Федеральное агентство железнодорожного транспорта

Иркутский государственный университет путей сообщения

Факультет: Электротехнический Кафедра: ЭЖТ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: Тяговые и трансформаторные подстанции

«Проектирование тяговой подстанции переменного тока»

Выполнил:

Каргапольцев А.А.

ЭНС-01-02-1-1-104

Проверил:

Пузина Е. Ю.

ИРКУТСК 2009

Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Составление однолинейной схемы главных электрических соединений тяговой подстанции

3. Выбор оборудования подстанции

3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

3.2 Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры распределительных устройств

3.2.1 Выбор оборудования ОРУ 110 кВ.

3.2.2 Выбор оборудования ОРУ 35 кВ.

3.2.3 Выбор оборудования РУ 10 кВ.

3.2.4 Выбор оборудования РУ 3,3 кВ.

4. Определение токов К.З. на подстанции

4.1 Составление схемы замещения

4.2 Определение расчетных сопротивлений схемы замещения

4.3 Определение тока К.З. в точке К1

4.4 Определение тока К.З. в точке К2

4.5 Определение тока К.З. в точке К3

4.6 Определение тока К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, (в точке К4)

5. Проверка оборудования тяговой подстанции по условиям короткого замыкания

5.1 Расчетный тепловой импульс на шинах 3,3 кВ подстанции

5.2 Проверка шин РУ-3,3 кВ.

5.3 Проверка быстродействующих выключателей постоянного тока.

6. Выбор сглаживающего устройства

7. Выбор аккумуляторной батареи

8 . Расчет защитного заземляющего устройства

9. Экономическая часть проекта

9.1 Стоимость опорной тяговой подстанции

9.2 Годовые эксплуатационные расходы

9.3 Определение себестоимости перерабатываемой за год электроэнергии

9.4 Основные технико-экономические показатели ТП.

Список литературы

Введение

Энергию на тягу поездов получают от энергосистем через их высоковольтные линии и районные подстанции, непременно, через специальные тяговые подстанции, являющиеся элементами системы электроснабжения электрифицированных железных дорог. Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением (электроустановкой), оснащенной мощной современной силовой (трансформаторы, автотрансформаторы, полупроводниковые преобразователи, батареи конденсаторов), коммутационной (выключатели переменного и постоянного тока, разъединители, короткозамыкатели) и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления. Насыщенность тяговых подстанций разнообразной по назначению аппаратурой существенно выше, чем равных по мощности и классу первичного питающего напряжения подстанций энергосистем. Это объясняется многофункциональностью тяговых подстанций — от них получают питание не только электрические поезда, но также районные и нетяговые потребители железных дорог.

К схемам и конструкциям тяговых подстанций предъявляют определенные технические требования. Так, установленная мощность их трансформаторов и преобразователей должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии (электрических поездов, районных и нетяговых железнодорожных потребителей), коммутационная и вспомогательная аппаратура обеспечивать бесперебойное питание потребителей электроэнергии на требуемом уровне надежности. Очень важно также, чтобы качество электрической энергии соответствовало установленным нормам.

Основной задачей системы электроснабжения является обеспечение эксплуатационной работы железной дороги для этого необходимо, что бы мощность всех элементов системы электроснабжения была достаточной для обеспечения потребной каждому локомотиву мощности при самых разнообразных условиях работы железной дороги.

Эти задачи могут быть решены только при правильно выбранных параметрах системы электроснабжения, т. е. обеспечивающих работу оборудования в допустимых для него пределах по нагрузке и необходимое качество электроэнергии, а также при обеспечении необходимого резерва.

Известно, что недопустимое для данного элемента электрической установки увеличение нагрузки может привести к выходу его из строя. С другой стороны, увеличение номинальной мощности любого элемента и, следовательно, допустимой для него нагрузки связано с увеличением затрат. Поэтому необходимо уметь выбирать параметры всех устройств системы электроснабжения так, чтобы они бесперебойно работали в течение времени, определяемого их нормальным сроком службы, при минимальных затратах.

1. Исходные данные

Опорная тяговая подстанция постоянного тока № 1, согласно схеме присоединения к системе внешнего энергоснабжения.

6

4

3

2

5

1

22 18 19 21 20

Рис. 1.1. Схема присоединения подстанций.

S_КЗ1= 700 МВА;

S_КЗ2= 900 МВА;

Трансформатор ТДТН – 40000/110

U_НОМ : 115/38,5/11 кВ;

S_НОМ = 40 МВА;

u_{к в-с} = 17 %

u_{к в-н} = 10,5 %

u_{к с-н} = 6 %

Преобразовательный трансформатор: ТМРУ – 16000/10Ж;

S _НОМ1 = 11840 кВА;

U_НОМ1 = 10 кВ;

U_НОМ2 = 3,02 кВ;

U_{НОМ вып} = 3,3 кВ;

I_НОМ1 = 650 А;

I_НОМ2 = 924 А;

I_{НОМ вып} = 3200 А;

u_к = 7,35 %.

Количество фидеров контактной сети: 5;

Количество фидеров не тяговых потребителей: 6,

Их мощность S_{ф мах} = 2500 кВА;

Годовой отпуск электроэнергии: 50 · 10⁶ кВт · ч.

Время работы защиты: t_з = 0,5 с.

Площадь подстанции: S = 12000 м²

Сопротивление грунта:  = 135 Ом · м.

Для выбора аккумуляторной батареи напряжением 220 В:

Ток длительной нагрузки 40 А.

Ток аварийной нагрузки 24 А.

2. Составление однолинейной схемы главных электрических соединений тяговой подстанции.

Схема главных электрических соединений составлена на основе типовых проектных решений приведенных в [2, 4].

Тяговая подстанция получает питание по двум одно-цепным линиям 110 кВ, являющимися частью системы энергоснабжения района.

На подстанции установлено два тяговых трансформатора. Нормально в работе находится один из них, другой в резерве. В вынужденных режимах работе могут находиться оба трансформатора.

ОРУ 110 кВ выполнено с одной, секционированной выключателем и обходной системами шин. Трансформаторы подключены через высоковольтные выключатели с разъединителями. Для защиты от перенапряжений установлены ограничители перенапряжений типа ОПН-110.

