Курсовая работа: Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ

кВАр;

По рассчитанной мощности выбираем ТСН типа: ТМ –160/27,5 – 74 У1.

Технические характеристики трансформатора ТМ – 160/27,5 – 74 У1.

Таблица № 6

2.6 Схемы питания потребителей собственных нужд

Питание потребителей собственных нужд переменного тока осуществляется от системы сборных шин 380/220 В. В качестве резервного источника электроэнергии собственных нужд переменного тока используют дизель – генератор.

Рис.3. Принципиальная схема питания СН переменного тока открытой части тяговой подстанции: фидеры: 1 и 10 – шкафа СН в здании подстанции; 2 – обдува понижающих трансформаторов; 3 – ВЛСЦБ; 4 – освещения камер 10 кВ и СЦБ; 5 – резервный; 6 – освещения открытой части подстанции; 7 – передвижного масляного хозяйства; 8 – питания дистанций контактной сети; 9 – подогрева элегаза и приводов высоковольтных выключателей и ячеек КРУН.

Рис.4. Принципиальная схема питания СН переменного тока закрытой части тяговой подстанции: фидеры: 1 – сверлильного и наждачного станков; 2 – электрических печей щитовой и подсобных помещений; 3 – электрических печей; 4 – насоса откачки воды из баков для слива масла; 5 – питания двигателей вентиляторов машинного зала; 6,7 и 8 – питания соответственно пульта дистанционного управления разъединителями контактной сети, стоек телемеханики и автоматики; 9 – питания подзарядных устройств; 10 – калориферов и вентиляторов помещения аккумуляторной батареи; 11 – освещения здания тяговой подстанции; 12 – электрических печей помещения дизель – генератора; 13 – вентиляторов помещения дизель – генератора. Вводы: I и III – фидеров СН от ТСН на открытой части тяговой подстанции; II – резервный от дизель – генератора

Рис.5. Принципиальная схема питания СН постоянного тока. Цепи питания: 1 – приводов высоковольтных выключателей; 2 – устройств управления и сигнализации; 3 – аварийного освещения; 4 – унифицированного преобразователя напряжения устройств автоматики и телемеханики.

2.7 Расчёт токов короткого замыкания в цепях собственных нужд

При расчёте необходимо учесть особенности:

Учитываем активное и реактивное сопротивление цепи КЗ;

Расчёт сопротивлений выполняем в именованных единицах (Ом, мОм);

Определяем конкретные значения времени затухания апериодической составляющей тока

Расчёт периодической составляющей тока КЗ ведется по закону Ома;

Необходимость учёта сопротивлений всех элементов цепи КЗ.

Составим расчётную схему цепей собственных нужд:

Рис. 9.

Составляем схему замещения

Рис. 10.

Преобразуем схему замещения.

Рис. 11.

Найдём максимально рабочий ток во вторичной обмотке трансформатора собственных нужд:

где: кпер – коэффициент перегрузки трансформатора, равный 1,5;

SнТСН – номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

Ucр – среднее напряжение вторичной обмотки ТСН, равное 0,38 кВ.

Найдём сопротивление ТСН:

где: uк – напряжение короткого замыкания ТСН, %;

- номинальное напряжение вторичной обмотки ТСН, кВ;

- номинальная мощность ТСН, кВА.

Найдём сопротивление трансформатора тока:

ТК – 20 – 400/5

rтт = 0,11 Ом

хтт = 0,17 Ом

Найдём сопротивление автоматического выключателя:

А3790С – 400

rАВ = 0,15 Ом

хАВ = 0,1 Ом

Найдём сопротивление материала кабеля:

где:  - удельное сопротивление материала кабеля;

;

 - длина кабеля, равная 50м;

 - сечение кабеля, мм2.

ААГУ-3´185 = 185 мм2

В качестве четвёртой жилы используем алюминиевую оболочку кабеля [9].

380 > 365 А

где: х0 – 0,0602 [2]

Найдём сопротивление рубильника:

РПЦ – 32 – 400

rр = 0,2 мОм

Найдём сопротивление системы:

где: - среднее напряжение; =0.4 кВ.

