Расстояние,

Ток поезда

ТП 1

Ф4

dI

ti

Icp

Icp2

Icp*ti

Icp2*ti

20

2

320

102400

640

204800

0

3,75

330

108900

1237,5

408375

45

5,6

307,5

94556,25

1722

529515

45

5,6

262,5

68906,25

1470

385875

0

4,25

240

57600

1020

244800

0

2,5

0

0

0

0

Σ

23,7

6089,5

1773365

Ф5

dI

ti

Icp

Icp2

Icp*ti

Icp2*ti

0

11,5

0

0

0

0

60

1,75

230

52900

402,5

92575

60

1,75

280

78400

490

137200

30

0,75

335

112225

251,25

84168,75

0

4

350

122500

1400

490000

20

1

340

115600

340

115600

35

0,85

347

120409

294,95

102347,65

35

0,85

383

146689

325,55

124685,65

60

0,21

370

136900

77,7

28749

60

0,21

310

96100

65,1

20181

60

0,21

250

62500

52,5

13125

60

0,21

190

36100

39,9

7581

60

0,21

130

16900

27,3

3549

60

0,21

70

4900

14,7

1029

Σ

23,71

3781,45

1220791,05

Ф2

dI

ti

Icp

Icp2

Icp*ti

Icp2*ti

60

17

30

900

510

15300

60

10,5

90

8100

945

85050

40

6

140

19600

840

117600

0

3

158

24964

474

74892

20

5,25

148

21904

777

114996

45

1,25

160

25600

200

32000

30

7,5

195

38025

1462,5

285187,5

50

2,62

235

55225

615,7

144689,5

50

2,62

285

81225

746,7

212809,5

Σ

56

6570,9

1082524,5

Ф1

dI

ti

Icp

Icp2

Icp*ti

Icp2*ti

60

14,75

30

900

442,5

13275

20

5

70

4900

350

24500

10

0,75

65

4225

48,75

3168,75

50

15,25

85

7225

1296,25

110181,25

40

2,12

130

16900

275,6

35828

40

2,12

170

28900

360,4

61268

40

7

210

44100

1470

308700

20

1,25

220

48400

275

60500

35

6

193

37249

1158

223494

0

1

0

0

0

0

Σ

55,75

5676,5

840915

Чётное направление

dI

ti

Icp

(Icp)2

Icp*ti

(Icp)2*ti

0

4

0

0

0

0

0

16,5

180

32400

2970

534600

60

6,5

210

44100

1365

286650

30

4

255

65025

1020

260100

0

3,25

270

72900

877,5

236925

60

4,75

240

57600

1140

273600

30

3,5

195

38025

682,5

133087,5

50

1,5

205

42025

307,5

63037,5

0

7

230

52900

1610

370300

60

4,25

260

67600

1105

287300

10

0,75

305

93025

228,75

69768,75

Σ

56

11306,25

2515368,75

Нечётное направление

dI

ti

Icp

Icp2

Icp*ti

Icp2*ti

0

19,5

240

57600

4680

1123200

60

1,25

210

44100

262,5

55125

0

15

180

32400

2700

486000

60

2,75

210

44100

577,5

121275

30

1,75

255

65025

446,25

113793,75

0

7,5

270

72900

Также для токов фидеров рассчитывают следующие числовые характеристики:

Среднее квадратичное отклонение тока фидера

(5)

Коэффициент эффективности

(6)

Коэффициент вариации

(7)

Результаты заносятся в таблицы 4 и 5

Таблица 4

Числовые характеристики поездного тока фидеров расчётной ТП и времени хода по МПЗ

Таблица 5

Числовые характеристики тока четного и нечетного пути наиболее загруженной МПЗ, время хода по МПЗ и электропотребления в зоне

1.2 Определение средних токов фидеров контактной сети для расчетных режимов расчетной ТП

Среднее и эффективное значение поездного тока фидеров является исходным для расчета нагрузок фидеров и подстанций, для расчета потерь мощности и проверки контактной сети по уровню напряжения.

Расчетные режимы определяются процессами нагревания трансформаторов. Поэтому нагрев масла определяется для режима сгущения, т.е. для периода составления нормального графика движения после окна.

Постоянная времени и обмоток 6 - 8 мин, поэтому максимальная температура определяется максимальным нагревом трансформатора, который может возникнуть при максимальной пропускной способности. Пропускная способность определяется прохождением числа поездов в сутки. При выборе мощности трансформатора рассматриваем три режима:

1. Заданное количество поездов

Jзад = Nзад / Nо (8)

No = 1440 / Qo (9)

где No - пропускная способность,

Qo - минимальный межпоездной интервал.