ОРУ 35 кВ служит для питания не тяговых потребителей прилегающего к подстанции района. Выполнено с одинарной системой шин, секционированной выключателем.

РУ 10 кВ служит для питания преобразовательных агрегатов, ТСН, фидеров продольного электроснабжения. Выполнено с одинарной системой шин, секционированной выключателем. РУ 10 кВ размещено в камерах наружной установки типа К-У1-У.

РУ 3,3 кВ – постоянного тока, питается от РУ 10 кВ через преобразовательный трансформатор и полупроводниковый преобразователь. Состоит РУ 3,3 кВ из рабочей и запасной плюсовых шин, секционированных двумя разъединителями на три секции, минусовая шина не секционируется, поскольку по условиям безопасности на ней допускается работа без снятия напряжения. К крайним секциям присоединены выпрямительные агрегаты и фидера контактной сети, к средней – запасной выключатель, разрядник, сглаживающее устройство. Нормально все секции работают параллельно, при ревизиях может отключаться любая крайняя секция. Выпрямительные агрегаты присоединены к шинам быстродействующими выключателями БВ и разъединителями. В цепи каждого фидера контактной сети, а также запасного выключателя включено последовательно по два быстродействующих выключателя.

Однолинейная схема главных электрических соединений тяговой подстанции приведена на чертеже (Рис. 2.1).

3. Выбор оборудования подстанции

1. Выбор трансформаторов собственных нужд

На тяговой подстанции установлены два трансформатора собственных нужд с вторичным напряжением 380В, каждый из которых рассчитан на полную мощность собственных нужд подстанции. Питание ТСН осуществляется от шин РУ-10 кВ.

Мощность собственных нужд подстанции согласно [1].

S_СН = k_СН n_тп S_{н тп} + S_аб + S_мх + S_под (3.1)

где, k_СН = 0,01 – коэффициент собственных нужд;

n_тп = 2 – число тяговых трансформаторов;

S_{н тп} – номинальная мощность тягового трансформатора;

S_аб = 60 кВА – мощность устройств автоблокировки;

S_мх = 20 кВА – мощность передвижной базы масляного хозяйства.

S_СН = 0,01 · 2 · 40000 + 60 + 20 +250 = 1130 кВА.

Максимальный рабочий ток ТСН согласно [1]

(3.2)

Выбираем трансформаторы типа: ТМ-1600/10

S_ном = 1600 кВА

n = 2

I_{рмах тсн} = 92,37 А

2. Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры распределительных устройств

Токоведущие части и электрические аппараты выбраны по условиям длительного режима работы, должны выполняться условия:

U_ном  U_{ном РУ}; (3.3)

I_ном  I_рмах; (3.4)

где U_ном, I_ном – номинальные напряжение и ток аппарата;

U_{ном РУ} – номинальное напряжение распред. устройства;

I_рмах – максимальный рабочий ток присоединения.

3.2.1 Выбор оборудования ОРУ 110 кВ.

Максимальный рабочий ток транзитной перемычки, согласо [1]

(3.5)

где k_пр = 1.3 – коэффициент перспективы развития потребителей;

n_тп = 2 – число понижающих трансформаторов на подстанции;

S_{н тп} –номинальная мощность понижающего трансформатора, кВА;

S_транз – транзитная мощность, через шины подстанции, кВА, согласно [1]

S_транз = n_тп S_{н тп тран №2}+ n_тп S_{н тп отп №3} = 2(16000 + 2500) = 37 МВА ;

k'_р = 0,8 – коэффициент разновременности максимальных нагрузок данной и соседней подстанций;

U_ном – номинальное напряжение, кВ;

Максимальный рабочий ток сборных шин опорной тяговой подстанции согласно [1]

(3.6)

где k_рн1 = 0,7 коэффициент распределения нагрузки первичного напряжения;

Максимальный рабочий ток понижающих трансформаторов:

Выбор шин ОРУ 110 кВ.

Ошиновка ОРУ 110 кВ выполнена гибкими шинами изготовленными из сталеалюминевого провода марки АС – 240, сечением 240 мм^2.

I_{дл доп} = 610 А;

По условию (3.4)

I_{дл доп} = 610 А  I_рмах = 559 А;

Провод подходит для работы в транзитной перемычке подстанции.

Отпайки на ввода силовых трансформаторов выполнены проводом марки АС – 95, сечением 95 мм^2.

I_{дл доп} = 330 А;

По условию (3.4)

I_{дл доп} = 330 А > I_рмах = 315 А;

Выбор изоляторов ОРУ 110 кВ.

Гибкие шины ОРУ 110 кВ укреплены на подвесных изоляторах ПС 16 Б, разрывная нагрузка – 16 кН. Изоляторы собраны в гирлянды по 9 штук.

Выбор выключателей ОРУ 110 кВ.

В ОРУ 110 кВ, как в транзитной перемычке, так и на отпайках силовых трансформаторов установлены элегазовые выключатели типа ВЭБ -110 - 40/2000, технические характеристики выключателей приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Технические характеристики выключателя ВЭБ -110 - 40/2000

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Номинальный

ток отключения

I_{ном отк}, кА

Предельный

сквозной ток

I_{пр ск}, кА

Ударный предельный

сквозной ток

i_{пр ск}, кА

Время отключения

t_отк,с

110

2000

40

40

102

0,055

По условию (3.3)

U_ном = 110 кВ = U_{ном РУ} = 110 кВ;

По условию (3.4) для транзитной перемычки

I_{дл доп} = 1250 А > I_рмах = 592 А;

По условию (3.4) для отпаек вводов трансформаторов

I_{дл доп} = 1250 А > I_рмах = 315 А;

Выключатели ВЭБ -110 - 40/2000 подходят для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестве транзитных, так и в качестве вводных выключателей трансформаторов.

Выбор разъединителей ОРУ 110 кВ.