- мощность короткого замыкания на шинах, от которых питается ТСН, кВА.

Определяем суммарное активное и реактивное сопротивления:

 мОм;

мОм;

мОм;

мОм;

 мОм;

 мОм;

 мОм;

мОм.

Найдём периодическую составляющую:

где: z – полное сопротивление цепи короткого замыкания Ом;

Для определения ударного тока и апериодической составляющей тока короткого замыкания определим постоянную времени затухания апериодической составляющей по формуле:

где:  результирующее реактивное и активное сопротивление цепи короткого замыкания;

рад/с.

Определим ударный коэффициент:

Апериодическую составляющую тока короткого замыкания определим по формуле:

кА.

Определим ударный ток короткого замыкания.

,

где: - ударный коэффициент.

кА;

Определим полный ток короткого замыкания по формуле:

кА.

Глава 3. Проверка токоведущих частей, изоляторов и аппаратуры по результатам расчета токов короткого замыкания

3.1 Расчёт величины теплового импульса для всех РУ

Для проверки аппаратуры и токоведущих частей выполняется расчёт величины теплового импульса для всех РУ по выражению:

 кА2×с

где  - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания;

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания,

.

где  - время срабатывания релейной защиты рассматриваемой цепи;

 - полное время отключения выключателя.

Результаты расчета оформим в виде таблицы:

Таблица № 7

3.2 Проверка шин и токоведущих элементов

Шины открытых РУ 110 кВ и 2х27,5 кВ выполняют сталеалюминевыми гибкими проводами марки АС.

Проверка гибких шин РУ – 110 кВ и РУ 2х27,5 кВ.

Проверка на термическую стойкость выполняется по формуле:

где: - минимальное сечение, термическое устойчивое при КЗ, мм2

Минимальное сечение, при котором протекание тока КЗ не вызывает нагрев проводника выше допустимой температуры:

где:  - величина теплового импульса;

С – константа, значение которой для алюминиевых шин равно 90, .

Проверка по условию отсутствия коронирования

где: E0 – максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см,

где: m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0.82);

rпр – радиус провода, см.

E – напряжённость электрического поля около поверхности провода, кВ/см,

где U – линейное напряжение, кВ;

Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз .

Здесь D – расстояние между соседними фазами, см. Для сборных шин приняты расстояния между проводами разных фаз –1,6 и 3,0 м для напряжений 35 и 110 кВ соответственно.

Вводы и перемычка ТП (110 кВ), тип шин АС – 700 [4] по термической стойкости:

700мм2 > 22,217мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

 кВ/см;

Вводы ВН понижающего тягового тр-ра(110 кВ), тип шин АС – 120 [4]

по термической стойкости:

120мм2 > 22,217мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

 кВ/см;

Вводы ВН районного понижающего тр-ра(110 кВ), тип шин АС – 70 [4]

по термической стойкости:

70мм2 > 22,217мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

 кВ/см;

Ввод НН тягового понижающего тр-ра(2х27,5), тип шин АС – 330 [4]

по термической стойкости:

330мм2 > 31,307мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

 кВ/см;

Сборные шины НН(2х27,5), тип шин АС – 500 [4]

по термической стойкости:

500мм2 > 31,307мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

 кВ/см;

Фидеры контактной сети (2х27,5), тип шин АС – 150 [4]

по термической стойкости:

150мм2 > 22,987мм2

по условию отсутствия коронирования

кВ/см;

 кВ/см;

Выбор жестких шин РУ – 10 кВ.

