициент;

iу = 1,8 6,66 = 16,25 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

iк = IК + iа (4.12)

iк = · 6,66 + 0,289 = 9,71 кА

4.4 Определение тока К.З. в точке К2

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.3.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.3.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора:

ХТС = ХВ + ХС

Приводим сопротивление частей схемы ВН к стороне СН по формуле согласно [1]

(4.13)

По формуле (4.12) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне СН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора

ХТС = 3,64 Ом + 1,91 Ом = 5,56 Ом.

Вводим в схему сопротивление 2-ух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.12) приводим сопротивление частей схемы ВН к стороне СН

Находим сопротивление системы в точке К2 (Рис. 4.3.2):

Х= Х+ ХТС2 = 1,12 + 2,78 = 3,9 Ом

Действующее

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К2, по формуле (4.11)

iу = 1,8 5,7 = 14,52 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

iк = · 5,7 + 0,242 = 8,31 кА

4.5 Определение тока К.З. в точке К3

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.4.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.4.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора.

ХТН = ХВ + ХН

По формуле (4.13) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне НН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора

ХТН = 0,298 Ом — 0,006 Ом = 0,292 Ом.

Вводим в схему сопротивление 2-ух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.13) приводим сопротивление частей схемы ВН к стороне НН

Находим сопротивление системы в точке К3 (Рис. 4.4.2):

Х= Х+ ХТН2 = 0,091 + 0,146 = 0,237 Ом

Действующее

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К3, по формуле (4.11)

iу = 1,8 26,82 = 68,27 кА.

Полный ток К.З. в точке К3

iк = · 26,82 + 1,138 = 39,067 кА

4.6 Определение тока К.З. на шинах неизменного тока 3,3 кВ, (в точке К4)

Установившийся ток К.З. на шинах неизменного тока 3,3 кВ определяется по формуле согласно [1]:

(4.14)

где IdH — номинальный выпрямленный ток выпрямительного агрегата, кА

N — количество выпрямительных агрегатов;

Sн.пр.тр — мощность преобразовательных трансформаторов, питающих выпрямительный агрегат, МВА

SКЗ — мощность К.З. на шинах переменного тока 10кВ, МВА

uК — напряжение К.З. преобразовательного трансформатора, %

(4.15)

Данные о преобразовательных агрегатах взяты из раздела 1.

Sн.пр.тр = S НОМ1 = 11,84 МВА;

Idн = IНОМ вып= 3,2 кА;

uк = 7,35 %.

Определяем установившийся ток К.З. на шинах неизменного тока 3,3 кВ, по формуле (4.14)

5. Проверка оборудования тяговой подстанции по условиям короткого замыкания

5.1 Расчетный термический импульс на шинах 3,3 кВ подстанции определяется согласно [1] по формуле:

Bк = I2ПО·tоткл (5.1)

где I2ПО — изначальное

I2ПО = Iк.уст = 29,37 кА;

tоткл — время, в течении которого проходит ток К.З. согласно [1]:

tоткл = tз + tв (5.2)

где tз — время деяния защиты, согласно разделу 1,

tз = tрз = 0,1 с;

tв — время отключения выключателя, согласно пт 3.2.4.3, для РУ 3,3 кВ

tв = 0,05 с.

По формуле (5.2) определяем:

tоткл = 0,1 + 0,05 = 0,15 с.

По формуле (5.1) определяем расчетный термический импульс на шинах РУ-3,3 кВ:

BК = 29,372 0,15 = 129,4 кА2с;

5.2 Проверка шин РУ-3,3 кВ

Малое сечение шин РУ-3,3 кВ, при котором протекание тока К.З. не вызывает нагрева шин выше краткосрочно допустимой температуры, определяем согласно [1] по формуле:

(5.4)

где BK — термический импульс К.З.;

C = 90 Ас1/2/мм2, — константа по [1];

Согласно [1] должны производиться условия:

Iдоп Iр.мах

q qmin (5.5)

По условию (3.4):

для главной и минусовой шин коробчатого сечения:

Iдоп = 5650 А Iр мах 3,3 = 5120 А ;

Iдоп = 6430 А Iр мах 3,3 = 6400 А ;

для запасной шины прямоугольного сечения:

Iдоп = 2180 А Iр.мах 3,3 = 2000 А ;

По условию (5.5):

для главной и минусовой шин:

q = 1785 мм2 qmin = 156,6 мм2

q = 2440 мм2 qmin = 156,6 мм2

для запасной шины:

q = 800 мм2 qmin = 156,6 мм2

Избранные шины подступают для РУ-3,3 кВ, потому что удовлетворяют условиям проверки.