В ОРУ 110 кВ в транзитной рабочей перемычке, транзитной ремонтной перемычке и на отпайках силовых трансформаторов установлены разъединители типа РНДЗ.2 – 110Б/1000 У1, технические характеристики разъединителей приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Технические характеристики разъединителей РНДЗ.2 – 110Б/1000У1

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Ток термической стойкости

I_тс/t, кА/с

Предельный

сквозной ток

I_{пр ск}, кА

110

1000

31,5/3

80

По условию (3.3)

U_ном = 110 кВ = U_{ном РУ} = 110 кВ;

По условию (3.4) для транзитной перемычки

I_{дл доп} = 1000 А > I_рмах = 592 А;

По условию (3.4) для отпаек вводов трансформаторов

I_{дл доп} = 1000 А > I_рмах = 315 А;

Разъединители РНДЗ.2 – 110Б/1000 У1 подходят для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестве транзитных, шинных, а так же разъединителей вводных выключателей трансформаторов.

Выбор трансформаторов тока ОРУ 110 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в ОРУ 110 кВ применены трансформаторы тока типа ТВ – 110.

Данные о местах установки трансформаторов тока ОРУ 110 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Технические характеристики трансформаторов тока ОРУ 110 кВ.

Место установки

Тип

Максимальный рабочий ток присоединения

I_рмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока I_ном1, А

Класс точности

Номинальный вторичная нагрузка

S_ном, ВА

Транзитная

рабочая

перемычка

ТВ – 110 – 600/5

592

600

0,5/10Р/10Р

20

Транзитная

ремонтная

перемычка

ТВ – 110 – 600/5

592

600

0,5/10Р/10Р

20

Отпайки

силовых трансформаторов

ТВ – 110 – 600/5

315

300

0,5/10Р/10Р

20

Трансформаторы тока типа ТВ – 110 – 600/5 подходят для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестве транзитных, так и для вводов силовых трансформаторов.

Выбор трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ.

Для релейных защит, учета, контроля и измерений напряжения в ОРУ 110 кВ применены трансформаторы напряжения типа НКФ – 110 – 83 У1. К каждой секции шин присоединяется по одному ТН. Данные о местах установки трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Технические характеристики трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ

Место установки

Тип

Номинальное напряжение присоединения

U_ном, кВ

Номинальное первичное напряжение трансформатора

U_ном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора

U_ном2, В

Класс точности

Номинальн вторичная нагрузка

S_ном, ВА

I секция шин

3хНКФ-110-83У1

110

110/

100/

0,5

400

II секция шин

3хНКФ-110-83У1

110

110/

100/

0,5

400

3.2.2 Выбор оборудования ОРУ 35 кВ

Максимальный рабочий ток сборных шин и секционного выключателя 35кВ, согласно [1]

где k_рнII = 0,5 – коэффициент распределения нагрузки по шинам вторичного напряжения;

Максимальный рабочий ток нетяговых потребителей, согласно [1]

Выбор шин ОРУ 35 кВ.

Ошиновка ОРУ 35 кВ выполнена гибкими шинами изготовленными из сталеалюминевого провода марки АС – 300, сечением 300 мм^2.

I_{дл доп} = 690 А;

По условию (3.4)

I_{дл доп} = 690 А  I_рмах35 = 660 А ;

Провод подходит для выполнения ошиновки ОРУ-35 подстанции.

Отпайки к потребителям выполнены проводом марки АС – 10 сечением 10 мм^2.

I_{дл доп} = 80 А;

По условию (3.4)

I_{дл доп} = 80 А  I_рмах = 53,6 А;

Выбор изоляторов ОРУ 35 кВ.

Гибкие шины ОРУ 35 кВ укреплены на подвесных изоляторах ПС 16Б,

разрывная нагрузка – 16 кН. Изоляторы собраны в гирлянды по 3 штуки.

Выбор выключателей ОРУ 35 кВ.

В ОРУ 35 кВ, как в качестве вводных и секционного выключателей установлены вакуумные выключатели типа ВВС – 35 – 20/1600, на отпайках районных потребителей ВВС – 35 – 20/630, технические характеристики выключателя приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Технические характеристики выключателя ВВС – 35 – 20/1600

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Номинальный

ток отключения

I_{ном отк}, кА

Предельный

сквозной ток

I_{пр ск}, кА

Ударный предельный

сквозной ток

i_{пр ск}, кА

Время отключения

t_отк,с

35

1600/630

20

20

52

0,08

По условию (3.3)

U_ном = 35 кВ = U_{ном РУ} = 35 кВ;

По условию (3.4) для вводных и секционного выключателей

I_{дл доп} = 1600 А > I_{р мах 35} = 660 А;

По условию (3.4) для отпаек потребителей

I_{дл доп} = 630 А > I_{р мах} = 53,6 А;

Выключатели ВВС – 35 – 20/630 – 1600 подходят для работы в ОРУ 35 кВ.

Выбор разъединителей ОРУ 35 кВ.

В ОРУ 35 кВ для работы совместно с выключателями секционным и на отпайках к районным потребителям установлены разъединители типа РНДЗ.2 – 35Б/1000У1, технические характеристики разъединителей приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Технические характеристики разъединителей РНДЗ.2 – 35Б/1000У1

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Ток термической

стойкости

I_тс/t, кА/с

Предельный сквозной ток

I_{пр ск}, кА

35

1000

25/4

63

По условию (3.3)

U_ном = 35 кВ = U_{ном РУ} = 35 кВ;

По условию (3.4) для вводных и секционных разъединителей

I_{дл доп} = 1000 А > I_рмах = 660 А;

По условию (3.4) для отпаек к районным потребителям

I_{дл доп} = 1000 А > I_рмах = 53,6 А;

Разъединители РНДЗ.2 – 35Б/1000У1 подходят для работы в ОРУ 35 кВ.

Выбор трансформаторов тока ОРУ 35 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в ОРУ 110 кВ применены трансформаторы тока типа ТФН – 35М.

Данные о местах установки трансформаторов тока ОРУ 35 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.6.1

Таблица 3.6.1

Технические характеристики трансформаторов тока ОРУ – 35 кВ.

