Реферат: Проектирование тяговой подстанции переменного тока

Федеральноеагентство железнодорожного транспорта

Иркутскийгосударственный университет путей сообщения

Факультет:Электротехнический Кафедра: ЭЖТ

КУРСОВОЙПРОЕКТ

Подисциплине: Тяговые и трансформаторные подстанции

«Проектированиетяговой подстанции переменного тока»

Выполнил:

Каргапольцев А.А.

ЭНС-01-02-1-1-104

Проверил:

Пузина Е. Ю.

ИРКУТСК2009

Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Составлениеоднолинейной схемы главных электрических соединений тяговой подстанции

3. Выбор оборудованияподстанции

3.1 Выбор трансформаторовсобственных нужд

3.2 Выбор токоведущихчастей и электрической аппаратуры распределительных устройств

3.2.1 Выбор оборудованияОРУ 110 кВ.

3.2.2 Выбор оборудованияОРУ 35 кВ.

3.2.3 Выбор оборудованияРУ 10 кВ.

3.2.4 Выбор оборудованияРУ 3,3 кВ.

4. Определение токов К.З.на подстанции

4.1 Составление схемызамещения

4.2 Определение расчетныхсопротивлений 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 оборудованиятяговой подстанции по условиям короткого замыкания

5.1 Расчетный тепловойимпульс на шинах 3,3 кВ подстанции

5.2 Проверка шин РУ-3,3кВ.

5.3 Проверкабыстродействующих выключателей постоянного тока.

6. Выбор сглаживающегоустройства

7. Выбор аккумуляторнойбатареи

8  . Расчет защитногозаземляющего устройства

9. Экономическая частьпроекта

9.1 Стоимость опорнойтяговой подстанции

9.2 Годовыеэксплуатационные расходы

9.3 Определениесебестоимости перерабатываемой за год электроэнергии

9.4 Основныетехнико-экономические показатели ТП.

Список литературы

Введение

Энергию на тягу поездов получают от энергосистем через ихвысоковольтные линии и районные подстанции, непременно, через специальныетяговые подстанции, являющиеся элементами системы электроснабженияэлектрифицированных железных дорог. Каждая тяговая подстанция являетсяответственным электротехническим сооружением (электроустановкой), оснащенноймощной современной силовой (трансформаторы, автотрансформаторы, полупроводниковыепреобразователи, батареи конденсаторов), коммутационной (выключателипеременного и постоянного тока, разъединители, короткозамыкатели) ивспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режимеавтотелеуправления. Насыщенность тяговых подстанций разнообразной по назначениюаппаратурой существенно выше, чем равных по мощности и классу первичногопитающего напряжения подстанций энергосистем. Это объясняетсямногофункциональностью тяговых подстанций — от них получают питание не толькоэлектрические поезда, но также районные и нетяговые потребители железных дорог.

К схемам и конструкциям тяговых подстанций предъявляютопределенные технические требования. Так, установленная мощность ихтрансформаторов и преобразователей должна соответствовать спросу потребителейэлектроэнергии (электрических поездов, районных и нетяговых железнодорожныхпотребителей), коммутационная и вспомогательная аппаратура обеспечиватьбесперебойное питание потребителей электроэнергии на требуемом уровне надежности.Очень важно также, чтобы качество электрической энергии соответствовалоустановленным нормам.

Основной задачей системы электроснабжения является обеспечениеэксплуатационной работы железной дороги для этого необходимо, что бы мощностьвсех элементов системы электроснабжения была достаточной для обеспеченияпотребной каждому локомотиву мощности при самых разнообразных условиях работыжелезной дороги.

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

Известно, что недопустимое для данного элемента электрическойустановки увеличение нагрузки может привести к выходу его из строя. С другойстороны, увеличение номинальной мощности любого элемента и, следовательно,допустимой для него нагрузки связано с увеличением затрат. Поэтому необходимоуметь выбирать параметры всех устройств системы электроснабжения так, чтобы онибесперебойно работали в течение времени, определяемого их нормальным срокомслужбы, при минимальных затратах.

1. Исходныеданные

 

/>Опорная тяговая подстанция постоянноготока № 1, согласно схеме присоединения к системе внешнего энергоснабжения.