2. Режим сгущения

Jсг = Nсг / Nо = 0,9 (10)

3. Режим максимальной пропускной способности

Jmax = N / Nо = 1 (11)

По средним и эффективным токам фидеров рассчитывают средние и эффективные токи фидеров для Nзад, Nсг и No по следующим формулам которые действительны для однотипных поездов.

Iф = Iср*nф * N / No (12)

Iфэ = (4 * nф * N *Iэ? / 3 * No) + ( (nф - 4/3) * nф * N? *Iср? / No?) (13)

Где

nф = t / Qo - наибольшее число поездов в МПЗ

t - время хода поезда

N - число поездов сутки

Результаты расчетов числовых характеристик для трех режимов заносятся в таблицы 6,7,8.

1. Заданное количество поездов

Nзад =105 пар / сут;

Qо = 8 мин;

No = 1440 / Qо = 1440 / 8 = 180 пар поездов/ сутки

Jзад =105/180=0,583

2. Режим сгущения

Jсг = Nсг / No = 0,9 Þ Nсг = 0,9*180= 162 пар поездов.

3. Режим максимальной пропускной способности

Jmax = Nmax / No = 1 Þ Nmax = 1*180=180 пар поездов.

Расчёт токов фидеров:

1. Заданный режим

Таблица 6

Числовые характеристики токов ФКС расчётной ТП при заданном режиме

2.Режим сгущения

Таблица 7

Числовые характеристики токов ФКС расчётной ТП в режиме сгущения

3. Максимальный режим

Таблица 8

Числовые характеристики токов ФКС расчётной ТП при максимальном режиме

187,69

0,24

Режим

Заданный

Сгущение

Максимальный

Эквивалентный эффективный ток по нагреву масла (Iэкв э2)

430870,6

935943,1

1135080,34

Iэкв э

656,4

967,4

1065,40

Эффективный ток обмотки (Iоб12)

568541,9

1212598,11

1464900,7

Эффективный ток обмотки (Iоб22)

678349,7

1443916,11

1743637,9

Эффективный ток обмотки (Iоб32)

91492,3

194757,44

235261,9

Iоб1

754

1.5 Расчет трансформаторной мощности

1.5.1 Основной расчет

Для расчета трансформаторной мощности выбирается базовый

Sн = 2 x 40 = 80 МВА; Sр.расч = 10 МВА.

Мощность тяги

Sнт = Sн / Ку - Sр.расч, (22)

где Ку = 0.97 - участие районной нагрузки

Номинальный тяговый ток обмотки трансформатора:

I1нт = Sнт / (3*Uш) (23)

где Uш = 27.5 кВ

Кратность нагрузки по обмоткам трансформатора

1. Для заданного количества поездов

Ко = Кз = Iэо / I1нт (24)

где Iэо - эквивалентный ток обмотки по нагреву масла для заданного режима.

2. Для режима сгущения

Ксг = Iэсг / I1нт (25)

где Iэсг - эквивалентный ток обмотки по нагреву масла для режима сгущения.

3. Для максимального режима

Кmax = Iэmax / I1нт (26)

Если Кmax ³ 1.5, то надо выбирать следующий по шкале более мощный трансформатор.

Мощность трансформатора выбирают по средней интенсивности относительного износа витковой изоляции и проверяют по максимальной температуре наиболее нагретой точки обмотки и верхних слоев масла.

Средняя интенсивность износа изоляции обмотки трансформатора в сутки с предоставлением окна

F1 = Aсг * Lобmax *Lмсг * Твос / 24 (27)

Асг = е- a ( qинтб - qохлс) (28)

где qинтб - температура наиболее нагретой точки, при которой срок службы трансформатора условно принят равным 1, qинтб = 98 °С;

qохлс - температура окружающей среды в период восстановления нормального движения, задается в зависимости от района;

a = 0.115 - коэффициент, определяющий скорость старения изоляции

Lобmax = Jсг * е a ( а * Кmax? + b) ( 29)

Lмсг = Jсг * е a ( q( ( 1 - h ) * Ксг? + Ко?) + h) ( 30)

h = е -(Твос - to) / t (31)

a,b,q,h - постоянные в выражениях, аппроксимирующие зависимости разности температур обмотка - масло и масло - окружающая среда (они равны: a = 17.7; b = 5.3; q =39.7; h = 15.3 °C);

to - среднее время хода поезда основного типа по фидерной зоне;

t = 3ч - тепловая постоянная времени масла.

По полученной интенсивности износа производят пересчет номинального тока, т.е. находится такой ток, при котором относительная интенсивность износа будет номинальной.