1. Проверка на электродинамическую устойчивость:

где: - механическое напряжение, возникающие в шинах при КЗ

где l – расстояние между соседними опорными изоляторами, м ( РУ - 10 кВ: l = 1м);

а – расстояние между осями шин соседних фаз, м ( РУ - 10 кВ: а = 0.25 м );

iу – ударный ток трёхфазного короткого замыкания, кА;

W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м3

при расположении шин на ребро:

, м3

при расположении шин плашмя:

, м3

где: b и h – толщина и ширина шины, м

Вводы НН районного понижающего тр-ра(10 кВ),, тип шин А - 100´ 8

по термической стойкости:

800мм2 > 62,005мм2

по электродинамической устойчивости:

м3

40 > 8,732 МПа

Сборные шины НН районных потребителей(10 кВ), тип шин А - 60´ 8 по термической стойкости:

600мм2 > 62,005мм2

по электродинамической устойчивости:

м3

40 > 2,563 МПа

Фидеры районного потребителя (10 кВ), тип шин А - 20´ 3

по термической стойкости:

60мм2 > 44,972мм2

по электродинамической устойчивости:

м3

40 > 34,927 МПа

3.3 Проверка изоляторов

Шины подвешиваются с помощью полимерных подвесных изоляторов. Марки изоляторов и их технические данные представлены в таблице №7 для РУ 110 кВ и РУ 2х27,5 кВ.

Таблица № 8.

В РУ – 10 кВ шины крепятся на опорных и проходных изоляторах.

Опорных изоляторах ИО 10 – 3,75 У3

1. по номинальному напряжению: ,

2. по допустимой нагрузке:

где:- разрушающая нагрузка на изгиб изолятора.

где: l – расстояние между соседними опорными изоляторами, м ( РУ – 10 кВ: l = 1м);

а – расстояние между осями шин соседних фаз, м ( РУ – 10 кВ: а = 0,25 м );

225>122,944 даН

Выбор проходных изоляторов: ИП – 10/1600-750 У

1. по номинальному напряжению:

2. по допустимому току:

3. по допустимой нагрузке:

где:- разрушающая нагрузка на изгиб изолятора.

1250>61,472 даН

3.4 Проверка выключателей

Выключатели проверяются:

на электродинамическую стойкость:

где - ударный ток короткого замыкания, кА.

- предельный сквозной ток, кА

на термическую стойкость:

где:- величина теплового импульса в цепи выключателя, кА2×с;

- ток термической стойкости, кА;

 - время протекания тока термической стойкости, с.

3. по номинальному току отключения:

где: - периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

 - номинальный ток отключения выключателя, кА;

4. по полному току отключения:

где: - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе;

iк – полный ток КЗ;

5. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

где: - номинальное нормируемое значение апериодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

где: - время от начала короткого замыкания до расхождения контактов выключателя.

– минимальное время действия релейной защиты, с;

- собственное время отключения выключателя, с.

6. по включающей способности:

где: - номинальный ток включения выключателя:

РУ-110 кВ

Выключатель: РМ – 121 – 20/1200

на электродинамическую стойкость:

3,160 < 102 кА

на термическую стойкость:

3,998 < 202 3

3,998 < 1200 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

1,388 < 20 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

0,342 < 13,010 кА

5. по полному току отключения:

41,295 > 2,305 кА

6. по включающей способности:

1,388 < 20 кА

3,160 < 102 кА

РУ_2х27,5 кВ

Выключатель: ВГБЭ-35-12,5/1000

на электродинамическую стойкость:

6,121 < 32 кА

на термическую стойкость:

7,939 < 12,52 3

7,939 < 486,750 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

2,705 < 12,5 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

0,313 < 5,816 кА

5. по полному току отключения:

23,494 > 4,254 кА

6. по включающей способности:

2,705 < 12,5 кА

6,121 < 32 кА

Выключатель: ВГБЭ-35-12,5/630

на электродинамическую стойкость:

6,121 < 32 кА

на термическую стойкость:

4,280 < 12,52 3

4,280 < 486,750 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

2,705 < 12,5 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

0,313 < 5,816 кА

5. по полному току отключения:

23,494 > 4,254 кА

6. по включающей способности:

2,705 < 12,5 кА

6,121 < 32 кА

РУ-10 кВ

Выключатель: ВВ/TEL-10-20/1600

на электродинамическую стойкость:

13,215 < 52 кА

на термическую стойкость:

31,141 < 202 3

31,141 < 1200 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

5,433 < 20 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

3,342 < 16,235 кА

5. по полному току отключения:

