Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Особенностью электроэнергетики является неразрывная одномоментная связь производства и потребления электроэнергии. Поэтому производители и потребители электроэнергии объединены в энергосистемы, состоящие из электроустановок – электростанций, электрических сетей и электроприемников – потребителей электроэнергии.

Основные требования к электрическим сетям – передача и распределение электрической энергии с надежностью, соответствующей категории электроприемников, при использовании сечений проводников, удовлетворяющих экономической плотности тока или технико-экономическим расчетам.

Особую группу электрических сетей составляют контактные сети электрического неавтономного транспорта. Они предназначены не только для передачи и распределения, но и съема электроэнергии для питания электроподвижного состава. Контактные сети используются в первую очередь на электрифицированных железных дорогах.

Одним из основных элементов системы электроснабжения электрифицированных железных дорог, к которому предъявляются повышенные требования по надежности электроснабжения, являются тяговые подстанции. Современные тяговые подстанции электрифицированных железных дорог представляют собой электроустановки, предназначенные для комплексного электроснабжения электроподвижного состава, не тяговых железнодорожных потребителей, включая потребителей устройств СЦБ и не железнодорожных промышленных и сельскохозяйственных потребителей, условно называемых районными потребителями.

К схемам и конструкциям тяговых подстанций предъявляют определенные технические требования. Коммутационная и вспомогательная аппаратура должна обеспечивать бесперебойное питание потребителей электроэнергии на требуемом уровне надежности.

Современное развитие науки и техники требует огромных энергоресурсов. Не отстает в этом и электрифицированный железнодорожный транспорт, в частности, проектируются новые энергообъекты, вводится в эксплуатацию современный, более энергоемкий подвижной состав.

В данной дипломном проекте рассматривается модернизация тяговой подстанции Сулус в связи с заменой грузового парка локомотивов на Забайкальской железной дороге, и, как следствие этого, приростом электрических нагрузок со стороны шин среднего напряжениия.

В результате технического переоснащения подстанций будет повышена надежность электроснабжения контактной сети, промышленных предприятий и населенных пунктов Амурской области.

В экономическом обоснование проекта будет рассчитана стоимость самой подстанции. Определены текущие расходов на содержание и обслуживание подстанции.

В разделе безопасности жизнедеятельности рассмотрены мероприятия и требования по пожарной безопасности.

1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ СУЛУС

Тяговая подстанция Сулус по схеме внешнего электроснабжения является транзитной с двумя вводами 220 кВ: ВВ№1 «Магдагачи», ВВ№2 «Ключевая», с двумя системами шинсекционированных выключателем. Дата ввода подстанции в эксплуатацию – 27 декабря 1985 года.

На ОРУ-220 кВ расположены: масляные выключатели марки У-220 кВ, трансформаторы тока ТБМО 220 II 0,5/0,2S/0,5S/5P 100-300/1-5 предназначены для учета электроэнергии, разъединители РГ-2-220/1000 УХЛ1, трансформаторы напряжения НАМИ 220 Х УХЛ1, ОПН-220/27,5/10 кВ, силовые трансформаторы ТДТНЖ-40000-220/27,5/10 кВ. ОРУ-220 кВ выполнено гибкими шинами сечением АС-2х300 мм².

Распределительное устройство 27,5 кВ предназначено для питания тяговой сети переменного тока, не тяговых линейных железнодорожных потребителей по линиям «два провода – рельс» (ДПР) и трансформаторов собственных нужд. РУ 27,5 кВ имеет двухфазную рабочую секционированную разъединителями и запасную систему шин. Третья фаза обмоток понижающих трансформаторов соединяется с контуром заземления и рельсами подъездного пути, которые соединены с воздушной отсасывающей линией. Запасной выключатель при помощи разъединителей может быть подключен к любой из секций, обеспечивая питание любого фидера контактной сети при выводе в ремонт выключателя этого фидера.

Все выключатели, установленные на ОРУ-27,5 кВ подключены к секциям шин посредством шинных разъединителей с заземляющими ножами, оборудованных блокировкой, как механической, так и электромагнитной.

На ОРУ 27,5 кВ расположены: масляные выключатели типа ВМКЭ 35 А-16/1000 – выключатель маломасляный, универсальный с электромагнитным приводом, с номинальным током 1000 А и номинальным током отключения 16 кА, в выключатели этой серии встроен электромагнитный привод типа ПЭМУ

Вакуумные выключатели ВВК-27,5Б-20/1250 и ВР-27,5НС-20/1250; трансформаторы напряжения ЗНОМ-27,5-100 У1, разрядники ОПН-27,5.
ОРУ-27,5 кВ выполнено гибкими шинами типа АС-2х185 мм². Питание собственных нужд подстанции осуществляется от четырех трансформаторов собственных нужд ТМЖ-250 кВА.