Место установки

Тип

Максимальный рабочий ток присоединения

I_рмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока I_ном1, А

Класс точности

Номинальный вторичная нагрузка

S_ном, ВА

Ввод

ТФН – 35М – 1000/5

990

1000

Р/0,5

20

Секция шин

ТФН – 35М – 800/5

660

800

Р/0,5

20

Фидеры

потребителей

ТФН – 35М – 400/5

53,6

400

Р/0,5

20

Выбор трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений напряжения в ОРУ 35 кВ применены трансформаторы напряжения типа ЗНОМ – 35 – 65. К каждой секции шин присоединяется по одному ТН. Данные о местах установки трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Технические характеристики трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение

присоединения U_Н, кВ

Номинальное

первичное

напряжение трансформат U_ном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора, В

U_ном2 / U_ном2Д,

Класс точности

Номинальная вторичная нагрузка

S_ном, ВА

I секция шин

3хЗНОМ - 35 - 65

35

35/

100/ / 100/3

0,5

150

II секция шин

3хЗНОМ - 35 - 65

35

35/

100/ / 100/3

0,5

150

3.2.3 Выбор оборудования РУ 10 кВ.

Максимальный рабочий ток сборных шин и секционного выключателя 10кВ, согласно [1]

где k_рнII = 0,5 – коэффициент распределения нагрузки по шинам вторичного напряжения;

Максимальный рабочий ток первичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]

где k_пер = 1,25 – коэффициент перегрузки;

S_{н пр тр} = 11840 кВА – номинальная мощность преобразовательного трансформатора;

Выбор ячеек КРУ 10 кВ.

РУ 10 кВ выполнено на открытом воздухе на базе камер КРУ наружной установки типа К – У1 – У. Камеры оборудованы выкатными ячейками с элегазовыми выключателями, трансформаторами напряжения и другим оборудованием.

Технические характеристики ячеек К – У1 – У:

Номинальное напряжение U_ном = 10 кВ; Номинальный ток: шкафов I_ном = 1000 А; сборных шин I_ном = 1000 А; 2500 А; электродинамическая стойкость I_дин = 52 кА; привод выключателей – электромагнитный.

Выбор выключателей РУ 10 кВ.

Таблица 3.8

В РУ 10 кВ в качестве вводных и секционного выключателей, на отпайках питания преобразовательных агрегатов, и фидеров продольного электроснабжения, установлены элегазовые выключатели, информация о местах установки выключателей и их технические характеристики приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Места установки и технические характеристики выключателей РУ-10 кВ.

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение U_Н, кВ

Номинал ток

I_н, А

Номинальн ток отключения

I_{н отк}, кА

Предельный сквозной ток

I_{пр ск}, к А

Предельный сквозной ударный ток i_{пр ск}, кА

Ток / время термической стойкости

I_т/t_т,кА/с

Время отключения, с

Вводной

выкл. I и II секции шин

3АН-3-4000-31,5

12

4000

31,5

31,5

125

31,5/3

0,08

Секционный выключатель

LF-3-2500-31,5

10

2500

31,5

31,5

64,8

31,5/3

0,07

Выключатель преобразователя

LF-3-1000-25

10

1250

25

25

64,8

25/3

0,07

Выключатель ТСН

LF-1-

630-25

10

630

25

25

64,8

25/3

0,07

Выкл. фидеров ПЭ

LF-1-

630-25

10

630

25

25

64,8

25/3

0,07

По условию (3.3)

U_ном = 10 кВ = U_{ном РУ} = 10 кВ;

По условию (3.4) для вводных, секционного выключателей и выключателей преобразовательных агрегатов

I_ном = 4000 А > I_рмах10 = 3464 А; I_ном = 2500 А > I_рмах10 = 2309,4 А;

I_ном = 1000 А > I_{р мах пр} = 854,5 А;

Выключатели 3АН-3, LF-3, LF-1 подходят для работы в РУ 10 кВ.

Выбор трансформаторов тока РУ-10 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в РУ 10 кВ применены трансформаторы тока типа ТПШЛ – 10, ТПОЛА – 10, ТПЛ – 10.

Данные о местах установки трансформаторов тока РУ 10 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9.

Места установки и технические характеристики трансформаторов тока РУ-10 кВ

Место установки, назначение

Тип

Максимальный

рабочий ток

присоединения

I_рмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока

I_ном1, А

Класс точности

Номинальная вторичная нагрузка

S_ном, ВА

Z_2ном, Ом

Коэффициент термической стойкости

К_т

Коэффициент динамической стойкости

К_дин

Номинальная предельная кратность защитной обмотки m_ном

Вводная ячейка №1 и №2

учет

ТПШЛ-10

3464

4000

0,5

Р

20/0,8

36/1,2

70

90

30

РЗА

Ячейка №1 №2

учет

ТПОЛА-10

854,5

1000

0,5

Р

10/0,4

15/0,6

55

140

17

РЗА

Ячейки ТСН и продольного электроснабжения

учет

ТПЛ-10

200

1000

0,5

Р

10/0,4

15/0,6

90

55

250

140

7

17

РЗА

ТПОЛА-10

Выбор трансформаторов напряжения РУ-10 кВ.

Для защит, учета, контроля и измерений тока в РУ 10 кВ применены трансформаторы напряжения типа НТМИ-10. ТН устанавливаются в ячейках КРУ по одному на каждую секцию шин.

Таблица 3.10

Технические характеристики трансформаторов напряжения ОРУ 10 кВ.

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение

присоединения U_Н, кВ

Номинальное

первичное

напряжение

U_ном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора

U_ном2 / U_ном2д, В

Класс точности

Номинальная вторичная нагрузка

S_ном, ВА

I секция шин

НТМИ-10-66

10

10

100 / 100:3

0,5

75

II секция шин

НТМИ-10-66

10

10

100 / 100:3

0,5

75

По условию (3.3)

U_ном = 10 кВ = U_{ном РУ} = 10 кВ;

Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 подходят для работы в РУ 10кВ.

3.2.4 Выбор оборудования РУ 3,3 кВ

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]:

для схемы выпрямления «две обратные звезды»

где I_dн – номинальный выпрямленный ток выпрямителя

Максимальный рабочий ток главной («плюсовой») шины РУ-3,3 кВ:

где N – число преобразователей на подстанции (N = 2);

к_рн – коэффициент распределения нагрузки на шинах (к_рн = 0,8)

Максимальный рабочий ток запасной шины:

где I_фмах – максимальный рабочий ток фидера контактной сети (I_фмах = 2000 А)

Максимальный рабочий ток минусовой шины:

Выбор шин РУ-3,3кВ.