44,519 > 25,677 кА

6. по включающей способности:

5,433 < 20 кА

13,215 < 52 кА

Выключатель: ВВ/TEL-10-12,5/630 на электродинамическую стойкость:

13,215 < 32 кА

на термическую стойкость:

16,382 < 12,52 3

16,382 < 468,75 кА2 с

3. по номинальному току отключения:

5,433 < 12,5 кА

4. по номинальному току отключения апериодической составляющей тока КЗ:

3,342 < 10,147 кА

5. по полному току отключения:

27,825 > 25,677 кА

6. по включающей способности:

5,433 < 12,5 кА

13,215 < 32 кА

3.5 Проверка разъединителей

Разъединители проверяются:

на электродинамическую стойкость:

где - ударный ток короткого замыкания, кА.

- предельный сквозной ток, кА

на термическую стойкость:

где:- величина теплового импульса в цепи выключателя, кА2×с;

- ток термической стойкости, кА;

 - время протекания тока термической стойкости, с.

РУ-110 кВ

Разъединитель РГ-110-2000

на электродинамическую стойкость:

3,160 < 100 кА

на термическую стойкость:

3,998  402 3 кА2с

3,998 < 4800 кА

Разъединитель РГ-110-1000

на электродинамическую стойкость:

3,160 < 80 кА

на термическую стойкость:

3,998  31,52 3 кА2с

3,998 < 2976,75 кА

РУ_2х27,5 кВ

Разъединитель РГ-35-1000

на электродинамическую стойкость:

6,121 < 40 кА

на термическую стойкость:

7,993  162 3 кА2с

7,993 < 768 кА

РУ-10 кВ

Разъединитель РГ-35-2000

на электродинамическую стойкость:

13,215 < 80 кА

на термическую стойкость:

31,141  31,52 3 кА2с

31,141 < 2976,75 кА

3.6 Проверка заземлителей

Заземлитель ЗР-10 НУЗ

на электродинамическую стойкость:

13,215 < 235 кА

на термическую стойкость:

31,141  902 1 кА2с

31,141 < 8100 кА

3.7 Проверка предохранителей

ПКТ104-10-100-31,5 У3

Предохранители проверяют по номинальному току отключения:

25,677< 31,5 кА

3.8 Проверка трансформаторов тока

Разработка схем измерений

Схемы измерений необходимы для определения расчетных длин проводов, зависящих от схемы подключения.

Схемы подключения трансформаторов тока

Трансформаторы тока проверяется:

На электродинамическую стойкость:

где:  - ударный ток короткого замыкания;

- предельный сквозной ток короткого замыкания;

2. Проверка на термическую стойкость:

где: - тепловой импульс, кА2с;

где: ток термической стойкости, кА;

- время протекания тока термической стойкости, с.

3. Проверка на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

где:  - вторичная нагрузка наиболее нагруженной фазы ТТ, Ом;

 - номинальная допустимая нагрузка проверяемой обмотки ТТ в выбранном классе точности, Ом.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, то:

где:  - сопротивление токовых обмоток измерительных приборов и реле, Ом;

 - сопротивление контактов: 0,05 Ом – при двух и трёх приборах и 0,1 – при большом числе приборов;

 - сопротивление соединительных проводов, Ом.

где: -удельное сопротивление материала провода (с медными жилами – 1.75´10-8 Ом×м; с алюминиевыми жилами – 2,83´10-8 Ом×м);

qпр - сечение проводов, которое не должно быть меньше 4 ´10-6 м2 для алюминия и 2,5 ´10-6 м2 для меди, но не более 10 ´10-6 м2;

- расчётная длина соединительных проводов

Встроенные ТТ на электродинамическую и термическую стойкости не проверяем.

РУ-110 кВ

Рабочая перемычка ТП.