На тяговой подстанции Сулус ЗРУ-10 кВ, предназначено для питания не тяговых районных потребителей. РУ выполнено с двойной системой шин секционированной выключателем. В ЗРУ-10 кВ установлены выключатели ВМПЭ-10-1000(630)-20-ПЭ-11У3 в ячейках КВВО-2; трансформаторы тока ТЛМ-10 300/5, ТЛМ-10 50/5; и измерительных трансформаторов НТМИ 10000/100/√3. От понижающих трансформаторов до ЗРУ – гибкая ошиновка, выполненная проводом АС-2х185 мм².

Для получения постоянного оперативного тока служат кислотные свинцовые аккумуляторы типа 8OPzV800. Они расположены в отдельном помещении – аккумуляторной, оборудованной приточной вытяжной вентиляцией.

При исчезновении напряжения на тяговой подстанции запускается в работу дизель-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. Определение остаточного ресурса электрооборудования

Для определения необходимости замены устаревшего оборудования на современное необходимо произвести расчёт остаточного ресурса оборудования, по отношению к паспортному сроку службы , %, по формуле (1.1):

, (1.1)

где – паспортный срок службы электроустановки; – фактический срок службы электроустановки.

На тяговой подстанции Сулус установлены высоковольтные выключатели фидеров контактной сети типа ВМКЭ-35А-16/1000. Срок службы такого выключателя составляет 28 лет.

Определим остаточный ресурс выключателя ВМКЭ-35А-16/1000, установленного в 1985 году, по формуле (1.1):

Т_ост = 0 %.

То есть остаточный ресурс составляет 0 %. Физически и морально данный выключатель устарел. Промышленностью уже выпущены выключатели более современные, с меньшими габаритами и отсутствием масла, в частности элегазовые выключатели на напряжение 27,5 кВ, 110 кВ и 220 кВ.

Расчёты остаточного ресурса для остального оборудования сведем
в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 – Расчёт остаточного ресурса

Расчет остаточного ресурса оборудования также возможен с применением технологии комплексного управления надежностью и рисками на железнодорожном транспорте с использованием методологии обеспечения безотказности, готовности, ремонтопригодности и безопасности (RAMS). В ОАО «РЖД» эта методология была дополнена и распространена на стоимость жизненного цикла. Эта доработанная технология получила название «УРРАН» (УРРАН – Управление Ресурсами, Рисками на этапах жизненного цикла и Анализ Надежности).

1. Определение объемов предстоящей реконструкции и ее технико-экономическое обоснование

На основании расчетных данных таблицы 1.1 принимается решение о замене масляных выключателей У-220, ВМКЭ-35, ВМПЭ-10, разъединителей РНДЗ-35, РВЗ-10, трансформаторов собственных нужд ТМЖ-250, а также трансформаторов тока ТФЗМ-35, и трансформаторов напряжения, ЗНОМ-27,5, т.к. эти трансформаторы не соответствуют классу точности для подключения к системе АСКУЭ, так же на данном этапе развития имеется более современное оборудование которое имеет ряд существенных преимуществ таких как быстрота действия, простота в обслуживании, отсутствие объемов масла, удобство в эксплуатации и обслуживании, также одно из самых главных преимуществ является экологичность.

В соответствии со стратегией инновационного развития ОАО «РЖД» силовое оборудование тяговых подстанций должно быть приведено к зарубежному уровню оборудования, используемого во Франции, Японии, Германии. Главным ориентиром стратегии является снижение уровня отказов технических средств за счет реконструкции объектов с истекшим остаточным ресурсом.

На тяговой подстанции в работе имеется оборудование, установленное позже 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 27,5 НС-20/1250.

• ЗРУ-10 кВ: ТЛМ-10, НТМИ-10, ОПН-10.

Это оборудование установлено и введено в работу в разные годы: в период с 1998 по 2010 гг. и еще не выработало свой ресурс, соответственно замену производить, в первую очередь с экономической точки зрения не целесообразно.

2 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ И ВЫБОР ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Бесперебойность питания нагрузок тяги обеспечивается установкой на подстанции переменного тока напряжением 27,5 кВ не менее двух понижающих трансформаторов.

В случае отключения одного понижающего трансформатора оставшийся в работе должен обеспечивать заданные размеры движения, а также питание нагрузок нетяговых электроприемников первой и второй категории.

Экономически не выгодно принимать мощность каждого трансформатора из расчета обеспечения всей нагрузки подстанции. Как правило, на подстанциях оба трансформатора бывают включены. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы при отключении одного из них электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором. Мощность понижающего трансформатора рекомендуется определять исходя из условия:

, (2.1)

где – суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки трансформаторов, кВА; – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности в аварийном режиме, = 1,4; – количество трансформаторов.

Суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки понижающих трансформаторов определяется следующим образом:

, (2.2)

Характеристики

Список файлов ВКР