Ошиновка РУ 3,3 кВ выполнена алюминиевыми шинами коробчатого сечения:

для главной шины сечением 1785 мм²

I_доп = 5650 А;

По условию (3.4)

I_доп = 5650 А  I_{р мах 3,3} = 5120 А ;

для минусовой шины сечением 2440 мм²

I_доп = 6430 А;

По условию (3.4)

I_доп = 6430 А  I_{р мах 3,3} = 6400 А ;

для запасной шины прямоугольного сечения 100*8 мм

I_доп = 2180 А;

По условию (3.4)

I_доп = 2180 А  I_рмах3,3 = 2000 А ;

Выбранные шины подходят для выполнения ошиновки РУ-3,3 подстанции.

Выбор изоляторов РУ-3,3 кВ.

Шины РУ 3,3 кВ укреплены на опорных изоляторах ШН-6, разрывная нагрузка – 3,5 кН.

Выбор выключателей РУ 3,3 кВ.

В РУ 3,3 кВ в качестве вводных и фидерных контактной сети установлены быстродействующие выключатели, информация о местах установки выключателей и их технические характеристики приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.11

Места установки и технические характеристики выключателей РУ-3,3 кВ.

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение

U_Н, кВ

Номинальный ток

I_н, А

Пределы токов уставки, А, при отключении аварийного тока

Максимальный ток отключения

I_{м отк}, кА

Время

отключения, с

Вводной

выкл. I и II

ВАБ-49/1-3200/30-Л

3,3

3200

800-4000

22

0,05

Секционный выключатель

ВАБ-49-5000/30-Л

3,3

5000

4000-7000

50

0,06

Выкл. фидеров КС

ВАБ-49/1-3200/30-Л

3,3

3200

800-4000

22

0,05

По условию (3.3)

U_ном = 3,3 кВ = U_{ном РУ} = 3,3 кВ;

По условию (3.4) для вводных выключателей:

I_ном = 2000 А ≥ I_{р мах} = 923,8 А;

для двух последовательно включенных секционных выключателей:

I_ном = 2*3000 А ≥ I_{р мах} = 5120 А;

для выключателей фидеров КС:

I_ном = 2000 А ≥ I_{р мах} = 2000 А;

Выключатели ВАБ-49/1-3200/30-Л, ВАБ-49-5000/30-Л подходят для РУ-3,3 кВ.

Выбор разъединителей РУ 3,3 кВ.

В РУ 3,3 кВ для работы совместно с выключателями секционным и на отпайках к фидерам контактной сети установлены разъединители типа РС – 3000/3,3, технические характеристики разъединителей приведены в таблице 3.12.

Таблица 3.12

Технические характеристики разъединителей РС – 3000/3,3.

Номинальное

напряжение

U_ном, кВ

Номинальный ток

I_ном, А

Ток термической стойкости

I_тс/t, кА/с

Предельный

сквозной ток

I_{пр ск}, кА

3,3

3000

40/4

50

По условию (3.3)

U_ном = 3,3 кВ = U_{ном РУ} = 3,3 кВ;

По условию (3.4) для вводных разъединителей и фидеров КС:

I_{дл доп} = 3000 А > I_рмах = 923,8 А;

для секционных разъединителей:

I_{дл доп} = 2*3000 А > I_рмах = 5120 А;

Разъединители РС – 3000/3,3 подходят для работы в РУ 3,3 кВ.

4. Определение токов К.З. на подстанции

1. Составление схемы замещения

Упрощенная схема подстанции с привязкой ее к системе внешнего электроснабжения, для расчета токов трехфазного короткого замыкания в максимальном режиме, приведена на рисунке 2.1.

Схема замещения подстанции с привязкой ее к системе внешнего электроснабжения приведена на рисунке 4.1.

2. Определение расчетных сопротивлений схемы замещения

Расчет ведется в именованных единицах.

Данные линий электропередачи, системы и трансформаторов приведены в разделе 1.

Сопротивление системы согласно [1]

(4.1)

где S_КЗ – мощность короткого замыкания системы, МВА;

U_cp – среднее напряжение ступени для которой определено сопротивление, кВ.

Сопротивление линий электропередачи

Х_Л = Х₀ ·L ; (4.2)

где Х₀ = 0,4 Ом/км – удельное сопротивление линии электропередачи согласно [1];

L – длина линии электропередачи, км.

Приведенные напряжения короткого замыкания трансформатора

u_КВ = 0,5(u_КВ-С + u_КВ-Н - u_КС-Н ) ;

(4.3)

u_КС = 0,5(u_КВ-С + u_КС-Н - u_КВ-Н ) ;

(4.4)

u_КН = 0,5(u_КС-Н + u_КВ-Н - u_КВ-С ).

(4.5)

Сопротивления трансформатора

Х_В =

u_КВ U²_НВ

;

(4.6)

100 S_Н

Х_С =

u_КС U²_НС

;

(4.7)

100 S_Н

Х_Н =

u_КН U²_НН

.

(4.8)

100 S_Н

Результаты расчета сопротивлений схемы замещения сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Сопротивления элементов схемы замещения

Линия

Трансформатор

Система

L₁₂

L₁₄

u_КВ

u_КС

u_КН

Х_В

Ом

Х_С

Ом

Х_Н

Ом

S_КЗ1

МВА

S_КЗ2

МВА

Х_S1

Ом

Х_S2

Ом

длина

км

Х₁₂

Ом

длина

км

Х₁₄

Ом

22

8,8

59

23,6

10,75%

6,25%

-0,25%

32,52

1,91

-0,006

700

900

18,89

14,69

3. Определение тока К.З. в точке К1

Схема замещения для расчета на рисунке 4.2.

Преобразуем схему рис. 4.2.1., затем рис. 4.2.2., затем рис. 4.2.3.

Определяем токи К.З. по формулам согласно [6]

Действующее значение тока К.З.

(4.9)

где U_ср = 115 кВ – среднее напряжение ступени для которой определяется ток К.З.;

Х_ - суммарное сопротивление элементов схемы до точки К.З.

Апериодическая составляющая тока К.З.

