Антиплагиат (1212620), страница 4
Текст из файла (страница 4)
От понижающих трансформаторов до ЗРУ – гибкая ошиновка,выполненная проводом АС-2х185 мм2.Для получения постоянного оперативного тока служат кислотные свинцовыеаккумуляторы типа 8OPzV800. Они расположены в отдельном помещении –аккумуляторной, оборудованной приточной вытяжной вентиляцией.При исчезновении напряжения на тяговой подстанции запускается в работудизель-генератор ДГА-75 для питания собственных нужд подстанции.Длина перегона Чалганы-Сулус – 41км.Длина перегона Сулус-Магдагачи – 44,4км.Марка провода линии ДПР – АС-2х50.Нагрузка линии ДПР: «З», «В»: 1 КТП-250 кВА, 3 КТП-100 кВА,1 КТП-25 кВ и 41 сигнальная точка по 1,25 кВА.Марки проводов контакной подвески: ПБСМ-95 + МФ-100.1.1 Определение остаточного ресурса электрооборудованияДля определения необходимости замены устаревшего оборудования насовременное необходимо произвести расчёт остаточного ресурса оборудования,по отношению к паспортному сроку службы, %, по формуле (1.1):, (1.1)где – паспортный срок службы электроустановки; – фактическийсрок службы электроустановки.На тяговой подстанции Сулус установлены высоковольтные выключателифидеров контактной сети типа ВМКЭ-35А-16/1000.
Срок службы такоговыключателя составляет 28 лет.Определим остаточный ресурс выключателя ВМКЭ-35А-16/1000,установленного в 1985 году, по формуле (1.1):Тост = 0 %.То есть остаточный ресурс составляет 0 %. Физически и морально данныйвыключатель устарел. Промышленностью уже выпущены выключатели болеесовременные, с меньшими габаритами и отсутствием масла, в частностиэлегазовые выключатели на напряжение 27,5 кВ, 110 кВ и 220 кВ.Расчёты остаточного ресурса для остального оборудования сведемв таблицу 1.1.Таблица 1.1 – Расчёт остаточного ресурсаТип оборудованияГод ввода вэксплуатациюСрокслужбыпопаспортуФактическийсрок службыОстаточныйресурс,12345ТДТНЖ-40000/220/27,5 1985 25 31 нетУ-220-2000-25У1 1985 25 31 нетВМКЭ-35А-16/1000УХЛ21985 28 31 нетВВК-27,5Б-20/1250 1997 28 19 32%ЗНОМ-27,5/100 У1 1985 25 31 нетНТМИ-10-100-УХЛ2 1998 25 18 28 %ТЛМ-10-300 2004 25 12 52 %ВМПЭ-10-1000-20-ПЭ111996 25 20 20 %ТМЖ-250/35 1985 25 31 нетРасчет остаточного ресурса оборудования также возможен с применениемтехнологии комплексного управления надежностью и рисками нажелезнодорожном транспорте с использованием методологии обеспечениябезотказности, готовности, ремонтопригодности и безопасности (RAMS).
ВОАО «РЖД» эта методология была дополнена и распространена на стоимостьжизненного цикла. Эта доработанная технология получила название «УРРАН»(УРРАН – Управление Ресурсами, Рисками на этапах жизненного цикла иАнализ Надежности).1.2 Определение объемов предстоящей реконструкции и ее техникоэкономическое обоснованиеНа основании расчетных данных таблицы 1.1 принимается решение озамене масляных выключателей У-220, ВМКЭ-35, ВМПЭ-10, разъединителейРНДЗ-35, РВЗ-10, трансформаторов собственных нужд ТМЖ-250, а такжетрансформаторов тока ТФЗМ-35, и трансформаторов напряжения, ЗНОМ-27,5,т.к. эти трансформаторы не соответствуют классу точности для подключения ксистеме АСКУЭ, так же на данном этапе развития имеется более современноеоборудование которое имеет ряд существенных преимуществ таких какбыстрота действия, простота в обслуживании, отсутствие объемов масла,удобство в эксплуатации и обслуживании, также одно из самых главныхпреимуществ является экологичность.В соответствии со стратегией инновационного развития ОАО «РЖД»силовое оборудование тяговых подстанций должно быть приведено кзарубежному уровню оборудования, используемого во Франции, Японии,Германии.