/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> <td/> /> /> <td/> <td/> /> /> /> /> <td/> /> /> /> /> />

/>/>/>/>/>/>22 18 19 21 20

Рис. 1.1.Схема присоединения подстанций.

SКЗ1= 700 МВА;

SКЗ2= 900 МВА;

ТрансформаторТДТН – 40000/110

UНОМ: 115/38,5/11 кВ;

SНОМ = 40 МВА;

uк в-с = 17 %

uк в-н = 10,5 %

uк с-н = 6 %

Преобразовательныйтрансформатор: ТМРУ – 16000/10Ж;

SНОМ1 = 11840 кВА;

UНОМ1 = 10 кВ;

UНОМ2 = 3,02 кВ;

UНОМ вып = 3,3 кВ;

IНОМ1 = 650 А;

IНОМ2 = 924 А;

IНОМ вып = 3200 А;

uк= 7,35 %.

Количествофидеров контактной сети: 5;

Количествофидеров не тяговых потребителей: 6,

Их мощность Sф мах = 2500 кВА;

Годовойотпуск электроэнергии: 50 · 106 кВт · ч.

Время работызащиты: tз = 0,5 с.

Площадьподстанции: S= 12000 м2

Сопротивлениегрунта: r= 135 Ом · м.

Для выборааккумуляторной батареи напряжением 220 В:

Токдлительной нагрузки 40 А.

Ток аварийнойнагрузки 24 А.

2. Составлениеоднолинейной схемы главных электрических соединений тяговой подстанции.

Схемаглавных электрических соединений составлена на основе типовых проектных решенийприведенных в [2, 4].

Тяговаяподстанция получает питание по двум одно-цепным линиям 110 кВ, являющимисячастью системы энергоснабжения района.

Наподстанции установлено два тяговых трансформатора. Нормально в работе находитсяодин из них, другой в резерве. В вынужденных режимах работе могут находитьсяоба трансформатора.

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

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

РУ 10 кВслужит для питания преобразовательных агрегатов, ТСН, фидеров продольногоэлектроснабжения. Выполнено с одинарной системой шин, секционированнойвыключателем. 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 иполупроводниковый преобразователь. Состоит РУ 3,3 кВ из рабочей и запаснойплюсовых шин, секционированных двумя разъединителями на три секции, минусоваяшина не секционируется, поскольку по условиям безопасности на ней допускаетсяработа без снятия напряжения. К крайним секциям присоединены выпрямительные агрегатыи фидера контактной сети, к средней – запасной выключатель, разрядник,сглаживающее устройство. Нормально все секции работают параллельно, приревизиях может отключаться любая крайняя секция. Выпрямительные агрегатыприсоединены к шинам быстродействующими выключателями БВ и разъединителями. Вцепи каждого фидера контактной сети, а также запасного выключателя включенопоследовательно по два быстродействующих выключателя.

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

/>

3. Выбороборудования подстанции

 

3.1 Выбортрансформаторов собственных нужд

На тяговойподстанции установлены два трансформатора собственных нужд с вторичным напряжением380В, каждый из которых рассчитан на полную мощность собственных нуждподстанции. Питание ТСН осуществляется от шин РУ-10 кВ.

Мощностьсобственных нужд подстанции согласно [1].

SСН = kСН nтп Sн тп + Sаб + Sмх + Sпод (3.1)

где, kСН = 0,01 – коэффициентсобственных нужд;

nтп = 2 – число тяговыхтрансформаторов;

Sн тп – номинальная мощностьтягового трансформатора;

Sаб = 60 кВА – мощностьустройств автоблокировки;

Sмх = 20 кВА – мощностьпередвижной базы масляного хозяйства.

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

Максимальныйрабочий ток ТСН согласно [1]

/> (3.2)

Выбираемтрансформаторы типа: ТМ-1600/10

Sном =1600 кВА

n = 2

Iрмахтсн = 92,37 А

3.2 Выбортоковедущих частей и электрической аппаратуры распределительных устройств

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

Uном ³ Uном РУ; (3.3)

Iном ³ Iрмах; (3.4)

где Uном, Iном –номинальные напряжение и ток аппарата;

Uном РУ – номинальное напряжениераспред. устройства;

Iрмах– максимальный рабочий ток присоединения.