(32)

где:

- длительность весеннее летнего периода

Выбор мощности трансформатора по току Iном занижает мощность не более чем на 8%, поэтому необходимая расчетная мощность лежит в пределах [ Smin; Smax]

Smin = Ку * ( 3 * Iном * Uш + Sр.расч) (33)

Smax = Ку * ( 3 *К * Iном * Uш + Sр.расч) (34)

где Ку = 0.97; К = 1.08

Sн= 2 χ 40 МВА

Мощность тяги

Sнт = 80/ 0,97 - 10= 72,5 МВА

Номинальный тяговый ток обмотки трансформатора:

I1нт = 72,5 *1000/ (3*27,5) = 878,8 А

1. Для заданного количества поездов

Ко = Кз = 656,4/ 878,8 =0,747

2. Для режима сгущения

Ксг =967,4 / 878,8= 1,101

3. Для максимального режима

Кmax = 1065,4/ 878,8 = 1,212

Асг = е - 0,115 ( 98 - 30) = 0,000402

Lобmax = 0,9 * е 0,115 ( 17,7 * 1,212? + 5,3) =164,41

h = е -(3 –(56+55,75)/2*60) / 3 =0,774

Lмсг = 0.9*е 0.115 ( 39,7( ( 1 – 0,774) * 1,101? + 0,747?) + 15.3 =259,26

F1 = 0,000402 * 164,41*259,26*3 / 24 =2,1419

По полученной интенсивности износа произведём пересчёт номинального тока, т.е. находим такой ток, при котором относительная интенсивность износа будет номинальной.

nвл=230 дней

nсг=(2/3)* 230=153,33

Smin = 0,97 * ( 3 * 929* 27,5 + 10*1000) =84043,2 кВА

Smax = 0,97* ( 3 *929* 1,08 * 27,5 +10*1000) =89990,7 кВА

=> Sн=80 МВА

Вывод: Так как Sн =80 МВА не попадает в интервал Smin<Sн<Smax то делаем уточненный расчет.

1.5.2 Уточнение расчета мощности трансформатора

Коэффициент, учитывающий износ изоляции обмотки за счет нагрева масла в период нормального графика

Lмо = е a(q * Ко? + h) (35)

Значение среднегодового износа находят по формуле:

(36)

где nвл - число суток в весенне-летний период;

nсг - число суток с предоставлением окна, можно принять = 2/3* nвл;

Тн = 21 - Твос – to;

Ао = е-a(qинтс - qохло) .

По новому значению F по формуле (32) вновь производится расчет номинального тока и находится новое значение Iоном. По каталогу выбирается мощность ближайшая - большая, чем:

Sрасч1= Ку*(3 *Iоном * Uш + Sр.расч) (37)

или

Sрасч2= 3 *Iоном * Uш (38)

Тн = 21 – 3 –(56+55,75)/(2*60) = 17,1 часа

Ао = е - 0,115 * (98 - 15) = 0,00007

Lмо = е 0,115 * (39,7 * 0,747? + 15,3)= 74,2

Sрасч 1= 0,97 * (3 * 864* 27,5 +10*1000) =78841,6 кВА

Sрасч 2= 3*864* 27,5 =71280 кВА

Выбираем мощность трансформаторатора согласно условию Sн>max(Sрасч1; Sрасч2) получаем Sн =80 МВА

Вывод: мощность тяговой подстанции 2*40 МВА

1.5.3 Проверка трансформаторов по максимальному току, максимально допустимому току и максимально допустимым температурам обмотки и масла

а) Максимальный ток для режим а сгущения

I2нт = (Sном / Ку -Sр.расч) / (3 *Uш) (39)

коэффициент сгущения

Ксг = Iэсг / Iнт < 1.5

б) Проверка по температуре масла

qмсг = qохлс + (q / I2нт?) * (Iоэ? * h + (1 - h) * Iсг?) + h < 95°С (40)

в) Проверка по максимальной допустимой температуре обмотки

qинтс = qмсг + а * (Iэmax? / I2нт? ) + b < 140°С (41)

где Iэmax - эффективный ток обмотки для максимального режима

I2нт - для двух трансформаторов

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

qмо = qохлс + (q / I1нт?) * Iэо? + h < 95°С (42)

qинто = qмо + а * (Iэmax? / I1нт? ) + b < 140°С (43)

где Iэmax - эффективный максимальный ток обмотки для заданного режима;

I1нт - ток, соответствующей мощности, которая может быть использована для тяги при работе одного трансформатора.

а) Максимальный ток для режима сгущения

Iнт = (80000 / 0,97 -10000) / (3 * 27,5) =878,5 А

коэффициент сгущения Ксг =967,4 / 878,5 = 1,1 < 1.5 условие выполняется

б) Проверка по температуре масла

qмсг = 30 + (39,7 / 878,5?) * (430870,6 * 0,774 + (1 – 0,774) * 935943,1) + 15,3=73,3 °С

73,3°С < 95°С

в) Проверка по максимальной допустимой температуре обмотки

qинтс = 73,3+ 17,7* (1320,5? / 878,5? ) + 5,3=118,6 °С

118,6 °С < 140 °С

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

Iнт = (40000 / 0,97 -10000) / (3 * 27,5) =484,8А

qмо = 30 + 39,7*430870,6 /484,8? + 15,3=92,3°С

92,3°С<95°С

qинто = 92,3+ 17,7* (823,6? / 484,8? ) + 5,3=133,6 °С

133,6 °С < 140 °С

Вывод: Трансформаторы по максимальному току, максимально допустимому току и максимально допустимым температурам обмотки и масла проходят.