(4.10)

где τ = t_св + t_{з min} = 0,07 с.

Т_а = 0,02 с.

Ударный ток К.З. в точке К1, согласно [1]

i_у = k_у I_К (4.11)

где k_у = 1,8 – ударный коэффициент;

i_у =  1,8  6,66 = 16,25 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

i_к = I_К + i_а (4.12)

i_к = · 6,66 + 0,289 = 9,71 кА

4. Определение тока К.З. в точке К2

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.3.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.3.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора:

Х_ТС = Х_В + Х_С

Приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне СН по формуле согласно [1]

(4.13)

По формуле (4.12) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне СН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора

Х_ТС = 3,64 Ом + 1,91 Ом = 5,56 Ом.

Вводим в схему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.12) приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне СН

Находим сопротивление системы в точке К2 (Рис. 4.3.2):

Х= Х+ Х_ТС2 = 1,12 + 2,78 = 3,9 Ом

Действующее значение тока К.З. относительно генератора по (4.9)

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К2, по формуле (4.11)

i_у =  1,8  5,7 = 14,52 кА.

Полный ток К.З. в точке К1

i_к = · 5,7 + 0,242 = 8,31 кА

5. Определение тока К.З. в точке К3

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 4.4.

Преобразуем схему также как для точки К1, упрощаем схему (Рис. 4.4.1), включаем в схему суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора.

Х_ТН = Х_В + Х_Н

По формуле (4.13) приводим сопротивление обмоток ВН трансформатора к стороне НН

Суммарное сопротивление обмоток ВН и НН трансформатора

Х_ТН = 0,298 Ом - 0,006 Ом = 0,292 Ом.

Вводим в схему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

По формуле (4.13) приводим сопротивление элементов схемы ВН к стороне НН

Находим сопротивление системы в точке К3 (Рис. 4.4.2):

Х= Х+ Х_ТН2 = 0,091 + 0,146 = 0,237 Ом

Действующее значение тока К.З. относительно источника питания по (4.9)

Апериодическая составляющая тока К.З.

Ударный ток К.З. в точке К3, по формуле (4.11)

i_у =  1,8  26,82 = 68,27 кА.

Полный ток К.З. в точке К3

i_к = · 26,82 + 1,138 = 39,067 кА

6. Определение тока К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, (в точке К4)

Установившийся ток К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ определяется по формуле согласно [1]:

(4.14)

где I_dH – номинальный выпрямленный ток выпрямительного агрегата, кА

N – количество выпрямительных агрегатов;

S_н.пр.тр – мощность преобразовательных трансформаторов, питающих выпрямительный агрегат, МВА

S_КЗ – мощность К.З. на шинах переменного тока 10кВ, МВА

u_К – напряжение К.З. преобразовательного трансформатора, %

(4.15)

Данные о преобразовательных агрегатах взяты из раздела 1.

S_н.пр.тр = S _НОМ1 = 11,84 МВА;

I_dн = I_{НОМ вып}= 3,2 кА;

u_к = 7,35 %.

Определяем установившийся ток К.З. на шинах постоянного тока 3,3 кВ, по формуле (4.14)

5. Проверка оборудования тяговой подстанции по условиям короткого замыкания

5.1 Расчетный тепловой импульс на шинах 3,3 кВ подстанции определяется согласно [1] по формуле:

B_к = I²_ПО·t_откл (5.1)

где I²_ПО – начальное значение периодической составляющей тока К.З.

I²_ПО = I_к.уст = 29,37 кА;

t_откл – время, в течении которого проходит ток К.З. согласно [1]:

t_откл = t_з + t_в (5.2)

где t_з – время действия защиты, согласно разделу 1,

t_з = t_рз = 0,1 с;

t_в – время отключения выключателя, согласно пункту 3.2.4.3, для РУ 3,3 кВ

t_в = 0,05 с.

По формуле (5.2) определяем:

t_откл = 0,1 + 0,05 = 0,15 с.

По формуле (5.1) определяем расчетный тепловой импульс на шинах РУ-3,3 кВ:

B_К = 29,37²  0,15 = 129,4 кА²с;

2. Проверка шин РУ-3,3 кВ

Минимальное сечение шин РУ-3,3 кВ, при котором протекание тока К.З. не вызывает нагрева шин выше кратковременно допустимой температуры, определяем согласно [1] по формуле:

(5.4)

где B_K – тепловой импульс К.З.;

C = 90 Ас^1/2/мм², - константа по [1];

Согласно [1] должны выполняться условия:

I_доп  I_р.мах

q  q_min (5.5)

По условию (3.4):

для главной и минусовой шин коробчатого сечения:

I_доп = 5650 А  I_{р мах 3,3} = 5120 А ;

I_доп = 6430 А  I_{р мах 3,3} = 6400 А ;

для запасной шины прямоугольного сечения:

I_доп = 2180 А  I_{р.мах 3,3} = 2000 А ;

По условию (5.5):

для главной и минусовой шин:

q = 1785 мм²  q_min = 156,6 мм²

q = 2440 мм²  q_min = 156,6 мм²

для запасной шины:

q = 800 мм²  q_min = 156,6 мм²

Выбранные шины подходят для РУ-3,3 кВ, так как удовлетворяют условиям проверки.

2. Проверка быстродействующих выключателей постоянного тока

Быстродействующие выключатели проверяются по условию:

I_{мах отк}  k·I_{к уст}

(5.8)

где I_{к уст} – установившийся ток К.З. на шинах 3,3 кВ, определяется по выражению (4.13);

I_{мах отк} – максимальный ток отключения; k = 0,6 – коэффициент учитывающий наличие быстродействующих выключателей [3]

Для вводных и выключателей фидеров контактной сети:

I_{мах отк} = 22 кА  k·I_{к уст} = 0,6·36,3 = 21,84 кА

Для секционных выключателей, при двух последовательно включенных:

I_{мах отк} = 50 кА  k·I_{к уст} = 21,84 кА

Выбранные быстродействующие выключатели типа ВАБ-49/1-3200/30-Л, в качестве вводных и выключателей фидеров КС, а также ВАБ-49-5000/30-Л, в качестве секционных подходят для РУ-3,3 кВ.