3.2.1Выбор оборудования ОРУ 110 кВ.

Максимальныйрабочий ток транзитной перемычки, согласо [1]

/> (3.5)

где kпр = 1.3 – коэффициентперспективы развития потребителей;

nтп = 2 – число понижающихтрансформаторов на подстанции;

Sн тп –номинальная мощностьпонижающего трансформатора, кВА;

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

Sтранз = nтп Sн<sub/>тп<sub/>тран№2+ nтп Sн<sub/>тп<sub/>отп№3 = 2(16000 +2500) = 37 МВА ;

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

Uном – номинальноенапряжение, кВ;

/>

Максимальныйрабочий ток сборных шин опорной тяговой подстанции согласно [1]

/> (3.6)

где kрн1 = 0,7 коэффициентраспределения нагрузки первичного напряжения;

/>

Максимальныйрабочий ток понижающих трансформаторов:

/>

/>

/>

/>

Выбор шин ОРУ110 кВ.

Ошиновка ОРУ110 кВ выполнена гибкими шинами изготовленными из сталеалюминевого проводамарки АС – 240, сечением 240 мм2.

Iдл доп = 610 А;

По условию(3.4)

Iдл доп = 610 А ³ Iрмах = 559 А;

Проводподходит для работы в транзитной перемычке подстанции.

Отпайки наввода силовых трансформаторов выполнены проводом марки АС – 95, сечением 95 мм2.

Iдл доп = 330 А;

По условию(3.4)

Iдл доп = 330 А > Iрмах = 315 А;

Выборизоляторов ОРУ 110 кВ.

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

Выборвыключателей ОРУ 110 кВ.

В ОРУ 110 кВ,как в транзитной перемычке, так и на отпайках силовых трансформаторовустановлены элегазовые выключатели типа ВЭБ -110 — 40/2000, техническиехарактеристики выключателей приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Техническиехарактеристики выключателя ВЭБ -110 — 40/2000

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Номинальный

ток отключения

Iном отк, кА

Предельный

сквозной ток

Iпр ск, кА

Ударный предельный

сквозной ток

iпр ск, кА

Время отключения

tотк, с

110 2000 40 40 102 0,055

По условию(3.3)

Uном = 110 кВ = Uном РУ = 110 кВ;

По условию(3.4) для транзитной перемычки

Iдл доп = 1250 А > Iрмах = 592 А;

По условию(3.4) для отпаек вводов трансформаторов

Iдл доп = 1250 А > Iрмах = 315 А;

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

Выборразъединителей ОРУ 110 кВ.

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

Таблица 3.2

Техническиехарактеристики разъединителей РНДЗ.2 – 110Б/1000У1

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Ток термической стойкости

Iтс/t, кА/с

Предельный

сквозной ток

Iпр ск, кА

110 1000 31,5/3 80

По условию(3.3)

Uном = 110 кВ = Uном РУ = 110 кВ;

По условию(3.4) для транзитной перемычки

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 592 А;

По условию(3.4) для отпаек вводов трансформаторов

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 315 А;

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

Выбортрансформаторов тока ОРУ 110 кВ.

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

Данные оместах установки трансформаторов тока ОРУ 110 кВ, и их техническиехарактеристики приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Техническиехарактеристики трансформаторов тока ОРУ 110 кВ.

Место установки Тип

Максимальный рабочий ток присоединения

Iрмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока Iном1, А

Класс точности

Номинальный вторичная нагрузка

Sном, 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

Трансформаторытока типа ТВ – 110 – 600/5 подходят для работы в ОРУ 110 кВ, как в качестветранзитных, так и для вводов силовых трансформаторов.

Выбортрансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ.

Для релейныхзащит, учета, контроля и измерений напряжения в ОРУ 110 кВ примененытрансформаторы напряжения типа НКФ – 110 – 83 У1. К каждой секции шинприсоединяется по одному ТН. Данные о местах установки трансформаторовнапряжения ОРУ 110 кВ, и их технические характеристики приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Техническиехарактеристики трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ

Место установки Тип

Номинальное напряжение присоединения

Uном, кВ

Номинальное первичное напряжение трансформатора

Uном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора

Uном2, В

Класс точности

Номинальн вторичная нагрузка

Sном, 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

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

/>

где kрнII = 0,5 – коэффициентраспределения нагрузки по шинам вторичного напряжения;

/>

Максимальныйрабочий ток нетяговых потребителей, согласно [1]

/>

/>

Выборшин ОРУ 35 кВ.