2. Определение экономического сечения контактной сети одной МПЗ для раздельной и узловой схем питания

Общий расход энергии по четному и нечетному пути:

Wт = Iср * Uш * t *Nр (44)

где Nр = N / Кнд =105 / 1,15 = 92пар/сутки;

tч = 56,00 мин =0,933 часа

tтч =52,00 мин = 0,867 часа;

tнч = 55,75 мин = 0,929 часа;

tтнч =54,75 мин 0,913 часа

tт - суммарное время потребления энергии всеми поездами Nр, проходящими за период Т фидерную зону.

Тпер = 8 мин = 0,133 часа.

Удельные потери:

Для раздельной схемы питания:

(45)

Для узловой схемы питания:

Общий расход энергии:

Wт = Wтч + Wтнч

Экономическое сечение проводов в медном эквиваленте:

(47)

где: кэ=0,018руб/кВт*ч – стоимость электроэнергии.

Для раздельной схемы питания:

Wтч = 201,9·27,5·0,867·92= 402608,8 кВт*ч

Wтнч = 220,1·27,5·0,913·92=462188 кВт*ч

Для узловой схемы питания:

No = 1440 /8 = 180 пар поездов

Wт =402608,8 +462188=864796,8 кВт*ч

По результатам расчетов выбираем подвеску M-120+ МФ-100+ А-185

F =120+100+185/1,7=328,8 мм2

2.1 Проверка контактной сети по нагреву

Для подвески M-120+ МФ-100+ А-185 допустимый ток 1270 А, его нужно сравнить с эффективными токами фидеров контактной сети при режиме максимальной пропускной способности.

Iф1 = 743 А Iф4 = 793,2 А

Iф2 = 852,4 А Iф5 = 577,2 А

Вывод: подвеска M-120+ МФ-100+ А-185 по нагреву проходит.

2.2 Годовые потери электроэнергии в контактной сети для раздельной и узловой схемы питания

Значение потерь энергии по:

DWгод = Во * I * rа (51)

где l - длина зоны, км l = 46 км

rа - активное сопротивление подвески М-120+МФ-100+А-185= 0,055 Ом/км

DWгч =504491,7·46·0,055 =1276364 кВт*ч/год

DWгнеч = 650123,7·46 0,055 =1644813 кВт*ч/год

DWгразд =1276364 +1644813 = 2921177 кВт*ч/год

DWгузл = 2034271,4·46·0,055/2 =2573353,3 кВт*ч/год

3. Технико-экономический расчет по сравнению с раздельной и узловой схем питания

Приведенные ежегодные расходы:

Спр = Е * К + DА (52)

где Е = Ен + Еа + Ео

Ен = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности;

Еакс = 0,046 - амортизационные отчисления на к/с;

Ео = 0,03 - затраты на обслуживание;

Еапс = 0,055 - амортизационные отчисления на ПС;

DА - стоимость потерь электроэнергии в год;

DА = DWгод * Кэ (53)

где Кэ = 0,018 руб/кВт*ч - стоимость электроэнергии;

Спрразд = ( Ен + Еакс + Ео ) * Ккс +DА; (54)

Спрузл = ( Ен + Еакс + Ео ) * Ккс + ( Ен + Еапс + Ео ) * Кпс + DА; (55)

Кпс = 22000 руб.

Ккс = 13000 ·46= 598 тыс руб

Спрузл < Спрразд

Кузл > Кразд

Срок окупаемости:

Т = (Кузл - Кразд) / (Спрразд - Спрузл) < 8 лет; (56)

DАразд =2921177· 0,018 = 52581,2 руб.

DАузл = 2573353,3·0,018 = 46320,4 руб.

Спрразд = (0,12 + 0,046 + 0,03) · 598000 + 52581,2=169789,2 руб

Спрузл =(0,12+0,046 +0,03)·598000+(0,12+0,055+0,03)·22000+46320,4= 168038,4 руб

Т = 22000 / (2*169789,2-2*168038,4) = 6,3 года < 8 лет.

Вывод: вариант с узловой схемой питания более выгоден, хотя капиталовложения больше чем у раздельной, но ежегодные приведенные затраты меньше. Значит, принимаем узловую схему питания. Срок окупаемости 6,3 года < 8 лет.

