Воробьев (Реконструкция тяговой подстанции Сулус), страница 3
Описание файла
Файл "Воробьев" внутри архива находится в следующих папках: Реконструкция тяговой подстанции Сулус, Воробьев. Документ из архива "Реконструкция тяговой подстанции Сулус", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "дипломы и вкр" из 8 семестр, которые можно найти в файловом архиве ДВГУПС. Не смотря на прямую связь этого архива с ДВГУПС, его также можно найти и в других разделах. .
Онлайн просмотр документа "Воробьев"
Текст 3 страницы из документа "Воробьев"
где – мощность потребителей, присоединенных к шинам тягового электроснабжения, кВА; – максимальная полная мощность нетяговых потребителей, подключенных к районной обмотке силовых трансформаторов, кВА; – коэффициент разновременности максимальных нагрузок тяговых и нетяговых потребителей, равный 0,95-0,98.
-
Определение мощности тяговой обмотки понижающего трансформатора
Мощность тяговой обмотки понижающих трансформаторов определим следующим образом:
, (2.3)
где – мощность, расходуемая на тягу поездов, кВА; – максимальная мощность нетяговых потребителей, получающих питание от системы ДПР, кВА; – номинальная мощность трансформатора собственных нужд (ТСН), кВА; – коэффициент разновременности максимальных нагрузок тяговых и нетяговых потребителей, равный 0,95-0,98.
-
Определение мощности, расходуемой на тягу поездов
По известным действующим значениям токов наиболее и наименее загруженных плеч питания, необходимая мощность понижающих трансформаторов , кВА, для питания тяговой нагрузки определяется по формуле:
, (2.4)
где и – соответственно действующее значение тока наиболее и наименее загруженных плеч питания, А; – напряжение на шинах РУ 27,5 кВ, кВ; – коэффициент, учитывающий неравномерность нагрузки фаз трансформатора, 0,9; – коэффициент, учитывающий влияние компенсации реактивной мощности, 0,93; – коэффициент, учитывающий влияние внутрисуточной неравномерности движения на износ изоляции обмоток трансформатора, 1,45.
Для определения значений токов наиболее и наименее загруженных плеч питания воспользуемся программой «Кортэс». В которой учитывается профиль пути, ограничения скорости, тип электровоза и вес поезда. Полученные данные сводим в таблицы 2.1-2.5.
Таблица 2.1 – Токовая нагрузка плеча Магдагачи-Сулус для поездов массой 7800 тонн
Перегон | Длина, км | Время хода, минут | Расход энергии | ||
полное | под током | активный, кВт·ч | полный, кВА·ч | ||
7493,1-7537,5 | 44,4 | 39,6 | 20,7 | 4242,3 | 4706,6 |
Таблица 2.2 – Токовая нагрузка плеча Сулус-Магдагачи для поездов массой 6000 тонн
Перегон | Длина, км | Время хода, минут | Расход энергии | |||
полное | под током | активный, кВт·ч | полный, кВА·ч | |||
7537,5- 7493,1 | 44,4 | 40,3 | 23,9 | 4000,9 | 4433,5 |
Таблица 2.3 – Токовая нагрузка плеча Сулус-Чалганы для поездов массой 7800 тонн
Перегон | Длина, км | Время хода, минут | Расход энергии | ||
полное | под током | активный, кВт·ч | полный, кВА·ч | ||
7537,5-7578,5 | 41,0 | 46,7 | 23,9 | 4068,8 | 4514,7 |
Таблица 2.4 – Токовая нагрузка плеча Чалганы-Сулус для поездов массой 6000 тонн
Перегон | Длина, км | Время хода, минут | Расход энергии | ||
полное | под током | активный, кВт·ч | полный, кВА·ч | ||
7578,5-7537,5 | 41,0 | 38,1 | 19,8 | 3156,7 | 3510,6 |
Таблица 2.5 – Результаты тягового расчета для подстанции Сулус
Перегон | Удельный расход | Максимальный ток поезда | |||
активный, Вт·ч/(т·км) | полный, ВА·ч/(т·км) | Ток, А | Километр, км | ||
Магдагачи-Сулус | 11,8 | 13,1 | 618 | 7526,29 | |
Сулус-Магдагачи | 14,3 | 15,9 | 612 | 7495,98 | |
Сулус-Чалганы | 12,3 | 13,6 | 618 | 7566,54 | |
Чалганы-Сулус | 12,2 | 13,6 | 619 | 7540,81 |
По формуле (2.4) находим мощность, расходуемую на тягу поездов:
.
-
Мощность нетяговых потребителей питающихся по линии ДПР
Нагрузка линии ДПР: «З», «В»: 1 КТП-250 кВА, 3 КТП-100 кВА, 1 КТП-25 кВА и 41 сигнальных точек по 1,25 кВА.