Ошиновка ОРУ35 кВ выполнена гибкими шинами изготовленными из сталеалюминевого провода маркиАС – 300, сечением 300 мм2.

Iдл доп = 690 А;

По условию(3.4)

Iдл доп = 690 А ³ Iрмах35 = 660 А ;

Проводподходит для выполнения ошиновки ОРУ-35 подстанции.

Отпайки кпотребителям выполнены проводом марки АС – 10 сечением 10 мм2.

Iдл доп = 80 А;

По условию(3.4)

Iдл доп = 80 А ³ Iрмах = 53,6 А;

Выборизоляторов ОРУ 35 кВ.

Гибкие шиныОРУ 35 кВ укреплены на подвесных изоляторах ПС 16Б,

разрывнаянагрузка – 16 кН. Изоляторы собраны в гирлянды по 3 штуки.

Выборвыключателей ОРУ 35 кВ.

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

Таблица 3.5

Техническиехарактеристики выключателя ВВС – 35 – 20/1600

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Номинальный

ток отключения

Iном отк, кА

Предельный

сквозной ток

Iпр ск, кА

Ударный предельный

сквозной ток

iпр ск, кА

Время отключения

tотк, с

35 1600/630 20 20 52 0,08

По условию(3.3)

Uном = 35 кВ = Uном РУ = 35 кВ;

По условию(3.4) для вводных и секционного выключателей

Iдл доп = 1600 А > Iр мах 35 = 660 А;

По условию(3.4) для отпаек потребителей

Iдл доп = 630 А > Iр мах = 53,6 А;

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

Выборразъединителей ОРУ 35 кВ.

В ОРУ 35 кВдля работы совместно с выключателями секционным и на отпайках к районнымпотребителям установлены разъединители типа РНДЗ.2 – 35Б/1000У1, техническиехарактеристики разъединителей приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Техническиехарактеристики разъединителей РНДЗ.2 – 35Б/1000У1

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Ток термической

стойкости

Iтс/t, кА/с

Предельный сквозной ток

Iпр ск, кА

35 1000 25/4 63

По условию(3.3)

Uном = 35 кВ = Uном РУ = 35 кВ;

По условию(3.4) для вводных и секционных разъединителей

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 660 А;

По условию(3.4) для отпаек к районным потребителям

Iдл доп = 1000 А > Iрмах = 53,6 А;

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

Выбортрансформаторов тока ОРУ 35 кВ.

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

Данные оместах установки трансформаторов тока ОРУ 35 кВ, и их техническиехарактеристики приведены в таблице 3.6.1

Таблица 3.6.1

Техническиехарактеристики трансформаторов тока ОРУ – 35 кВ.

Место установки Тип

Максимальный рабочий ток присоединения

Iрмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока Iном1, А

Класс точности

Номинальный вторичная нагрузка

Sном, 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

Выбортрансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ.

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

Таблица 3.7

Техническиехарактеристики трансформаторов напряжения ОРУ 35 кВ

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение

присоединения UН, кВ

Номинальное

первичное

напряжение трансформат Uном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора, В

Uном2 / Uном2Д,

Класс точности

Номинальная вторичная нагрузка

Sном, 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.

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

/>

где kрнII = 0,5 – коэффициентраспределения нагрузки по шинам вторичного напряжения;

/>

Максимальныйрабочий ток первичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]

/>

где kпер = 1,25 – коэффициентперегрузки;

Sн пр тр = 11840 кВА –номинальная мощность преобразовательного трансформатора;

/>

Выбор ячеек КРУ10 кВ.

РУ 10 кВвыполнено 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.

Техническиехарактеристики ячеек К – У1 – У:

Номинальноенапряжение Uном = 10 кВ; Номинальный ток: шкафов Iном = 1000 А; сборных шин Iном = 1000 А; 2500 А; электродинамическаястойкость Iдин = 52 кА; привод выключателей – электромагнитный.

Выборвыключателей РУ 10 кВ.