4. Расчет среднего уровня напряжения в контактной сети до расчетного поезда на условном лимитирующем перегоне

Условный перегон находится в середине МПЗ, если в середине токи маленькие, то условный перегон перемещают в зону с большими токами. В пределах условного перегона выделяется блок- участок, равный 1/3 длины 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.

Рис. 2. Схема условного лимитирующего перегона и блок участка.

L1-расстояние от ТП1 до лимитирующего перегона;

L1*-расстояние от ТП1 до блок участка;

L2- расстояние от ТП2 до лимитирующего перегона;

L2*- расстояние от ТП2 до блок участка;

Lk-длинна лимитирующего перегона;

Lбу- длинна блок участка;

Lок- расстояние от ТП1 до расчетного поезда;

L- длинна МПЗ.

Расчет потерь напряжения тяговой сети и выпрямленных токов, приведенных к напряжению контактной сети.

Потери напряжения в тяговой сети:

DUс = DUк + DUр (57)

где DUк - потери напряжения в контактной сети до расчетного поезда;

DUр – потеря напряжения в рельсах до расчётного поезда.

Расчет ведется как и при постоянном токе, поэтому надо привести сопротивление контактной сети и рельсов к постоянному току.

Zкс = 0,136 Ом/км - приведенное сопротивление контактной сети для подвески M-120+МФ-100+А-185

(58)

где U = 25000 В;

Wkqд - расход энергии на движение расчетного поезда типа q, на к-ом перегоне в двигательном режиме;

tkqд - время потребления тока поезда типа q, на к-ом перегоне в двигательном редиме;

Wq = I * t * U - расход энергии поездами по всей зоне;

m = t / qo - количество поездов в зоне;

(59)

где - расход энергии на движение поездов типа q по фидерной зоне, по путям çи çç;

; (60)

Находим потери напряжения на ТП:

(61)

где kэф 0,97 - коэффициент эффективности, вводимый для перехода от выпрямленных токов к действующим.

Сопротивление трансформатора и внешней сети:

Хвт = Uk * Uш? * 10 / Sн + U? * 1000 / Sкз (62)

j - угол сдвига между током и напряжением, равен 370.

Iпmax = (Iаmax + Iвmax) / 2 (63)

где Iаmax, Iвmax - нагрузки плеч определяемых при N = No

Iпmax - средний выпрямленный ток подстанции при максимальных размерах движения.

Средний уровень напряжения у ЭПС:

U = 0.9 * 27500 - DUc - DUni (64)

По найденному значению напряжения можно откорректировать минимальный межпоездной интервал и перегонную пропускную способность:

(65)

где Zэ = 12 Ом - приведенное сопротивление ЭПС

I - средний выпрямленный ток электровоза за tэ, приведенный к напряжению.

Пропускная способность:

No’ = 1440 / Т’пер (66)

Кроме того, необходимо найти среднее значение напряжения за время хода поезда по блок-участку, что при разграничении поездов блок-участками равно Тпер/3

DUбу = DUk + DUр (67)

Uбу = 27500 - 1,11 * (DUбу + DUni) (68)

где 1,11 - коэффициент для перехода к потери действующего напряжения

Uбу ³ 21кВ;

L1*=21,9 км. L2*=21,6 км. Lк=7,5 км. Lок=23 км.

L1=20,7 км. L2=17,8 км. Lб=2,5км. L= 46 км.

Расчет:

Средний уровень напряжения у поезда на условном перегоне:

tч = 56 мин =0,933 часа

tтч =52 мин = 0,867 часа;

tнч = 55,75 мин = 0,929 часа;

tтнч =54,75 мин 0,913 часа;

T0 =0,13 часа;

m2 = tч / То =0,913 / 0,13 =6 поездов

Wkgd =0,13 *200* 25 =650 кВт*ч

Wg| = 0.867* 201,9* 25 =4376,2кВт*ч

Wg1I = 220,1* 0,913 * 25 =5023,8 кВт*ч

DUбу =1011,5+2365,7=3377,2 В

Xвт = 10,5*10* 27,52 / (1000 * 80) +27,52 /700 =1,711 Ом

Uср = 0,9 * 27500 – 3377,2– 2911,9=21401,1 В

Пересчитаем межпоездной интервал

Iср = 220 А tэ =8 мин

No’ = 1440 /10,1 =143 пары поездов в сутки.

N = 1440 /8 = 180 пар поездов в сутки.

Средний уровень напряжения у поезда на блок-участке:

tч = 7,25 мин =0,13 часа

tтч =7,25 мин = 0,13 часа;

tнч = 7,4 мин = 0,133 часа;

tтнч =7,2 мин 0,13часа;

T0 =0,13часа; m2 = tч / То =0,13 / 0,13 = 1 поезд

Wkgd =0,03*200* 25 =150 кВт*ч

Wg1 = 220*0,13* 25 =715 кВт*ч

WgI1 = 180*0,13* 25 =585 кВт*ч

DUбу =196,942+221,472=418,413 В

Uср = 27500 – 1,11 * (418,13+2368,4) = 24516,49 В > 21кВ

Вывод: напряжение на блок-участке удовлетворяет условию по минимальному уровню напряжения в тяговой сети, так как больше 21кВ. Пропускная способность не изменится и составляет 180 пар поездов в сутки.