Тип ТТ: ТВ – 110 – 1200/5

1. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

z2 £ z2ном;

z2 = r2 = rприб + rпр + rк;

rприб = ;

Амперметр: Э8021;

Счетчик учета электроэнергии: Альфа

Sприб = Sa + S сч = 1,5 + 0,05 = 1,55 Вт

rприб = = = 0,062 Ом;

rпр = r×= 2,83×10-8×= 0,71 Ом;

r2 = rприб + rпр + rк = 0,062 + 0,71 + 0,05 = 0,822 Ом;

r2ном = = = 2 Ом > r2 = 0,822 Ом;

Ремонтная перемычка ТП.

Тип ТТ: ТГФ-110-1200/5

1. на электродинамическую стойкость:

3,160 < 100 кА

2. проверка на термическую стойкость:

3,998 < 2700 кА2с

3. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

2 > 0,82 Ом

Ввод ВН тягового трансформатора:

Тип ТТ: ТВ – 110– 400/5

1. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

1 > 0,822 Ом

Ввод ВН районных трансформатора:

Тип ТТ: ТВ – 110– 150/5

1. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

1 > 0,822 Ом

РУ_2х27,5 кВ

Цепь обходного выключателя:

Тип ТТ: ТВ – 35– 1000/5

1. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

1,2 > 0,64 Ом

Вводы НН тягового трансформатора:

Тип ТТ: ТВ – 35– 800/5

1. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

1,2 > 0,642 Ом

Фидер КС:

Тип ТТ: ТВ – 35– 400/5

1. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

1 > 0,64 Ом

Фидер ДПР, ТСН:

Тип ТТ: ТВ – 35– 400/5

1. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

1 > 0,642 Ом

РУ-10 кВ

Ввод НН районного трансформатора:

Тип ТТ: GDS – 10 – 1500/5

1. на электродинамическую стойкость:

13,215 < 300 кА

2. проверка на термическую стойкость:

31,141 < 14400 кА2с

3. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

0,2> 0,155 Ом

Секционный выключатель:

Тип ТТ: GDS – 10 – 1500/5

1. на электродинамическую стойкость:

13,215 < 300 кА

2. проверка на термическую стойкость:

31,141 < 14400 кА2с

3. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

0,2> 0,153 Ом

Фидеры районных потребителей:

Тип ТТ: GDS – 10 – 150/5

1. на электродинамическую стойкость:

13,215 < 300 кА

2. проверка на термическую стойкость:

16,382 < 14400 кА2с

3. на соответствие классу точности для номинальной нагрузки:

Класс точности: 0,5

Амперметр Э8021:

Счетчик учета электроэнергии: Альфа:

0,2> 0,155 Ом

3.9 Проверка трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения проверяются:

1. по номинальному напряжению установки:

2. по конструкции и схеме соединения обмоток;

3. по классу точности;

4. по нагрузке вторичных цепей:

где: S2ном – номинальная мощность ТН в выбранном классе точности, ВА;

S2 – суммарная мощность, потребляемая подключенными к ТН приборами, ВА.

где: Sприб – мощность потребляемая всеми катушками одного прибора;

 - коэффициент мощности прибора.

РУ – 110 кВ

Таблица № 9

Тип ТН: 3´ЗНОГ – 110 82У3

450 > 104,8 ВА

РУ – 2´27.5 кВ:

Таблица № 10.

Тип ТН: 4´ЗНОЛ – 35

600 > 109,4 ВА

РУ – 10 кВ

Таблица №11.

Тип ТН: 6´НОЛ – 10 (2´3´ НОЛ – 10)

450 > 80,6 ВА

Так как мощность нагрузки вторичной цепи осталась большой, то принимаем две группы по три однофазных ТН. Всего три комплекта однофазных ТН (два в работе и один в резерве). Разработка схем измерений

Рис. 13.

Рис. 14.

3.10 Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата

В качестве аккумуляторной батареи используют, как правило, свинцово-кислотные и в отдельных случаях щелочные железо-никелевые АБ.

Выбор АБ заключается в определении теплового номера батареи, состоящей из СК – аккумуляторов стационарного типа и расчёте числа последовательно включённых элементов.

Число элементов АБ, работающей в режиме постоянного подзаряда, определим по формуле:

где: -напряжение на шинах АБ, равное 258 В.