Таблица 3.8

  В РУ 10 кВ вкачестве вводных и секционного выключателей, на отпайках питанияпреобразовательных агрегатов, и фидеров продольного электроснабжения, установленыэлегазовые выключатели, информация о местах установки выключателей и ихтехнические характеристики приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Местаустановки и технические характеристики выключателей РУ-10 кВ.

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение UН, кВ

Номинал ток

Iн, А

Номинальн ток отключения

Iн отк, кА

Предельный сквозной ток

Iпр ск, к А

Предельный сквозной ударный ток iпр ск, кА

Ток / время термической стойкости

Iт/tт, 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)

Uном = 10 кВ = Uном РУ = 10 кВ;

По условию(3.4) для вводных, секционного выключателей и выключателей преобразовательныхагрегатов

Iном = 4000 А > Iрмах10 = 3464 А; Iном = 2500 А > Iрмах10 = 2309,4 А;

Iном = 1000 А > Iр мах пр = 854,5 А;

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

Выбортрансформаторов тока РУ-10 кВ.

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

Данные оместах установки трансформаторов тока РУ 10 кВ, и их технические характеристикиприведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9.

Местаустановки и технические характеристики трансформаторов тока РУ-10 кВ

Место установки, назначение Тип

Максимальный

рабочий ток

присоединения

Iрмах, А

Номинальный первичный ток трансформатора тока

Iном1, А

Класс точности

Номинальная вторичная нагрузка

Sном, ВА

Z2ном, Ом

Коэффициент термической стойкости

Кт

Коэффициент динамической стойкости

Кдин

Номинальная предельная кратность защитной обмотки mном

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

Выбортрансформаторов напряжения РУ-10 кВ.

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

Таблица 3.10

Техническиехарактеристики трансформаторов напряжения ОРУ 10 кВ.

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение

присоединения UН, кВ

Номинальное

первичное

напряжение

Uном1, кВ

Номинальное вторичное напряжение трансформатора

Uном2 / Uном2д, В

Класс точности

Номинальная вторичная нагрузка

Sном, 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)

Uном = 10 кВ = Uном РУ = 10 кВ;

Трансформаторынапряжения типа НТМИ-10 подходят для работы в РУ 10кВ.

3.2.4Выбор оборудования РУ 3,3 кВ

Максимальныйрабочий ток вторичной обмотки преобразовательного трансформатора, согласно [1]:

для схемывыпрямления «две обратные звезды»

/>

где Idн – номинальныйвыпрямленный ток выпрямителя

/>

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

/>

где N – число преобразователейна подстанции (N = 2);

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

/>

Максимальныйрабочий ток запасной шины:

/>

где Iфмах – максимальный рабочийток фидера контактной сети (Iфмах = 2000 А)

Максимальныйрабочий ток минусовой шины:

/>

/>

Выбор шинРУ-3,3кВ.

Ошиновка РУ3,3 кВ выполнена алюминиевыми шинами коробчатого сечения:

для главной шинысечением 1785 мм2

Iдоп = 5650 А;

По условию(3.4)

Iдоп = 5650 А ³ Iр мах 3,3 = 5120 А ;

для минусовойшины сечением 2440 мм2

Iдоп = 6430 А;

По условию(3.4)

Iдоп = 6430 А ³ Iр мах 3,3 = 6400 А ;

для запаснойшины прямоугольного сечения 100*8 мм

Iдоп = 2180 А;

По условию(3.4)

Iдоп = 2180 А ³ Iрмах3,3 = 2000 А ;

Выбранные шиныподходят для выполнения ошиновки РУ-3,3 подстанции.

Выборизоляторов РУ-3,3 кВ.

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

Выборвыключателей РУ 3,3 кВ.

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

Таблица 3.11

Местаустановки и технические характеристики выключателей РУ-3,3 кВ.

Место

установки

Тип

Номинальное напряжение

UН, кВ

Номинальный ток

Iн, А

Пределы токов уставки, А, при отключении аварийного тока

Максимальный ток отключения

Iм 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)

Uном = 3,3 кВ = Uном РУ = 3,3 кВ;

По условию(3.4) для вводных выключателей:

Iном = 2000 А ≥ Iр мах = 923,8 А;

для двухпоследовательно включенных секционных выключателей:

Iном = 2*3000 А ≥ Iр мах = 5120 А;

длявыключателей фидеров КС:

Iном = 2000 А ≥ Iр мах = 2000 А;

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

Выборразъединителей РУ 3,3 кВ.