5.3 Проверка быстродействующих выключателей неизменного тока

Быстродействующие выключатели проверяются по условию:

Iмах отк k·Iк уст

(5.8)

где Iк уст — установившийся ток К.З. на шинах 3,3 кВ, определяется по выражению (4.13);

Iмах отк — наибольший ток отключения; k = 0,6 — коэффициент учитывающий наличие быстродействующих выключателей [3]

Для вводных и выключателей фидеров контактной сети:

Iмах отк = 22 кА k·Iк уст = 0,6·36,3 = 21,84 кА

Для секционных выключателей, при 2-ух поочередно включенных:

Iмах отк = 50 кА k·Iк уст = 21,84 кА

Избранные быстродействующие выключатели типа ВАБ-49/1-3200/30-Л, в качестве вводных и выключателей фидеров КС, также ВАБ-49-5000/30-Л, в качестве секционных подступают для РУ-3,3 кВ.

6. Выбор сглаживающего устройства

Рис. 6.1 Схема сглаживающего устройства

Для обеспечения электромагнитной сопоставимости преобразователей и тяговой сети 3,3 кВ с линиями связи и устройствами СЦБ, т. е. Для понижения воздействия тяговых токов на работу линий связи и устройств СЦБ, на тяговой подстанции, в согласовании с правилами защиты устройств связи, установлено сглаживающее устройство.

Сглаживающее устройство состоит из резонансных и апериодического контуров. Любой резонансный контур настраивается в резонанс токов на определённую частоту. Апериодический контур настраивается в резонанс напряжений на частоте 174 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).

В сглаживающем устройстве подстанции использован трехблочный реактор РБФАУ-6500/3250 с параллельным соединением веток, индуктивностью 5 мГн.

Для резонансных и апериодических контуров использованы бумажно-маслянные конденсаторы ФМТ4-12, номинальная емкость 12 мкФ, номинальное напряжение 4 кВ и катушки индуктивности, содержащие в любом резонансном контуре основную и доп катушки, сделанных из медного провода ПР-500.

Нужные индуктивности катушек определяем согласно [3] по формуле:

(6.1)

где Cn — емкость контура;

f — частота резонанса контура.

характеристики сглаживающего устройства приведены в таблице 6.1

Таблица 6.1

характеристики сглаживающего устройства

Резонансная частота

контура, Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ)

Емкость контура,

мкФ

Индуктивность контура,

мГн

Индуктивность реактора,

мГн

1-е звено

100

144

18,1

200

108

6,3

300

3,15

400

2,05

500

2,25

600

1,76

2-е звено

Апериодический контур

204

—

Фильтр-пробка

—

7. Выбор аккумуляторной батареи

Выбор аккумуляторной батареи заключается в определении типового номера батареи, расчете числа поочередно включенных частей, выборе зарядно-подзарядного устройства.

ток долгого разряда в аварийном режиме:

Iдл.разр = Iпост + Iав, (7.1)

где Iпост — ток неизменной перегрузки; Iав — ток аварийной перегрузки.

Iпост = 40 А; Iав = 24 А; Iдл.разр = 40 + 24 = 64 А.

ток краткосрочного разряда в аварийном режиме:

Iкр разр = Iдл.разр + Iвкл (7.2)

где Iвкл — больший ток, потребляемый приводом выключателя, для выключателя ВВС (Военно-воздушные силы (флот) (ВВС, ВВФ) — вид Вооруженных сил государства, в функции которого входит борьба с противником, находящимся в космосе, воздушном пространстве, на земле, на поверхности моря и под водой, а также транспортировка десанта, доставка имущества и вооружения, воздушная разведка, разведка погоды при помощи летательных аппаратов) — 35 — 20 (Iвкл = 100А).

Iкр разр = 64 + 100 = 164 А.

Нужная расчетная емкость батарей:

Qрасч = Iдл.разр tав, (7.3)

Qрасч = 64 • 2 = 128 А•ч.

Определяем номер батареи по условиям долгого режима:

Nдл ? 1,1 • Qрасч / Q1 (7.4)

где Q1 — емкость двухчасового разряда аккума СК-1, равная 22 А·ч

Nдл ? 1,1 • 128 / 22 = 5,82

Определяем номер батареи по условиям краткосрочного режима:

Nкр ? Iкр разр / 46. (7.5)

где 46 А — ток краткосрочного разряда для СК-1

Nкр ? 164 / 46 = 3,56.

