28
93
Федеральное агентство железнодорожного транспорта
Иркутский государственный университет путей сообщения
Кафедра: ЭЖТ
Курсовой проект
Дисциплина: «Тяговые и трансформаторные подстанции»
на тему: «Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ»
Вариант №11
Выполнил: ст. гр. ЭНС-08
Колягин В.С.
Проверил: канд. техн. наук, доц.
Пузина Е.Ю.
Иркутск 2010г
Содержание
Введение…………………………………………………………………………...4
Реферат………………………………………………………………………...…..6
Исходные данные………………………………………………………………....7
Глава №1. Однолинейная схема главных электрических соединений…….....10
1.1 Структурная схема тяговой подстанции…………………………………...10
1.2 Выбор типа силового трансформатора……………………………………..10
1.3 Выбор типа районного трансформатора…………………………………...11
1.4 Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции……………………11
1.5 Описание назначения основных элементов схемы тяговой подстанции...12
1.6 Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений………...13
1.7 Выбор аппаратуры и токоведущих частей…………………………….…...16
Глава №2. Расчет токов короткого замыкания…………………………….......22
2.1 Расчетная схема тяговой подстанции……………………………………....22
2.2 Электрическая схема замещения…………………………………………...22
2.3 Расчет сопротивлений элементов схемы замещения………………….......23
2.4 Расчет токов короткого замыкания на шинах РУ………………………....26
2.5 Выбор трансформатора собственных нужд………………………………..35
2.6 Схемы питания потребителей собственных нужд…………………….......37
2.7 Расчет токов короткого замыкания в цепях собственных нужд……….....39
Глава 3. Проверка токоведущих частей, изоляторов и аппаратуры по результатам расчета токов короткого замыкания……………………………..47
3.1 Расчет величины теплового импульса для всех РУ…………………….....47
3.2 Проверка шин и токоведущих частей………………………………………48
3.3 Проверка изоляторов……………………………………………………...…53
3.4 Проверка выключателей………………………………………………….....55
3.5 Проверка разъединителей……………………………………………gn="left">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.
|
Характеристики и марки изоляторов |
Номинальное напряжение, кВ |
Разрушающая сила при растяжении, кН |
Длина пути утечки не менее, мм |
Длина изоляционной части, мм |
Масса, кг |
Строительная высота, мм |
|
|
ЛК - 120/110 |
110 |
120 |
2500 |
1010 |
3,2 |
1377 |
|
|
ЛК - 120/35 |
35 |
120 |
900 |
370 |
1,8 |
597 |
|
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, кА2с;
- 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, кА2с;
- 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 - 1.7510-8 Омм; с алюминиевыми жилами - 2,8310-8 Омм);
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 = = 2,8310-8= 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
|
Прибор |
Тип прибора |
Nкат |
Nпр |
Sн |
Cos пр |
Sin п |
Pпр, Вт |
Qпр, ВАр |
|
|
Вольтметр |
Э378 |
1 |
1 |
2 |
1 |
0 |
2.0 |
- |
|
|
Реле направления мощности |
РБМ-171 |
1 |
1 |
35 |
1 |
0 |
35 |
- |
|
|
Счётчик электроэнергии |
Альфа |
3 |
6 |
3,6 |
- |
- |
68,8 |
- |
|
|
Реле напряжения |
РН - 54 |
1 |
3 |
1.0 |
1 |
0 |
3.0 |
- |
|
|
ИТОГО: |
104,8 |
0 |
|||||||
Тип ТН: 3ЗНОГ - 110 82У3
450 > 104,8 ВА
РУ - 227.5 кВ:
Таблица № 10.