5. Расчет минимальных токов короткого замыкания и максимальных рабочих токов для двух схем питания. Выбор схемы защиты контактной сети расчетного участка от короткого замыкания

5.1 Ток короткого замыкания может быть определен:

Iкз = Uнк Ö(2*Uнк2*(100000/Sкз+Uk*103/Sн)*10-2+X*lкз)2+(ra*lкз)2

где Uнк = 25 кВ;

lкз - расстояние от ТП до короткого замыкания

X и ra - индуктивное и активное сопротивления одного километра тяговой сети, Ом/км.

Максимальный ток фидера определяется в предположении, что ток фидера составляет сумму тока трогания одного ЭПС и отнесенного к этому фидеру средних токов других ЭПС.

При раздельном питании:

Iфmax = Iтр + (nф1 - 1) * I1 (70)

При узловой схеме питания:

Iфmax = Iтр + (nф1 - 1) * I1 /2 + nф2 * I2 / 2 (71)

где nф1, nф2 - максимальное число ЭПС, которое может находится в фидерной зоне четного и нечетного путей.

I1, I2 - средние значения разложенных поездных токов.

Уставки защиты должны удовлетворять условиям для ВЛ 80;

Iтр = 446 кз = 1,2

кв = 0,9 кч = 1,5

Iу > кз *Iфmax / кв, кч * Iу < Ikmin (72)

1. Расчет для раздельной схемы питания:

Zтс = 0,094 + j0,287 Ом/км

Iкз=25000Ö(2*252*(1/700+10,5/(80*1000))*10-2+0,287*46)2+(0,094*46)2 =1419,6 А

Iфmaxч = 446 + (8-1) * 201,9=1859,3 А

Iфmaxнеч = 446 + (8- 1) ·220,1= 1986,7 А

Iуст = 1986,7 ·1,2/ 0,9 =2804,8 А

Iуст=2804,8·1,5=4207,2 А

4207,2 > 1419,6

Условие не выполняется, максимальной токовой защиты не достаточно. Необходимо снабдить схему электронной защитой фидера.

2. Расчет для узловой схемы питания:

Iкз=25000Ö(2*252*(1/700+10,5/80000)*10-2+0,287*46/2)2+(0,094*46/2)2 =2338,4 А

Iфmaxч = 446 + (8-1) * 201,9/ 2 +8*220,1/2=2033,1 А

Iфmaxнеч = 446 + (8 - 1) *220,1/2+8*201,9/2 =2024 А

Iуст =2033,1 * 1,2 / 0,9 =2870,3 А

кч * Iуст = 2870,3 * 1,5 = 4305,5 А < 2338,4 А условие не выполняется максимальной токовой защиты не достаточно. Необходимо снабдить схему электронной защитой фидера.

5.2 Расчет уставок электронной защиты фидера ТП

1-я ступень защиты - ненаправленная дистанционная защита является основной и отключает без выдержек времени в пределах 80-85% зоны. При к.з. рядом с шинами подстанции предусмотрен автоматический перевод 1-й ступени защиты в режим ТО. Этот перевод обусловлен понижением напряжения на шинах ТП до определенного уровня.

2-я ступень защиты - направленная защита с выдержкой времени 0,5 сек. Она резервирует 1-ю ступень защиты. Во 2-й ступени используется фазовый орган, который ограничивает характеристику срабатывания реле в заданном диапазоне.

Расчет утавок электронной защиты:

Определение сопротивления ТП:

Zп = 2 * (Uн2 / Sкз + Uk * Uн2 / (100 * Sн))

Сопротивление срабатывания 1-й ступени защиты:

Zсрi = котс * Zвхi

где котс =0,8 - коэффициент отстройки;

Zвхi - входные сопротивления в конце защищаемой зоны;

Zвх = Z1 * l

Z1 - сопротивление одного пути 2-х путного участка.

Выбранное сопротивление Zсрi проверяется на селективность по отношению к токам нагрузки:

Zсз £ кв * Zнmin / к

где Zнmin - минимальное сопротивление нагрузки;

Zнmin= Uрmin / Iнmax

где кв = 0,9; кн = 1,2; Uрmin = 25 кВ

При понижении напряжения на шинах ТП ненаправленная дистанционная защита переводится в режим ТО.

