Степанов (1215690), страница 2

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

Текст из файла (страница 2)

разрядников ограничителями перенапряжений…………………………….77

5.5 Экономическое обоснование эффективности замены

трансформаторов тока ………………………………………………………...79

5.6 Экономическое обоснование эффективности замены

трансформаторов напряжения………………………………………………...81

5.7 Экономическое обоснование эффективности замены

аккумуляторной батареи и зарядно–подзарядного устройства…...………..83

6 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ……..86

6.1 Пожар. Пожарная безопасность. Фазы развития пожара.…………...…...86

6.2 Содержание территории, зданий, помещений и сооружений……………87

6.3 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности технологических процессов при эксплуатации оборудования и производстве пожароопасных работ………………………………………………………………………………..89

6.4 Первичные средства пожаротушения……………………………………...91

6.5 Разработка плана эвакуации…...…………………………………………...92

6.6 Система пожарной сигнализации……………………………………….....92

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………...……………………………………………...………....97

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………..……………......99

ПРИЛОЖЕНИЕ А…………………………………………………………….......102

ПРИЛОЖЕНИЕ Б…………………………………………………………............111

ПРИЛОЖЕНИЕ В……………………………………………………….…….......113

ПРИЛОЖЕНИЕ Г…………………………………………………………............120

ПРИЛОЖЕНИЕ Д……………………………………………………………........121

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж…………………………………………………………...........122

ВВЕДЕНИЕ

В данном проекте предложены мероприятия по реконструкции тяговой подстанции. Подстанция по типу питания является промежуточной, а по виду питания – отпаечной. Класс напряжения – 220 кВ.

В проекте производится расчет максимальных рабочих токов, рассматриваются вопросы выбора и проверки основного оборудовании тяговой подстанции, определяются основные технико–экономические показатели работы тяговой подстанции, разрабатываются мероприятия по пожарной безопасности. В разделе Электробезопасность представлен расчёт напряжения прикосновения.

Во второй части дипломного проекта осуществляется расчёт компенсационной установки для данной подстанции, с расчётом необходимой установленной мощности компенсационной установки, выбором силовых конденсаторов и реакторов. При нормальных рабочих условиях все потребители электрической энергии, чей режим сопровождается постоянным возникновением электромагнитных полей (электродвигатели, оборудование сварки, люминесцентные лампы и многое др.) нагружают сеть как активной, так и реактивной составляющими полной потребляемой мощности. Эта реактивная составляющая мощности необходима для работы оборудования содержащего значительные индуктивности и в то же время может быть рассмотрена как нежелательная дополнительная нагрузка на сеть. Компенсация реактивной мощности — целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии. Осуществляется с использованием компенсирующих устройств. Для поддержания требуемых уровней напряжения в узлах электрической сети потребление реактивной мощности должно обеспечиваться требуемой генерируемой мощностью с учетом необходимого резерва. Генерируемая реактивная мощность складывается из реактивной мощности, вырабатываемой генераторами электростанций и реактивной мощности компенсирующих устройств, размещенных в электрической сети и в электроустановках потребителей электрической энергии.

Компенсация реактивной мощности актуальна для промышленных предприятий, основными электроприемниками которых являются асинхронные двигатели, в результате чего коэффициент мощности без принятия мер по компенсации составляет 0,7— 0,75. Не менее актуально применение КУ в системе тягового электроснабжения так как доведение cosφ и tgφ до экономически обоснованных величин, задаваемых нормативными документами или поставщиком электрической энергии, исключает штрафные санкций от энергоснабжающих организаций по уровню реактивной энергии, улучшает качество электроэнергии, а так же позволяет увеличить напряжение на токоприемнике электровоза, что особенно актуально при текущем увеличении массы поездов.

1 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ, ВЫБОР

ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Согласно [1], бесперебойность питания нагрузок тяги обеспечивается установкой на подстанции переменного тока напряжением 25 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 электрoприемников первой и второй категории. Как правило, на тяговых подстанциях включен и работает один силовой трансформатор, а второй трансформатор находится в «холодном» резерве, при этом уменьшаются потери мощности в магнитoпроводе трансформатора.

Мощность понижающего трансформатора, кВA, [1]:

, (1.1)

где – суммарная максимальная мощность подстанции, кВA; – коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий, равный 1,0 для железнодорожных потребителей, [1]; – коэффициент допустимой аварийной перегрузки, равный 1,4 [1].

Cуммарная максимальная мощность подстанции, кВA, [2]:

. (1.2)

где – мощность потребителей, присоединенных к шинам тягового электроснабжения, кВA; – максимальная полная мощность нетяговых потребителей подключенных к районной обмотке силовых трансформаторов, кВA; – коэффициент разновременности максимальных нагрузок тягoвых и нетягoвых потребителей, равный 0,98, согласно [2].