6. Выбор сглаживающего устройства

Рис. 6.1 Схема сглаживающего устройства

Для обеспечения электромагнитной совместимости преобразователей и тяговой сети 3,3 кВ с линиями связи и устройствами СЦБ, т. е. Для снижения влияния тяговых токов на работу линий связи и устройств СЦБ, на тяговой подстанции, в соответствии с правилами защиты устройств связи, установлено сглаживающее устройство.

Сглаживающее устройство состоит из резонансных и апериодического контуров. Каждый резонансный контур настраивается в резонанс токов на определённую частоту. Апериодический контур настраивается в резонанс напряжений на частоте 174 Гц.

В сглаживающем устройстве подстанции применен трехблочный реактор РБФАУ-6500/3250 с параллельным соединением ветвей, индуктивностью 5 мГн.

Для резонансных и апериодических контуров применены бумажно-маслянные конденсаторы ФМТ4–12, номинальная емкость 12 мкФ, номинальное напряжение 4 кВ и катушки индуктивности, содержащие в каждом резонансном контуре основную и дополнительную катушки, изготовленных из медного провода ПР-500.

Необходимые индуктивности катушек определяем согласно [3] по формуле:

(6.1)

где C_n – емкость контура;

f – частота резонанса контура.

Параметры сглаживающего устройства приведены в таблице 6.1

Таблица 6.1

Параметры сглаживающего устройства

Резонансная частота

контура, Гц

Емкость контура,

мкФ

Индуктивность контура,

мГн

Индуктивность реактора,

мГн

1-е звено

100

144

18,1

5

200

108

6,3

300

96

3,15

400

60

2,05

500

48

2,25

600

36

1,76

2-е звено

Апериодический контур

204

–

5

Фильтр-пробка

12

–

7. Выбор аккумуляторной батареи

Выбор аккумуляторной батареи заключается в определении типового номера батареи, расчете числа последовательно включенных элементов, выборе зарядно-подзарядного устройства.

Ток длительного разряда в аварийном режиме:

I_{дл.разр} = I_пост + I_ав, (7.1)

где I_пост – ток постоянной нагрузки; I_ав – ток аварийной нагрузки.

I_пост = 40 А; I_ав = 24 А; I_{дл.разр} = 40 + 24 = 64 А.

Ток кратковременного разряда в аварийном режиме:

I_{кр разр} = I_{дл.разр} + I_вкл (7.2)

где I_вкл – наибольший ток, потребляемый приводом выключателя, для выключателя ВВС – 35 – 20 (I_вкл = 100А).

I_{кр разр} = 64 + 100 = 164 А.

Необходимая расчетная емкость батарей:

где t_ав – время аварии (принимаем t_ав = 2 ч).

Q_расч = I_{дл.разр} t_ав, (7.3)

Q_расч = 64 ∙ 2 = 128 А∙ч.

Определяем номер батареи по условиям длительного режима:

N_дл ≥ 1,1 ∙ Q_расч / Q₁ (7.4)

где Q₁ – емкость двухчасового разряда аккумулятора СК-1, равная 22 А·ч

N_дл ≥ 1,1 ∙ 128 / 22 = 5,82

Определяем номер батареи по условиям кратковременного режима:

N_кр ≥ I_{кр разр} / 46. (7.5)

где 46 А – ток кратковременного разряда для СК-1

N_кр ≥ 164 / 46 = 3,56.

Из двух полученных значений N выбираем большее, округляя в сторону возрастания:

N = 6

Принимаем батарею СК-6.

Число последовательно включенных элементов батареи 

n = U_шв / U_пз (7.6)

где U_пз – напряжение подзаряда (U_пз = 2,15 В)

U_шв – напряжение на шинах выключения (U_шв = 258 В).

n = 258 / 2,15 = 120; принимаем n = 120 шт.

Выбор зарядно-подзарядного агрегата.

Подзарядное устройство находится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядом батареи питает постоянно включенную нагрузку. Мощность подзарядного преобразователя определяется по формуле

Р_{расч. зпу} = U_зар(I_зар + I_пост), (7.7)

где U_зар – напряжение заряда;

I_зар – ток заряда;

U_зар = n∙2,15+2 (7.8)

I_зар = 3,75∙N (7.9)

U_зар = 120∙2,15+2 = 260 В

I_зар = 3,756 = 22,5 А

Р_зар = 260(22,5+40) = 16,25 кВт.

В качестве подзарядно-зарядного преобразователя принимаем выпрямитель типа ВАЗП-260-80, обеспечивающий стабилизированное выпрямленное напряжение до 260 В, при токе до 80А, максимальная мощность 20,8 кВт.

8. Расчет защитного заземляющего устройства

Защитное заземляющее устройство тяговой подстанции сооружается в соответствии с требованиями, предъявляемыми к электроустановкам выше 1000 В в сетях с эффективно заземленной нейтралью.

В целях выравнивания электрического потенциала на территории тяговой подстанции на глубине t_г = 0,5 ÷ 0,7 м. прокладывают продольные и поперечные горизонтальные заземлители соединенные между собой в заземляющую сетку.

Длина горизонтальных заземлителей определяется согласно [1] по формуле:

L_г = 22 (8.1)

где S = 12000 м² – площадь территории подстанции;

L_г = 22 = 2410 м.

Сопротивление заземляющего устройства, выполненного в виде горизонтальной сетки, определяем согласно [1] по формуле:

R = 0,444  / +  / L_г (8.2)

где  = 135 Омм – удельное сопротивление земли;

R = 0,444  135 / + 135 / 2410 = 0,6 Ом.

Согласно [1] сопротивление естественных заземлителей принимаем равным 2 Ом, R_e = 2 Ом.

Общее сопротивление заземляющего устройства определяем согласно [1] по формуле:

R_з = R R_e / (R + R_e) (8.3)

R_з = (0,6  2) / (0,6 + 2) = 0,46 Ом

Согласно ПУЭ должно выполняться условие:

R_з  0,5 Ом (8.4)

R_з = 0,46 Ом < 0,5 Ом;

Условие (8.4) выполняется, следовательно, заземляющее устройство не требуется дополнять вертикальными заземлителями.