Из 2-ух приобретенных значений N избираем большее, округляя в сторону возрастания:

N = 6

Принимаем батарею СК-6.

Число поочередно включенных частей батареи

n = Uшв / Uпз (7.6)

где Uпз — напряжение подзаряда (Uпз = 2,15 В)

Uшв — напряжение на шинах выключения (Uшв = 258 В).

n = 258 / 2,15 = 120; принимаем n = 120 шт.

Выбор зарядно-подзарядного агрегата.

Подзарядное устройство находится продолжительно в работе и в обычных критериях сразу с подзарядом батареи питает повсевременно включенную нагрузку. Мощность подзарядного преобразователя определяется по формуле

Ррасч. зпу = Uзар(Iзар + Iпост), (7.7)

где Uзар — напряжение заряда;

Iзар — ток заряда;

Uзар = n•2,15+2 (7.8)

Iзар = 3,75•N (7.9)

Uзар = 120•2,15+2 = 260 В

Iзар = 3,756 = 22,5 А

Рзар = 260(22,5+40) = 16,25 кВт.

В качестве подзарядно-зарядного преобразователя принимаем выпрямитель типа ВАЗП-260-80, обеспечивающий стабилизированное выпрямленное напряжение до 260 В, при токе до 80А, наибольшая мощность 20,8 кВт.

8. Расчет защитного заземляющего устройства

Защитное заземляющее устройство тяговой подстанции сооружается в согласовании с требованиями, предъявляемыми к электроустановкам выше 1000 В в сетях с отлично заземленной нейтралью.

В целях сглаживания электронного потенциала на местности тяговой подстанции на глубине tг = 0,5 ч 0,7 м. прокладывают продольные и поперечные горизонтальные заземлители соединенные меж собой в заземляющую сетку.

Длина горизонтальных заземлителей определяется согласно [1] по формуле:

Lг = 22 (8.1)

где S = 12000 м2 — площадь местности подстанции;

Lг = 22 = 2410 м.

Сопротивление заземляющего устройства, выполненного в виде горизонтальной сетки, определяем согласно [1] по формуле:

R = 0,444 / + / Lг (8.2)

где = 135 Омм — удельное сопротивление земли;

R = 0,444 135 / + 135 / 2410 = 0,6 Ом.

Согласно [1] сопротивление естественных заземлителей принимаем равным 2 Ом, Re = 2 Ом.

Общее сопротивление заземляющего устройства определяем согласно [1] по формуле:

Rз = R Re / (R + Re) (8.3)

Rз = (0,6 2) / (0,6 + 2) = 0,46 Ом

Согласно ПУЭ обязано производиться условие:

Rз 0,5 Ом (8.4)

Rз = 0,46 Ом < 0,5 Ом;

Условие (8.4) производится, как следует, заземляющее устройство не требуется дополнять вертикальными заземлителями.

Определяем потенциал заземлителя в аварийном режиме по условию:

Rз Iк(1) 10кВ (8.5)

где Iк(1) — ток однофазного К.З. в РУ-110 кВ, Iк(1) = 0,55Iк(3), кА.

0,46 0,55 6,66 = 1,68 кВ < 10кВ.

Для защиты железных подземных коммуникаций от разрушения токами К.З. использовано особое устройство — короткозамыкатель.

9. Финансовая часть проекта

9.1 Стоимость опорной тяговой подстанции

Таблица 8.1

Таблица цены ТП

Наименование

Строй работы, тыс. руб.

Монтажные работы, тыс. руб.

Оборудование, тыс. руб.

1. Верхнее строение пути

2. Здание ТП

3. Благоустройство местности

4. ОРУ-110 кВ

5. ОРУ-35 кВ

6. РУ-10 кВ

7. Тяговый блок

8. Автоблокировка

9. Шкафы СН

10. Прожекторное освещение

11. Заземление

12. Раздельно стоящие молниеотводы

13. Порталы шинных мостов и опоры

14. Подвеска шин к трансформаторам 110 кВ

15. Резервуар для слива масла V м3

16. Кабельные каналы

17. Прокладка кабелей

524

3105

560

2425,5

474

1773,9

8,5

45,5

107

133

306

138

52,5

—

1187

—

1481

174

1698,9

1,5

58,5

135,5

—

2520,5

—

6136,5

—

7397,5

1830

740

25947,9

412,5

71,5

—

ИТОГО

Сстр? = 9869,9

Смонт? = 7387,9

Собор? = 42535,9

Стоимость опорной тяговой подстанции ТП определяется по формуле:

СТП = Сстр + Смонт + Собор (9.1)

СТП = 9869,9 + 7387,9 + 42535,9 = 59793,7 тыс. руб.