Главным ориентиром стратегии является снижение уровня отказовтехнических средств за счет реконструкции объектов с истекшим остаточнымресурсом.На тяговой подстанции в работе имеется оборудование, установленноепозже ввода подстанции в эксплуатацию:ОРУ-220 кВ: ТБМО-220-УХЛ1, НАМИ-220 УХЛ1, РГ.2- 220УХЛ1.ОРУ-27,5 кВ: ОПН-27,5 КС УХЛ1, ВВК 27,5Б-20/1250 и ВР 27,5НС-20/1250.ЗРУ-10 кВ: ТЛМ-10, НТМИ-10, ОПН-10.Это оборудование установлено и введено в работу в разные годы: в период с1998 по 2010 гг. и еще не выработало свой ресурс, соответственно заменупроизводить, в первую очередь с экономической точки зрения не целесообразно.2 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ И ВЫБОРПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВБесперебойность питания нагрузок тяги обеспечивается установкой наподстанции переменного тока напряжением 27,5 кВ не менее двух понижающихтрансформаторов.В случае отключения одного понижающего трансформатора оставшийся вработе должен обеспечивать заданные размеры движения, а также питаниенагрузок нетяговых 107 электроприемников первой и второй категории.
107Экономически не выгодно принимать мощность каждого трансформатора израсчета обеспечения всей нагрузки подстанции. Как правило, на подстанцияхоба трансформатора бывают включены. Мощность их целесообразно принятьтакой, чтобы при отключении одного из них электроснабжение обеспечивалосьоставшимся в работе трансформатором. Мощность понижающеготрансформатора 18 рекомендуется определять исходя из условия:,(2.1) 18где – 16 суммарная максимальная нагрузка первичной обмоткитрансформаторов, кВА; – 16 коэффициент допустимой перегрузкитрансформатора по отношению к его номинальной мощности в аварийномрежиме, = 1,4; – 16 количество трансформаторов.Суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки понижающихтрансформаторов 16 определяется следующим образом:, (2.2)где – мощность потребителей, присоединенных к шинам тяговогоэлектроснабжения, кВА; – 28 максимальная полная мощность нетяговыхпотребителей, подключенных к районной обмотке силовых трансформаторов,кВА; – 28 коэффициент разновременности максимальных нагрузок тяговых инетяговых потребителей, равный 0,95-0,98.2.1 Определение мощности тяговой обмотки понижающеготрансформатора 17Мощность тяговой обмотки понижающих трансформаторов 17 определимследующим образом:, (2.3)где – мощность, расходуемая на тягу поездов, кВА; – максимальнаямощность нетяговых потребителей, получающих питание от системы ДПР, кВА;– номинальная мощность трансформатора собственных нужд (ТСН), кВА;– коэффициент разновременности максимальных нагрузок тяговых инетяговых потребителей, равный 0,95-0,98.2.1.1 Определение мощности, расходуемой на тягу поездовПо известным действующим значениям токов наиболее и наименеезагруженных плеч питания, необходимая мощность понижающихтрансформаторов, кВА, для питания тяговой 28 нагрузки определяется поформуле: 28, (2.4)где и – 28 соответственно действующее значение тока наиболее и наименеезагруженных плеч питания, А; – напряжение на шинах РУ 27,5 кВ, кВ;– коэффициент, учитывающий неравномерность нагрузки фазтрансформатора, 0,9; – коэффициент, учитывающий влияние компенсацииреактивной мощности, 0,93; – коэффициент, учитывающий влияниевнутрисуточной неравномерности движения на износ изоляции обмотоктрансформатора, 1,45.Для определения значений токов наиболее и наименее загруженных плечпитания воспользуемся программой «Кортэс».
В которой учитывается профильпути, ограничения скорости, тип электровоза и вес поезда. Полученные данныесводим в таблицы 2.1-2.4.Таблица 2.1 – Токовая нагрузка плеча Магдагачи-Сулус для поездов массой7800 тоннПерегон Длина, кмВремя хода, минут Расход энергииполное под токомактивный,кВт чполный,кВА ч7493,1-7537,5 44,4 39,6 20,7 4242,3 4706,6Удельный расход: активный 11,8 Вт ч/(т км); полный 13,1 ВА ч/(т км).Максимальный ток поезда 618 А на 7526,29 км.Таблица 2.2 – Токовая нагрузка плеча Сулус-Магдагачи для поездов массой6000 тоннПерегонДлина,кмВремя хода, минут Расход энергииполное под токомактивный,кВт чполный,кВА ч7537,5-7493,1 44,4 40,3 23,9 4000,9 4433,5Удельный расход: активный 14,3 Вт ч/(т км); полный 15,9 ВА ч/(т км).Максимальный ток поезда 612 А на 7495,98 км.Таблица 2.3 – Токовая нагрузка плеча Сулус-Чалганы для поездов массой7800 тоннПерегон Длина, кмВремя хода, минут Расход энергииполноеподтокомактивный,кВт чполный,кВА ч7537,5-7578,5 41,0 46,7 23,9 4068,8 4514,7Удельный расход: активный 12,3 Вт ч/(т км); полный 13,6 ВА ч/(т км).Максимальный ток поезда 618 А на 7566,54 км.Таблица 2.4 – Токовая нагрузка плеча Чалганы-Сулус для поездов массой6000 тоннПерегонДлина,кмВремя хода, минут Расход энергииполноеподтокомактивный,кВт чполный,кВА ч7578,57537,541,0 38,1 19,8 3156,7 3510,6Удельный расход: активный 12,2 Вт ч/(т км); полный 13,6 ВА ч/(т км).Максимальный ток поезда 618 А на 7540,81 км.По формуле (2.4) находим мощность, расходуемую на тягу поездов:.2.1.2 Мощность нетяговых потребителей питающихся по линии ДПРНагрузка 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 определяемпо формуле (2.5):,(2.5)где – 28 установленная мощность нетяговых 28 потребителей, питающихся полинии ДПР, = 626,26 кВт.; – 31 коэффициент спроса, учитывающий режимработы, 31 загрузку и к.п.д.