1. Определение мощности тяговой обмотки трансформатора

Мoщность тяговой обмoтки понижающих трансформаторов, кВA, [2]:

, (1.3)

где – максимальное среднее значение полной мощности за двухчасовой максимум нагрузки на вводе 27,5, кВA; – максимальное среднее значение полной мощности за двухчасовой максимум нагрузки нетягoвых потребителей получающих питание от системы ДПР, кВA; –максимальное среднее значение полной мощности за двухчасовой максимум собственных нужд, кВA.

Мoщность понижающих трансформаторов, питающая тяговую нагрузку, кВA, [2]:

, (1.4)

где , – максимальные среднесуточные действующие значения мощности для наиболее и наименее загруженных плеч питания, кВA; –коэффициент, учитывающий неравномерность нагрузки фаз трансформатора, равный 0,9, согласно [2]; –коэффициент, учитывающий влияние компенсации реактивной мощности, равный 1,0, согласно [2]; – коэффициент, учитывающий влияние внутри суточной неравномерности движения на износ изоляции обмоток трансформатора, который для двухпутных линий с электровозной тягой равен 1,45, согласно [2].

Значения , определяются с учетом распределения нагрузки по плечам питания, соответственно 60% и 40%, исходя из данных предоставленных дистанцией электроснабжения. Расчет максимальных средних значений мощностей различных присоединений производим по методике, приведенной в [3].

Значения максимальной средней мощности для ввода 27,5 кВ, кВA:

, (1.5)

где – максимальное среднее значение активной мощности, потребляемой на шинах 27,5 кВ, =13737,60 кВт; – максимальное среднее значение реактивной мощности, потребляемой на шинах 27,5 кВ, =11434,50 кВар.

Значения максимальных средних значений мощностей по ДПР и ТСН определяем по замерам приборов учета и контроля потребления электрической энергии: =515,50 кВA, =215,51 кВA.

Произведем вычисления по формулам (1.3)–(1.5):

кВA,

кВA,

кВA.

1.2 Расчет максимальной полной мощности района

Определим максимальную полную мощность, необходимую для питания от шин РУ 10 кВ:

–фидер №4 (Р_max=65,20кВт; соsφ=0,80);

–фидер №12 (Р_max=1527,80 кВт; соsφ=0,91);

–фидер №13 (Р_max=1492,80кВт; соsφ=0,93).

На основании протоколов замеров от 14.05.14 (Приложение А) потребление электроэнергии по фидерам и суммарные нагрузки, определяем, что =3075,70 кВт приходится на 22 ч. Графики нагрузок представлены в приложении А (9,10).

Максимальная полная мощность всех потребителей, с учетом потерь в сетях выше 1000 В и понижающих трансформаторах, кВA, [4]:

, (1.6)

где и – постоянные потери в стали трансформаторов и переменные потери в сетях и трансформаторах, принимаемые, равными 2% и 10%; – суммарное максимальное среднее значение активной мощности районных потребителей, кВт; – суммарное максимальное среднее значение реактивной мощности районных потребителей, кВар.

Коэффициент разновременности максимальных нагрузок районных потребителей:

, (1.7)

где – максимальное среднее значение мощности районных потребителей.

Суммарные максимальные средние значения активной и реактивной мощностей районных потребителей, кВт:

, (1.8)

, (1.9)

где – максимальное среднее значение активной мощности i–го потребителя; – значение коэффициента реактивной мощности i–го потребителя.

Произведем вычисления по формулам (1.6)–(1.9):

кВт,

кВар,

,

кВA.

1.3 Максимальная полная мощность подстанции

Произведем вычисления по формулам (1.1)–(1.2):

кВA,

кВA,

Принимаем понижающие трансформаторы типа ТДТНЖ–40000/220 76У1, номинальная мощность которых S_н.тр = 40 МВА, номинальные напряжения обмоток U_ВН= 230 кВ, U_СН= 27,5 кВ, U_НН=11,0 кВ; Р_Х=66 кВт; Р_К=240 кВт; U_К.ВН-СН=12,5 %; U_К.ВН-НН = 22,0 %; U_К.СН-НН = 9,5 %, [5].

Полная мощность ТП зависит от количества и мощности понижающих трансформаторов, схемы электроснабжения ТП.

Максимальная полная мощность ТП, кВA, [1]:

, (1.10)

где – суммарная максимальная мощность подстанции, кВA; – коэффициент мощности ТП, принимаем 0,98, [1]:

кВA.

Таким образом, в работе находятся оба трансформатора, один загружен на 70 % (28000 кВA), а другой – на 43 % (20997,48 кВA).

2 РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ

Характеристики

Список файлов ВКР