Черуканов А.С. 652 гр. ВКР (1217170), страница 7

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

Текст из файла (страница 7)

Рисунок 4.10 – Схема включения устройств поперечной

ёмкостной компенсации с шунтирующим реактором

Так как уровень минимального и среднего напряжения контактной сети значительно ниже допустимых значений, то для его повышения предлагается установит на подстанциях устройства поперечной емкостной компенсации (КУ). Однофазные КУ устанавливаются на тяговых подстанциях для компенсации реактивной энергии, что позволяет увеличить уровень напряжения в контактной сети, а также увеличить активную нагрузку тяговых трансформаторов без необходимости увеличивать их полную мощность.

Наиболее проблемным участком является участок Дальнереченск – Свиягино, где сочетаются непростой профиль пути и слишком большие по протяжённости межподстанционные зоны. Устройства КУ были установлены сначала на ТП Дальнереченск (правое плечо) и ТП Ружино (левое плечо), а затем на каждой подстанции данного участка: ТП Дальнереченск (правое плечо), ТП Ружино (правое и левое плечо) и ТП Свиягино (левое плечо).

Однако, данные мероприятия в обоих случаях достаточного усиления контактной сети не дали: указанные в таблице 4.1 параметры в рамки допустимых значений не вошли. Результаты расчёта приведены в приложении А.

2.2) Пункты параллельного соединения (ППС) служат для электрического соединения секций контактной сети главных путей участка железнодорожной линии, состоящей из двух путей, для уменьшения потерь напряжения и электроэнергии в контактной сети электрифицированных железных дорог.

ППС устанавливаются на межподстанционных зонах со сложным профилем, поэтому после анализа профиля участка (см. рисунок 1.2) предлагается установить ППС на станции Грушевое. Схема данного проектного решения представлена на рисунке 4.11. Если не будет достигнут достаточный эффект, то ППС будет перенесён на станцию Сунгач (рисунок 4.12). Если это решение тоже окажется неэффективным, рассмотрим вариант установки ППС на обеих станциях рисунок 4.13).

Результаты расчётов, представленные в приложении, показали, что эффект от данных технических мероприятий оказался недостаточным для обеспечения заданного уровня грузооборота.

2.3) ТДТНЖУ У1 – трёхобмоточный трёхфазный трансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла и регулированием под нагрузкой. Предназначен для использования на тяговых подстанциях железных дорог и имеет повышенную стойкость к действию тока нагрузки. Маркировка У1 обозначает исполнение трансформатора для установки на открытом воздухе в умеренном климате.

Перегрев трансформатора на ТП Дальнереченск указывает на то, что мощности трансформатора ТДТНЖУ 25000/110 У1, установленного на данной тяговой подстанции, недостаточна для нормальной работы системы электроснабжения. Предлагается произвести его замену на более мощный трансформатор ТДТНЖУ 40000/220 У1. Но это мероприятие тоже не даёт достаточного усиления контактной сети. Результаты приведены в приложении.

Рисунок 4.8 – Исходная схема питания участка Бурлит – Спасск Дальний

Рисунок 4.11 – Установка ППС на станции Грушевое

Рисунок 4.12 – Установка ППС на станции Сунгач

Рисунок 4.13 – Установка ППС на станциях Грушевое и Сунгач

2.4) Межподстанционные зоны Дальнереченск – Ружино и Ружино – Свиягино по протяжённости больше допустимой длины 50 км. Так как самый низкий уровень напряжения был зафиксирован на участке Ружино – Свиягино, то, для начала, предлагается установить подпитывающую подстанцию на станции Грушевое с тяговым трансформатором ТДТНЖУ 25000/110 У1. Схема данного решения представлена на рисунке 4.14.

В ходе расчёта выяснилось, что данное мероприятие достаточного эффекта не обеспечило. Вследствие этого предлагается установить подпитывающую подстанцию не на станции Грушевое, а на станции Шмаковка. Визуально данное решение выглядит аналогично предыдущему (см. рисунок 4.14), поэтому его иллюстрирование не требуется. Однако и это мероприятие не было достаточно эффективным.

Третий вариант использования подпитывающих подстанций подразумевает совместно с подпитывающей подстанцией на станции Грушевое установить ещё одну на станции Шмаковка с таким же трансформатором ТДТНЖУ 25000/110 У1. Однако, этих мероприятий также оказалось недостаточно для обеспечения заданного уровня грузооборота.

По причине того, что указанные мероприятия по отдельности необходимого эффекта не оказали, была предпринята попытка моделирования различных комбинаций предложенных мер. В ходе этой работы был найден оптимальный вариант, при котором удалось добиться установления параметров, приведённых в таблице 4.1, в рамках допустимых значений.

По этому варианту рекомендуется произвести замену тягового трансформатора ТДТНЖУ 25000/110 У1 на ТП Дальнереченск на более мощный ТДТНЖУ 40000/220 У1. Также необходимо разместить две подпитывающие подстанции: одну на станции Грушевое, куда следует установить выведенный из эксплуатации в Дальнереченске ТДТНЖУ 25000/110 У1, а вторую – на станции Шмаковка, куда необходимо установить трансформатор ТДТНЖУ 40000/220 У1. Данная схема представлена на рисунке 4.15, а результаты расчёта приведены в таблице 4.2.