Определяем потенциал заземлителя в аварийном режиме по условию:

R_з I_к⁽¹⁾  10кВ (8.5)

где I_к⁽¹⁾ – ток однофазного К.З. в РУ-110 кВ, I_к⁽¹⁾ = 0,55I_к⁽³⁾, кА.

0,46  0,55  6,66 = 1,68 кВ < 10кВ.

Для защиты металлических подземных коммуникаций от разрушения токами К.З. применено специальное устройство – короткозамыкатель.

9. Экономическая часть проекта

1. Стоимость опорной тяговой подстанции

Таблица 8.1

Таблица стоимости ТП

Наименование

Строительные работы, тыс. руб.

Монтажные работы, тыс. руб.

Оборудование, тыс. руб.

1. Верхнее строение пути

2. Здание ТП

3. Благоустройство территории

4. ОРУ-110 кВ

5. ОРУ-35 кВ

6. РУ-10 кВ

7. Тяговый блок

8. Автоблокировка

9. Шкафы СН

10. Прожекторное освещение

11. Заземление

12. Отдельно стоящие молниеотводы

13. Порталы шинных мостов и опоры

14. Подвеска шин к трансформаторам 110 кВ

15. Резервуар для слива масла V м³

16. Кабельные каналы

17. Прокладка кабелей

524

3105

560

2425,5

474

55

1773,9

23

8,5

45,5

107

133

306

50

89

138

52,5

-

1187

-

1481

174

50

1698,9

11

1,5

58,5

135,5

-

-

68

2

-

2520,5

-

6136,5

-

7397,5

1830

740

25947,9

412,5

71,5

-

-

-

-

-

-

-

-

ИТОГО

С_стр∑ = 9869,9

С_монт∑ = 7387,9

С_обор∑ = 42535,9

Стоимость опорной тяговой подстанции ТП определяется по формуле:

С_ТП = С_стр + С_монт + С_обор (9.1)

С_ТП = 9869,9 + 7387,9 + 42535,9 = 59793,7 тыс. руб.

2. Годовые эксплуатационные расходы

Годовые эксплуатационные расходы определяем согласно [1] по формуле:

С_э = С_ + С_ + С_рем + С_зп (9.2)

где С_ – потери электроэнергии;

С_ – отчисления на амортизацию оборудования подстанции;

С_рем – стоимость ежегодного обслуживания и ремонта;

С_зп – годовой фонд заработной платы.

Cогласно [1] потери электроэнергии принимаются равными 1,5% от перерабатываемой за год электроэнергии, при стоимости электроэнергии 1,35 руб./кВт·ч:

С_ = 0,01550 · 10⁶1,35 = 1012,5 тяс. руб.

Амортизационные отчисления согласно [4] составляют 5,5% от стоимости ТП.

С_ = 5,5% / 100 С_ТП (9.3)

С_ = 0,05559793,7 = 3288,65 тыс. руб.

Стоимость ежегодного обслуживания и ремонта согласно [1] составляет 3% от стоимости ТП.

С_рем = 3% / 100С_ТП (9.4)

С_рем = 0,0359793,7 = 1793,81 тыс. руб.

Годовой фонд заработной платы

Метод оперативного обслуживания подстанции: дежурство оперативного персонала на дому. По [4] определяем численность обслуживающего персонала подстанции и их месячная зарплата, по существующим тарифам.

Таблица 8.2

Расчет фонда заработной платы.

Должность

Количество штатных единиц

Оклад, тыс. руб.

1. Начальник подстанции

2. Старший электромеханик

3. Электромеханик

4. Электромонтер

5. Уборщица

1

1

3

3

1

18

13

33

27

2

Итого

9

С_{зп месяц} = 93

Суммарная годовая зарплата персонала подстанции С_зп, с учетом средств материального поощрения в размере 40% от фонда заработной платы.

С_зп = 12С_{зп месяц} + 40% / 10012С_{зп месяц} (9.5)

С_зп = 1293 + 0,41293 = 1562,4 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы определяем по формуле (9.1)

С_э = 1012,5 + 3288,65 + 1783,91 + 1562,4 = 7647,46 тыс. руб./год.

3. Определение себестоимости перерабатываемой за год электроэнергии

Согласно [1] себестоимость переработки электроэнергии определяем по формуле:

_пер = С_э / W_год (9.6)

где W_год – количество переработанной за год электроэнергии, W_год = 50 · 10⁶ кВт ч.

_пер = 7647,46 / 50·10⁶ = 0,15 руб./кВт ч

Стоимость 1 кВА установленной мощности:

С_Sу = С_ТП / S_у

где S_у – установленная мощность всех силовых трансформаторов ТП, питающихся от входного РУ.

С_Sу = 59793,7 / 2 · 40000 = 0,747 руб./кВА

4. Основные технико-экономические показатели ТП

Таблица 8.3

Технико-экономические показатели ТП

Наименование

Единица измерения

Расчетное значение

1. Площадь ТП

2. Установленная мощность оборудования

3. Обслуживающий штат

4. Стоимость ТП

5. Стоимость строительных работ

6. Стоимость оборудования

7. Стоимость 1 кВА установленной мощности

8. Себестоимость перерабатываемой электроэнергии

м²

кВА

чел.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

руб./кВА

руб./кВт ч

12000

114000

9

59793,7

9869,9

42535,9

0,747

0,15

Список литературы

1. Гатальских Г.И., Самсонов Ю.А. Тяговые подстанции. Задание на курсовой проект с методическими указаниями для студентов 5 курса специальности «Электрификация железнодорожного транспорта», специализации «Системы электроснабжения и их автоматизация». Москва 1987.

2. Бей Ю.М., Мамошин Р.Р., Пупынин В.Н., Шалимов М.Г. Тяговые подстанции. Учебник для вузов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

3. Гринберг-Басин М.М. Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. Учебное пособие для техникумов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

4. Справочник по электроснабжению железных дорог. Под ред. К.Г. Маргкрафта., М.: Транспорт, 1980.

5. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. Давыдова И.К., Попов Б.И., Эрлих М.В. М.: Транспорт, 1974.

6. Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции: Учебник для техникумов ж.-д. трансп. – 4-е изд., перераб. И доп. – М.: Транспорт, 1983. – 496 с.

64