Мощность нетяговых потребителей питающихся по линии ДПР определяем по формуле (2.5):
, (2.5)
где – установленная мощность нетяговых потребителей, питающихся по линии ДПР, = 626,26 кВт.; – коэффициент спроса, учитывающий режим работы, загрузку и к.п.д. оборудования – 0,65; cosφ = 0,92.
.
-
Мощность собственных нужд и выбор трансформатора собственных нужд
Требующуюся мощность для питания собственных нужд переменного тока определяют суммированием присоединенной мощности всех потребителей.
Присоединенная мощность потребителей собственных нужд сведена в таблицу ПРИЛОЖЕНИЕ А.
При определении мощности трансформатора собственных нужд исходят из того, что один трансформатор должен обеспечить всю нагрузку собственных нужд согласно условию:
, (2.6)
где – максимальная мощность потребителей собственных нужд, кВА.
Согласно условию (2.6) принимаем ближайший по мощности трансформатор типа ТМ-400/27,5 с номинальной мощностью = 400 кВА и номинальным напряжением обмоток .
Так как в летнее время обогрев оборудования и помещения тяговой подстанции не отапливаются, то без учета мощности используемой для этих целей, мощность потребителей собственных нужд составляет – 139,9 кВА.
Из справочных данных [3] принимаем ближайший по мощности трансформатор собственных нужд типа ТМЖ-250/27,5 с номинальной мощностью 250 кВА; = 0,96; = 3,7; = 6,5 %.
На транзитных тяговых подстанциях устанавливают два ТСН мощностью 250 кВА и два ТСН мощностью 400 кВА для обогрева выключателей ОРУ с вторичным напряжением 380/220 В, работающих с глухозаземленной нейтралью. На подстанциях переменного тока ТСН присоединяют к шинам
РУ-27,5 кВ.
По формуле (2.2) определим мощность тяговой обмотки силового трансформатора
.
-
Мощность районных потребителей
В ЗРУ-10 кВ нормально в работе пять фидеров для питания районной нагрузки и два фидера для продольного электроснабжения. Согласно протокола замеров (ПРИЛОЖЕНИЕ Б) проведенных на тяговой подстанции Сулус в сутках 9 марта 2017 года.
Потребители, питающиеся от шин различных напряжений подстанции, представлены в таблице 2.6 на 19-00.
Таблица 2.6 – Мощность потребителей
Потребители | Потребляемая мощность | ||
, кВт | , кВАр | кВА | |
Ввод 10 кВ | 55,60 | 10,00 | 56,49 |
Необходимую максимальную полную мощность кВА, всех потребителей с учетом потерь в сетях выше 1000 В и понижающих трансформаторах потребителей можно определить по формуле:
(2.10)
где – максимальное значение суммарной активной нагрузки потребителей, кВт; – максимальное значение суммарной реактивной нагрузки потребителей, кВар.; и – определяются по суточным графикам нагрузок.
Необходимая максимальная полная мощность кВА, на шинах РУ
10 кВ подстанции согласно формуле (2.10):
.
Мощность тяговой обмотки понижающих трансформаторов определим по формуле (2.3):
.
Необходимую мощность каждого из двух понижающих трансформаторов определим согласно формуле (2.2):
.
Следовательно, согласно условию (2.1) необходимая мощность каждого из двух трансформаторов:
.
Принимаем понижающие трансформаторы типа ТДТНЖ-40 000/220, номинальная мощность которых = 40 МВА, номинальные напряжения обмоток = 230 кВ, = 27,5 кВ, = 11,0 кВ; = 54; = 220; = 12,5 %; = 22,0 %; = 9,5 % [3].
Полная мощность тяговой подстанции зависит от количества и мощности понижающих трансформаторов и схемы электроснабжения тяговой подстанции. Выражение для определения максимальной полной мощности тяговой подстанции приведено в [3] и имеет вид:
, (2.11)
где – число главных понижающих трансформаторов, =2; – сумма мощностей подстанций, питающихся транзитом через шины рассчитываемой подстанции, МВА; – коэффициент разновременности максимальных нагрузок рассчитываемой и соседних подстанции, для двухпутных участков = 0,7-0,8.
Через шины тяговой подстанции Сулус питается транзитом тяговая подстанция Чалганы, и тяговая подстанция Магдагачи, имеющие по два силовых трансформатора мощностью 40 МВА каждый.
.
-
СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ
Согласно ПУЭ выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и электрической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания (Iк), поэтому необходимо произвести расчет токов короткого замыкания для всех распределительных устройств (РУ) и однофазного замыкания на землю (Iк) для РУ, питающего напряжения.
На основании исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется расчетная схема (рисунок 3.1).