9.2 Годичные эксплуатационные расходы

Годичные эксплуатационные расходы определяем согласно [1] по формуле:

Сэ = С + С + Срем + Сзп (9.2)

где С — утраты электроэнергии;

С — отчисления на амортизацию оборудования подстанции;

Срем — стоимость каждогоднего обслуживания и ремонта;

Сзп — годичный фонд зарплаты.

Cогласно [1] утраты электроэнергии принимаются равными 1,5% от перерабатываемой за год электроэнергии, при цены электроэнергии 1,35 руб./кВт·ч:

С = 0,01550 · 1061,35 = 1012,5 тяс. руб.

Амортизационные отчисления согласно [4] составляют 5,5% от цены ТП.

С = 5,5% / 100 СТП (9.3)

С = 0,05559793,7 = 3288,65 тыс. руб.

Стоимость каждогоднего обслуживания и ремонта согласно [1] составляет 3% от цены ТП.

Срем = 3% / 100СТП (9.4)

Срем = 0,0359793,7 = 1793,81 тыс. руб.

Годичный фонд зарплаты

способ оперативного обслуживания подстанции: дежурство оперативного персонала на дому. По [4] определяем численность обслуживающего персонала подстанции и их месячная заработная плата, по имеющимся тарифам.

Таблица 8.2

Расчет фонда зарплаты.

Должность

количество штатных единиц

Оклад, тыс. руб.

1. Начальник подстанции

2. Старший электромеханик

3. Электромеханик

4. Электромонтер

5. Уборщица

Итого

Сзп месяц = 93

Суммарная годичная заработная плата персонала подстанции Сзп, с учетом средств вещественного поощрения в размере 40% от фонда зарплаты.

Сзп = 12Сзп месяц + 40% / 10012Сзп месяц (9.5)

Сзп = 1293 + 0,41293 = 1562,4 тыс. руб.

Годичные эксплуатационные расходы определяем по формуле (9.1)

Сэ = 1012,5 + 3288,65 + 1783,91 + 1562,4 = 7647,46 тыс. руб./год.

9.3 Определение себестоимости перерабатываемой за год электроэнергии

Согласно [1] себестоимость переработки электроэнергии определяем по формуле:

пер = Сэ / Wгод (9.6)

где Wгод — количество переработанной за год электроэнергии, Wгод = 50 · 106 кВт ч.

пер = 7647,46 / 50·106 = 0,15 руб./кВт ч

Стоимость 1 кВА установленной мощности:

СSу = СТП / Sу

где Sу — установленная мощность всех силовых трансформаторов ТП, питающихся от входного РУ.

СSу = 59793,7 / 2 · 40000 = 0,747 руб./кВА

9.4 Главные технико-экономические характеристики ТП

Таблица 8.3

Технико-экономические характеристики ТП

Наименование

Единица измерения

Расчетное

1. Площадь ТП

2. Установленная мощность оборудования

3. Обслуживающий штат

4. Стоимость ТП

5. Стоимость строй работ

6. Стоимость оборудования

7. Стоимость 1 кВА установленной мощности

8. Себестоимость перерабатываемой электроэнергии

м2

кВА

чел.

тыс. руб.

руб./кВА

руб./кВт ч

12000

114000

59793,7

9869,9

42535,9

0,747

0,15

Перечень литературы

1. Гатальских Г.И., Самсонов Ю.А. Тяговые подстанции. Задание на курсовой проект с методическими указаниями для студентов 5 курса специальности «Электрификация жд транспорта», специализации «Системы электроснабжения и их автоматизация». Москва 1987.

2. Лупи Ю.М., Мамошин Р.Р., Пупынин В.Н., Шалимов М.Г. Тяговые подстанции. Учебник для вузов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

3. Гринберг-Басин М.М. Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. Учебное пособие для техникумов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

4. Справочник по электроснабжению стальных дорог. Под ред. К.Г. Маргкрафта., М.: Транспорт, 1980.

5. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. Давыдова И.К., Попов Б.И., Эрлих М.В. М.: Транспорт, 1974.

6. Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции: Учебник для техникумов ж.-д. трансп. — 4-е изд., перераб. И доп. — М.: Транспорт, 1983. — 496 с.

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Проектирование тяговой подстанции переменного тока

Учебная работа. Проектирование тяговой подстанции переменного тока

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...