Напряжение перевода:

Uсзуто = Ukmin /кн

где Ukmin - минимальное напряжение при к.з. в конце линии;

Ukmin = Umin * Zэ * I / (Zп + Z2 * I)

Umin = 0.9 * 27500 = 24750 В;

где Z2 - сопротивление двухпутного участка при соединении контактных подвесок.

Ток срабатывания отсечки:

Iсзуто = кн * Iкзmax

где Iкзmax - максимальный ток к.з. протекающий через фидер;

Iкзmax = Umax / (Zп + Z1 * I)

Umax = 1.05 * 27500 = 28875 В;

Выбранное значение Iсзуто проверяется:

Iсзуто ³ кн * Iнmax / кв

Сопротивление срабатывания направленной дистанционной защиты ( 2-я)

Zсз|| = кч * Zкзmax

где Zкзmax - максимальное сопротивление при к.з. на шинах смежной подстанции;

Zкзmax = 2 * (Z2 * Ica + Z1 *Iсв)

Расчет выполняем только для раздельной схемы питания:

Определим сопротивление ТП и нвешней сети:

Zп = 2 * (252/700 + 10,5 * 252 / (100*80) = 3,43 Ом

Z1 = Z2 = Ö 0.0942 + 0.2872 =0.302 Ом

Zвх = 0,302 * 46=13,89 Ом

Сопротивление срабатывания 1-й ступени защиты:

Zcp1 = 0.8 * 13,89=11,11 Ом

Zнmin = 25000 / 1986,7= 12,58 Ом

11,11 < 0,9 *12,58 /1.2 = 9,44 Ом

Напряжение перевода в ТО:

Минимальное напряжение при коротком замыкании в конце линии:

Uнmin = 0.9 (27500 * 0.302 * 46) / 2 * (3,43 + 0.302 * 46) =8284,2 В

Uсзуто = 8284,2 / 1,2 = 6903,5 В

Ток срабатывания токовой отсечки:

Минимальный ток короткого замыкания в конце линии:

Iкзmax = 1,05 * 27500 / 3,43+ 0.302 * 46= 2782,9А

Iсзуто = 1,2 * 2782,9 =3339,5 А

Проверяем ток срабатывания защиты на селективность

3339,5 А > 1,2 *2033,1 / 0,9 =2710,8 А условие выполняется.

Сопротивление срабатывания 2-й ступени защиты.

Максимальное сопротивление к.з. на шинах смежной подстанции:

Zкзmax = 2 * (0.302 * 46+ 0.302 * 46) =55,72 Ом

Zсз =55,72 * 1,5 =83,59 Ом

Вывод: электронная защита ФКС полностью удовлетворяет условиям нормальной работы, т.к. она надежно отстроена от минимального сопротивления нагрузки и максимальных токов нагрузки фидеров для узловой схемы.

6. Расчет реактивного электропотребления расчетной ТП, мощность установки параллельной компенсации и ее параметры

Рис. 3. Схема включения КУ на ТП

Q = U * I * sin(37°) P = U * I * cos(37°)

Q| = 27.5 * 728,7* sin(37°) =12059,9кВАр

Q|| = 27.5 * 894.9* sin(37°) =14810,5кВАр

P| = 27.5 * 728,7* cos(37°) = 16004,1 кВт

P|| = 27.5 * 894.9* cos(37°) = 19654,2кВт

Определение экономического значения реактивной мощности:

tg(jэ) = 0,25

Qэ = tg(jэ)*Q

Qэ| = 0,25 * 12059,9 =3015 кВАр

Qэ|| = 0,25 * 14810,5 =3702,6 кВАр

Мощность, подлежащая компенсации:

Qку = Q - Qэ

Qку| = 12059,9-3015 =9044,9 кВАр

Qку|| =14810,5-3702,6 =11107,9 кВАр

Ориентировочное значение установленной мощности КБ:

Qуст = Qку / kg kg = 0.5 коэффициент полезного использования

Qуст| = 9044,9/ 0,5 = 18089,8 кВАр

Qуст|| = 11107,9/ 0,5 =22215,8 кВАр

Количество последовательных:

М = (Uтс / Uкн) * 1,1 * 1,05 * 1,15 * 1,15

1,1 - коэффициент, учитывающий номинальный разброс;

Uкн - номинальное напряжение 1-го конденсатора = 1,05кВ;

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 * 1,1 * 1,05 * 1,15 * 1,15 = 40 шт

Мощность одной последовательной цепи:

Q1уст = 40 * (50, 60, 75, 125) = 2000, 2400, 3000, 5000 кВАр

Количество параллельных ветвей в КБ:

N = Qуст / (Qкн *М)