-напряжение подзаряда, равное 2.15 В.

Номер аккумуляторной батареи определим, исходя из расчётной ёмкости  и наибольшего тока при разряде:

где:  - расчётный ток длительного разряда;

 - ток, потребляемый постоянно включенными потребителями;

- ток, потребляемый потребителями, подключенными к АБ в аварийном режиме;

 - время аварийного режима, равное 2 ч.

где: - мощность цепей управления, защиты и сигнализации;

 В.

где:  - мощность аварийного освещения.

Номер АБ по условиям длительного режима

где:  - ёмкость двухчасового разряда аккумулятора СК – 1, равная 22 А×ч.

принимаем Nдл = 2

Наибольший ток при кратковременном режиме разряда АБ:

где: -ток, потребляемый наиболее мощным приводом при включении выключателя (для ВГБЭ – 35, =40 А).

Номер АБ по условиям кратковременного режима:

где: 46 А – ток кратковременного разряда для СК – 1

принимаем Nкр = 2

Окончательно принимаем СК – 2

Наибольший ток подзарядного агрегата

где:

- для СК-1 ¸ СК-5

Мощность подзарядного преобразовательного и зарядного агрегата: .

где:  - число элементов АБ.

Выбираем тип выпрямителя, используемого в подзарядных и зарядных преобразователях:

ВАЗП – 380/260 – 40/80

Sн = 20,8 кВт

Sн > Sзар

20,8 > 2,834 кВт

Iн = 80 А

Iн > Iзар

80 > 21,1 А

Глава 4. План тяговой подстанции

Разработка плана тяговой подстанции.

План транзитной тяговой подстанции переменного тока системы электроснабжения 2 ´ 27,5 кВ разрабатываем в соответствии с рекомендациями изложенными в [4].

Открытую часть подстанции монтируем на конструкциях, распластоного типа с соблюдением всех стандартов на минимальные расстояния между токоведущими элементами и землёй. А также выполняем чертёж: план и разрезы тяговой подстанции.

Расчёт площади открытой части тяговой подстанции.

Площадь открытой части тяговой подстанции определим как:

где: а – длина, м а =87,8 м;

b – ширина, м b = 87,8 м.

=87,8×87,8 = 7700 м2

=83,8×83,8 = 7022 м2

Глава 5. Расчёт заземляющего устройства

Расчёт заземляющего устройства в курсовом проекте выполняем графо-аналитическим методом, основанный на применении теории подобия, которая предусматривает:

1. Замену реального грунта с изменяющимся по глубине удельным сопротивлением эквивалентной двухслойной структурой с сопротивлением верхнего слоя r1, толщиной h и сопротивлением нижнего слоя земли r2, значение которых определяется методом вертикального электрического зондирования.

Рис. 15.

2. Замену реального сложного заземляющего контура, состоящего из системы вертикальных электродов, объединённых уравнительной сеткой с шагом 4 – 20 м, и любой конфигурации – эквивалентной квадратной расчётной моделью с одинаковыми ячейками, однослойной структуры земли (r3) при сохранении их площадей (S), общей длины вертикальных (LВ), горизонтальных (Lр) электродов, глубины их залегания (hг), значения сопротивления растекания (Rэ) и напряжения прикосновения (Uпр).

Рис. 16.

Предварительно определяем следующие величины:

длина горизонтальных заземлителей

число вертикальных электродов

длина вертикального электрода

где: h – толщина верхнего слоя земли;

S – площадь контура заземления.

общая длина вертикальных электродов

расстояние между вертикальными электродами

6) глубину заложения горизонтальных электродов  примем равной 0,8 м

Площадь заземляющего контура S принимается по плану открытой части тяговой подстанции, сохраняя при этом расстояние от границы контура до ограждения не менее 2 м.