оборудования – 0,65; cosφ = 0,92..2.1.3 Мощность собственных нужд и выбор трансформатора собственныхнуждТребующуюся мощность для питания собственных нужд переменного токаопределяют суммированием присоединенной мощности всех потребителей. 31Присоединенная мощность потребителей собственных нужд сведена втаблицу ПРИЛОЖЕНИЕ А.При определении мощности трансформатора собственных нужд 10 исходят изтого, что один трансформатор должен обеспечить всю нагрузку собственныхнужд 31 согласно 10 условию:,(2.6)где – максимальная мощность потребителей собственных нужд, кВА.Согласно условию (2.6) принимаем ближайший по мощноститрансформатор типа ТМ-400/27,5 с номинальной мощностью = 400 кВА иноминальным напряжением обмоток .Так как в летнее время обогрев оборудования и помещения тяговойподстанции не отапливаются, то без учета мощности используемой для этихцелей, мощность потребителей собственных нужд составляет – 139,9 кВА.Из справочных данных [3] принимаем ближайший по мощноститрансформатор собственных нужд типа ТМЖ-250/27,5 с номинальноймощностью 250 кВА; = 0,96; = 3,7; = 6,5 %.На транзитных тяговых подстанциях устанавливают два ТСН мощностью250 кВА и два ТСН мощностью 400 кВА для обогрева выключателей ОРУ свторичным напряжением 380/220 В, работающих с глухозаземленнойнейтралью.
На подстанциях переменного тока ТСН присоединяют к шинамРУ-27,5 кВ. 31По формуле (2.2) определим мощность тяговой обмотки силовоготрансформатора.2.2 Мощность районных потребителейВ ЗРУ-10 кВ нормально в работе пять фидеров для питания районнойнагрузки и два фидера для продольного электроснабжения. Согласно протоколазамеров (ПРИЛОЖЕНИЕ Б) проведенных на тяговой подстанции Сулус в сутках9 марта 2017 года.Потребители, питающиеся от шин различных напряжений подстанции,представлены в таблице 2.6 на 19-00.Таблица 2.6 – Мощность потребителейПотребителиПотребляемая мощность, кВт, кВАр кВАВвод 10 кВ 55,60 10,00 56,49Необходимую максимальную полную мощность кВА, всех потребителейс учетом потерь в сетях выше 1000 В и понижающих трансформаторахпотребителей можно определить по формуле:(2.10)где – максимальное значение суммарной активной нагрузкипотребителей, кВт; – максимальное значение суммарной реактивнойнагрузки потребителей, кВар.; и – определяются по суточнымграфикам нагрузок.Необходимая максимальная полная мощность кВА, на шинах РУ10 кВ подстанции согласно формуле (2.10):.Мощность тяговой обмотки понижающих трансформаторов определим поформуле (2.3):.Необходимую мощность каждого из двух понижающих трансформаторов 16определим согласно формуле (2.2):.Следовательно, согласно условию (2.1) необходимая мощность каждого издвух трансформаторов:.Принимаем понижающие трансформаторы типа ТДТНЖ-40 000/220,номинальная мощность которых = 40 МВА, номинальные напряженияобмоток = 230 кВ, = 27,5 кВ, = 11,0 кВ; = 54; = 220;= 12,5 %; = 22,0 %; = 9,5 % [3].Полная мощность тяговой подстанции зависит от количества имощности понижающих трансформаторов и схемы электроснабжения тяговойподстанции.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