	1 -е плечо	2-е плечо
50	N = 18089,8 / 2000 = 9,045 = 10 шт	N =22215,8/ 2000 = 12 шт
60	N = 18089,8 / 2400 =8 шт	N = 6381,08/ 2400 = 10шт
75	N = 18089,8 / 3000 = 7 шт	N = 6381,08/ 3000 = 8 шт
125	N = 18089,8 / 5000 = 4 шт	N =6381,08/ 5000 = 5 шт
	125 N = 4 шт	125 N = 5 шт

Для 1-го плеча питания: КС - 1,05 - 125

Для 2-го плеча питания: КС - 1,05 – 125

Параметры КБ

Iкн = Qкн / Uкн Хкн = Uкн2 / Qкн Скн = 1000000 /( 2*p*f*Хкн) Хкб = Хкн*М/N Скб = Скн*N/M
Iкн = 125000 / 1050 = 119 А Хкн = 10502 / 125000 = 8,82 Ом Скн = 1000000 / (2*p*50*8,82) =360,9 мКф Хкб = 8,82*40/4 =88,2 Ом Скб = 360,9*4/40 = 36,1 мкФ	Iкн = 125000 / 1050 = 119 А Хкн = 10502 / 125000 = 8,82 Ом Скн = 1000000 / (2*p*50*8,82) =360,9 мКф Хкб = 8,82*40/5 =70,56 Ом Скб = 360,9*5/40 = 45,1 мкФ

Индуктивность реактора:

Lр = 109/((2*p*130)2*Скб) Lрср = (Lр1 + Lр2) / 2
Lр1 = 109/((2*p*130)2*36,1) = 41,5 мГн Lр2 = 109/((2*p*135)2*36,1) = 38,5 мГн Lрср = (38,5 +41,5 ) / 2 = 40 мГн	Lр1 = 109/((2*p*130)2*45,1) = 33,2 мГн Lр2 = 109/((2*p*135)2*45,1) = 30,8 мГн Lрср = (30,8 +33,2 ) / 2 = 32 мГн

Параметры КУ:

Хзр = 2*p*f*Lзр Хку = Хкб – Хзр Iку = Uтс / Хку Qп = Uтс2 / Хку Qуст = Qкб * М * N
Хзр = 2*p*50*40 = 16,8Ом Хку =88,2– 16,8 = 71,4 Ом Iку = 27500 / 71,4 = 385,2 А Qп = 27,52 / 71,4 = 10,6 МВАр Qуст = 125*40*4/1000 = 20 МВАр	Хзр = 2*p*50*107,5= 28,6 Ом Хку = 70,56– 16,8 = 41,96 Ом Iку = 27500 / 41,96 = 655,4А Qп = 27,52 / 41,96 = 18 МВАр Qуст = 125*40*5/1000 = 25 МВАр

Увеличение напряжения в точках включения

Хсум = Uтс2 / Sкз + Uтс / (100 * Sн)

Хсум = 27,52 / 700 + 10,5 * 27,5 / (100 *80) =1,15 Ом

DU = Iикб * Хсум

DU1= 476 *1,15=547,4 В

DU2= 595*1,15=684,3 В

Определение стоимости активной и реактивной энергии за год:

Wр = (16004,1+19654,2) * 8760 =312366708 кВт*ч

ср = 0,08 руб/кВт*ч

Ср= 312366708 * 0,08 =23739869,8 руб.

Wq = (12059,9+14810,5)* 8760 =235384704 кВАр*ч

cq = 0,08 * 0,1 = 0,008 руб/кВт*ч

Cq = 235384704* 0,008 =1788923,8 руб

Cqк = (9044,9+11107,9) * 0,95 * 8760 * 0,008 =1341692,8 руб

Заключение

В данном курсовом проекте был произведён расчёт системы электроснабжения электрифицированных железных дорог. В результате расчета системы тягового электроснабжения получено следующее:

- мощность тяговой подстанции составила 80 МВА;

- количество трансформаторов на тяговых подстанциях - 2;

- определено экономическое сопротивление проводов контактной сети для раздельной и узловой схем питания, где предложен вариант узловой схемы питания т.к. срок окупаемости узловой схемы меньше 8 лет;

- произведен расчет среднего уровня напряжения контактной сети, где не выполняется условие минимального напряжения. Пропускная способность уменьшается до 143 пар поездов в сутки;

- выбрана релейная и электронная защита ФКС;

- рассчитано реактивное электропотребление тяговой подстанции;

- выбрана установка параллельной компенсации и ее параметры.

Список литературы

1. Марквардт К.Г. «Электроснабжение электрифицированных железных дорог. М.: Транспорт, 1982.

2. Справочник по электроснабжению железных дорог. Т. 1. М.: Транспорт, 1980. 256с.

3. Тер-Оганов Э. В. Методические указания по определению трансформаторной мощности тяговых подстанций. М.: ВЗИИТ, 1980.

4. Задание на курсовой проект с методическими указаниями «Электроснабжение электрических железных дорог» Москва - 1990 г.