Сопротивление заземляющего контура:

где:  - эквивалентное сопротивление грунта, Ом×м

А = (0,444 – 0,84×, при

А = (0,355 – 0,25×, при

, при

, при

А = (0,444 – 0,84×

Окончательным критерием безопасности электроустановки является величина напряжения прикосновения, определяемая по формуле:

где:  - ток однофазного К.З. на землю в РУ питающего напряжения, А;

кпр – коэффициент прикосновения.

где:  - функция отношения ;

b – коэффициент, характеризующий условие контакта человека с землёй.

где: Rчел – расчётное сопротивление человека, равное 1000 Ом;

Rст – сопротивление растекания тока со ступнёй человека, равное 1,5.

где:  - Допустимое значение напряжения прикосновения, равное 130 В при tкз = 0,4 с. [4]

52 < 300 В

Выполняем проверку по напряжению заземляющего устройства:

где:  - Допустимое значение напряжения заземляющего устройства, равное 10 кВ.

0,29 < 10 кВ

Глава 6. Экономическая часть проекта

6.1 Определение стоимости тяговой подстанции

Определение стоимости проектируемой тяговой подстанции производится по укрупнённым показателям стоимости строительства объектов электрификации железнодорожного транспорта с учётом основных узлов и элементов подстанции.

В связи с изменением стоимости, монтажных работ и оборудования тяговой подстанции, значение стоимости, приведённых в указанной литературе [2] необходимо умножить на следующие коэффициенты:

Сстр*100

Смонт*100

Собор*100

Стоимость тяговой подстанции определяется по формуле:

СТП = Сстр + Смонт + Собор

Годовые эксплуатационные расходы:

Сэ = СW + Сa + Срем + СЗП

где: СW – стоимость потерь электроэнергии

где: b - стоимость 1 кВт*ч (0,64 руб/кВт*ч);

W – перерабатываемое за год количество электроэнергии;

Сa - стоимость амортизационных отчислений:

где: Срем - стоимость годового обслуживания и ремонта тяговой подстанции:

где: СЗП – годовой фонд заработной платы зависящий от метода обслуживания, штата должностных лиц и окладов, с учётом средств материального поощрения в размере 40 % от ФЗП.

При расчёте СЗП учитывается 13-ая зарплата, равная месячному ФЗП:

Расчёт годового фонда заработной платы сводим в таблицу № 12

Таблица № 12

Далее определим себестоимость перерабатываемой электроэнергии за год:

где: Сэ – годовые эксплуатационные расходы.

Стоимость 1 кВА установленной мощности рассчитываем по формуле:

где: Sу – установленная мощность всех силовых трансформаторов ТП, питающегося от входного РУ.

Для удобства сводим расчёт стоимости оборудования тяговой подстанции, строительных и монтажных работ в таблицу № 13.

Таблица № 13.

руб.

6.2 Основные технико-экономические показатели тяговой подстанции

Для характеристики спроектированной тяговой подстанции приведём следующие технико-экономические показатели.

Таблица № 14

Список использованной литературы

1.         Бей Ю. М., Мамошин П.П. и др. Тяговые подстанции: учебник для вузов железнодорожного транспорта. – М.: Транспорт, 1986 – 319 с.

2.         Гринберг – Басин М. М. Тяговые подстанции: Пособие по дипломному проектированию. – М: Транспорт, 1986 – 168 с.

3.         Давыдов И. К., Попов Б. М., Эрлих В. М. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. – М: Транспорт, 1987 – 416 с.

4.         Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования; Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат,1989. – 608 с.

5.         Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции. - М: Транспорт, 1983 – 496 с.

6.         Справочник по электроснабжению железных дорог / Под ред. К.Г. Марквардта. –М.: Транспорт, 1982.Т2 – 392 с.

7.         Пузина Е.Ю. Методические указания с заданием на курсовой проект для студентов 3-го курса специальности «Электроснабжение железнодорожного транспорта» Г. Иркутск 2003 г.

8.         Система тягового электроснабжения 2 ´ 25 кВ Б. М. Бородулин и др. – М: Транспорт, 1989 – 125 с.

9.         Н. И. Белорусов., А. Е. Саакян., А. И. Яковлева. Электрические кабели, провода и шнуры. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 536 с.