Рисунок 4.14 – Установка подпитывающей подстанции на станции Грушевое

Рисунок 4.15 – Замена трансформатора на ТП Дальнереченск совместно с установкой

подпитывающих подстанций на станциях Грушевое и Шмаковка

Таблица 4.2 – Результаты расчёта нагрузок и пропускной способности участка Бурлит – Спасск Дальний после модернизации.

Программный комплекс КОРТЭС внедрён на сети железных дорог и некоторых других проектных организациях. Его использование позволяет определять способы технических мероприятий по усилению контактной сети, однако его возможности ограничены. Например, в ходе разработки вариантов усиления контактной сети не было возможности установить в качестве несущего троса предлагаемый выше М-120, поэтому все расчёты были проведены на базе используемой в настоящее время на Ружинской дистанции электроснабжения контактной подвески М-95+МФ-100+А-185+эА-185.

5 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ЗАМЕНЫ НЕСУЩЕГО ТРОСА КОНТАКТНОЙ ПОДВЕСКИ

Анализ отказов устройств контактной сети на Ружинской дистанции электроснабжения показал, что больше половины всех повреждений (61,54%) приходится на пережог, обрыв, разрегулировку проводов, тросов. Причины, приводящие к такому роду отказов были рассмотрены в разделе 1. Кроме того, как указано в том же разделе, на участке Бурлит – Спасск Дальний используется несущий трос марки М-95, использование которого запрещено согласно техническим указаниям департамента электрификации и электроснабжения № К-061007 от 31.08.2007.

Количество отказов данной категории на Ружинской дистанции электроснабжения за период 2008-2016 гг. составило 26 единиц, следовательно, в среднем в год происходит около 3 повреждений.

Для уменьшения числа отказов устройств контактной сети на Ружинской дистанции электроснабжения необходимо произвести замену несущего троса марки М-95 на несущий трос марки М-120. Целесообразность данной меры необходимо обосновать посредством экономического расчёта.

Экономическое обоснование проекта заключается в расчёте материальных затрат на внедрение проектного решения, позволяющего уменьшить число повреждений, расчёт экономических потерь от задержки поездов в результате этих повреждений, и сравнения полученных значений путём расчёта окупаемости данного мероприятия.

Согласно учебного пособия «Экономическое обоснование эффективности проектных решений и внедрения новой техники на железнодорожном транспорте» [22], при реализации масштабных проектов, требующих крупных капитальных затрат и продолжительных сроков освоения их проектной мощности, к которым относится замена несущего троса, требуется использовать интегральные методы оценки их эффективности.

Интегральный срок окупаемости проекта рассчитывается по следующей формуле, лет:

, (5.1)

где – чистая дисконтированная стоимость проекта, тыс.р.

Чистая дисконтированная стоимость (ЧДС) – это показатель, который определяет реальную ситуацию изменения денежной стоимости проектного решения, как при его реализации, так и во время его эксплуатации. Рассчитывается ЧДС следующим образом:

, (5.2)

где – чистый дисконтированный доход проектного решения; – дисконтированная стоимость вкладываемых в проект инвестиций.

ЧДД определяется по формуле:

, (6.3)

где – чистый доход (ущерб, который ликвидируется проектным решением); – норма дисконта; – срок окончания эксплуатации (внедрения проекта); – срок завершения реализации проекта.

Чистый доход (ЧД), иными словами ущерб, который ликвидируется внедрением проектного решения, включает в себя стоимость несущего троса марки М-120, затраты на оплату труда выездной бригады, затраты на задержку поездов, а также расходы на разгон и торможение подвижных составов (энергетические затраты). Следовательно, формула для расчёта чистого дохода имеет вид:

, (6.4)

где – затраты на материалы (приобретение несущего троса М-120); – затраты на оплату труда выездной бригады; – затраты на задержку поездов; – затраты, связанные с энергетическими расходами на разгон и торможение подвижных составов; – число повреждений контактной подвески в год, .

Общие временные затраты на восстановление движения поездов при повреждениях контактной подвески в среднем составляют около 2,5-3 часов. Затраты на оплату труда выездной бригады, с учётом отчислений по единому социальному налогу, определяются по методу укрупнённого расчёта:

, (5.5)

где – часовая ставка бригады по тарифу; – коэффициент, который учитывает доплаты, надбавки и премии к заработной плате членов бригады, с учётом вероятности выездов в ночное время и праздничные дни, принимается равным ; – время восстановления движения поездов, принимается равным часа; – коэффициент, учитывающий отчисления по единому социальному налогу, принимаем .

Согласно технологической карты № 4.1 состав выездной бригады 4 человека: 1 электромонтёр 3 разряда, 2 электромонтёра 4 разряда, 1 электромонтёр 5 разряда.

Следовательно, заработок бригады по тарифу:

р.

Затраты на оплату труда выездной бригады составляют:

р.

Характеристики

Список файлов ВКР