|
Прибор |
Тип прибора |
Nкат |
Nпр |
Sн |
Cos пр |
Sin п |
Pпр, Вт |
Qпр, ВАр |
|
|
Вольтметр |
Э378 |
1 |
1 |
2 |
1 |
0 |
2.0 |
- |
|
|
Счётчик электроэнергии |
Альфа |
3 |
8 |
3,6 |
- |
- |
86,4 |
- |
|
|
Электронная защита фидера |
УЭЗФМ |
1 |
4 |
4 |
1 |
0 |
16 |
- |
|
|
Определитель места повреждения |
ОМП |
1 |
2 |
1 |
1 |
0 |
2 |
- |
|
|
Реле напряжения |
РН - 54 |
1 |
3 |
1 |
1 |
0 |
3 |
- |
|
|
ИТОГО: |
109,4 |
0 |
|||||||
Тип ТН: 4ЗНОЛ - 35
600 > 109,4 ВА
РУ - 10 кВ
Таблица №11.
|
Прибор |
Тип прибора |
Nкат |
Nпр |
Sн |
Cosпр |
Sinп |
Pпр, Вт |
Qпр, ВАр |
|
|
Вольтметр |
Э378 |
1 |
1 |
2 |
1 |
0 |
2.0 |
- |
|
|
Счётчик электроэнергии |
Альфа |
3 |
7 |
3,6 |
- |
- |
75,6 |
- |
|
|
Реле напряжения |
РН - 54 |
1 |
3 |
1.0 |
1 |
0 |
3.0 |
- |
|
|
ИТОГО: |
80,6 |
0 |
|||||||
Тип ТН: 6НОЛ - 10 (23 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 Ач.
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.
=87,887,8 = 7700 м2
=83,883,8 = 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 1, толщиной h и сопротивлением нижнего слоя земли 2, 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 (3) 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, Омм
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 ;
- 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 + С + Срем + СЗП
где: СW - стоимость потерь электроэнергии
где: - стоимость 1 кВт*ч (0,64 руб/кВт*ч);
W - перерабатываемое за год количество электроэнергии;
С - 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
|
Должность |
Кол-во человек |
Оклад |
|
|
Начальник |
1 |
15000 |
|
|
Ст. электромеханик |
1 |
12000 |
|
|
Электромеханик |
1 |
1000 |
|
|
Электромонтёр |
2 |
8000 |
|
|
Уборщица |
1 |
6000 |
|
|
Итого: |
6 |
57000 |
|
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.
|
Наименование |
Строительные работы ,руб. |
Монтажные работы, руб. |
Оборудование, руб. |
|
|
Верхнее строение пути Здание ТП Благоустройство территории ОРУ - 110 кВ РУ - 10 кВ Тяговый блок Питание автоблокировки Шкафы СН Прожекторное освещение Заземление Отдельно стоящие молниеотводы Порталы шинных мостов и опоры Подвеска шин к трансформаторам 110 кВ Резервуар для слива масла V=30 м3 Кабельные каналы Прокладка кабелей и др. |
10370 38170 9400 13740 840 13120 460 170 940 1210 1140 650 200 1780 1710 260 |
- 10640 - 8710 820 9690 220 30 1220 1540 - - 180 40 - 21770 |
- 39770 - 52860 18850 244410 8250 1430 - - - - - - - - |
|
|
ИТОГО |
94160 |
54860 |
365570 |
|
|
ИТОГО с учётом коэффициентов |
9416000 |
5486000 |
36557000 |
|
руб.
6.2 Основные технико-экономические показатели тяговой подстанции
Для характеристики спроектированной тяговой подстанции приведём следующие технико-экономические показатели.
Таблица № 14
|
Наименование |
Единица измерения |
Расчётное значение |
|
|
Площадь ТП |
м2 |
7700 |
|
|
Установленная мощность оборудования |
кВА |
107000 |
|
|
Обслуживающий штат |
чел. |
6 |
|
|
Стоимость ТП |
тыс. руб. |
46559000 |
|
|
Стоимость строительных работ |
тыс. руб. |
9416000 |
|
|
Стоимость монтажных работ |
тыс. руб. |
5486000 |
|
|
Стоимость оборудования |
тыс. руб. |
36557000 |
|
|
Стоимость 1 кВА установленной мощности |
руб./кВА |
435,13 |
|
|
Себестоимость перерабатываемой электроэнергии |
руб./кВтч |
0,092 |
|
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.