В РУ 3,3 кВдля работы совместно с выключателями секционным и на отпайках к фидерам контактнойсети установлены разъединители типа РС – 3000/3,3, технические характеристикиразъединителей приведены в таблице 3.12.

Таблица 3.12

Техническиехарактеристики разъединителей РС – 3000/3,3.

Номинальное

напряжение

Uном, кВ

Номинальный ток

Iном, А

Ток термической стойкости

Iтс/t, кА/с

Предельный

сквозной ток

Iпр ск, кА

3,3 3000 40/4 50

По условию(3.3)

Uном = 3,3 кВ = Uном РУ = 3,3 кВ;

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

Iдл доп = 3000 А > Iрмах = 923,8 А;

для секционныхразъединителей:

Iдл доп = 2*3000 А > Iрмах = 5120 А;

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

4. Определениетоков К.З. на подстанции

 

4.1 Составлениесхемы замещения

Упрощеннаясхема подстанции с привязкой ее к системе внешнего электроснабжения, длярасчета токов трехфазного короткого замыкания в максимальном режиме, приведенана рисунке 2.1.

Схемазамещения подстанции с привязкой ее к системе внешнего электроснабженияприведена на рисунке 4.1.

/>

4.2 Определениерасчетных сопротивлений схемы замещения

 

Расчетведется в именованных единицах.

Данные линийэлектропередачи, системы и трансформаторов приведены в разделе 1.

Сопротивлениесистемы согласно [1]

/> (4.1)

где SКЗ – мощность короткогозамыкания системы, МВА;

Ucp – среднее напряжениеступени для которой определено сопротивление, кВ.

Сопротивлениелиний электропередачи

ХЛ= Х0·L; (4.2)

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

L – длина линииэлектропередачи, км.

Приведенные напряжениякороткого замыкания трансформатора

uКВ = 0,5(uКВ-С + uКВ-Н — uКС-Н ) ;

 (4.3)

uКС = 0,5(uКВ-С + uКС-Н — uКВ-Н ) ;

 (4.4)

uКН = 0,5(uКС-Н + uКВ-Н — uКВ-С ).

 (4.5)

Сопротивлениятрансформатора

ХВ =

uКВ U2НВ

; (4.6)

 

100 SН

 

ХС =

uКС U2НС

; (4.7)

 

100 SН

 

 

ХН =

uКН U2НН

. (4.8)

 

100 SН

/> /> /> /> /> /> /> /> />

Результатырасчета сопротивлений схемы замещения сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Сопротивленияэлементов схемы замещения

Линия Трансформатор Система

L12

L14

uКВ

uКС

uКН

ХВ

Ом

ХС

Ом

ХН

Ом

SКЗ1

МВА

SКЗ2

МВА

ХS1

Ом

ХS2

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

4.3 Определениетока К.З. в точке К1

 

Схемазамещения для расчета на рисунке 4.2.

Преобразуемсхему рис. 4.2.1., затем рис. 4.2.2., затем рис. 4.2.3.

/>/>

/>/> />

/>

/>

/>

Определяемтоки К.З. по формулам согласно [6]

Действующеезначение тока К.З.

/> (4.9)

где Uср = 115 кВ – среднеенапряжение ступени для которой определяется ток К.З.;

ХS — суммарноесопротивление элементов схемы до точки К.З.

/>

Апериодическаясоставляющая тока К.З.

/> (4.10)

где τ = tсв + tз min = 0,07 с.

Та =0,02 с.

/>

Ударный токК.З. в точке К1, согласно [1]

iу = />kу IК (4.11)

где kу = 1,8 – ударныйкоэффициент;

iу = />× 1,8 × 6,66 = 16,25 кА.

Полный токК.З. в точке К1

iк = />IК + iа (4.12)

iк = />· 6,66 + 0,289 = 9,71 кА

4.4 Определениетока К.З. в точке К2

Схемазамещения для расчета представлена на рисунке 4.3.

/>

/>/>/>/>

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

ХТС= ХВ + ХС

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

/> (4.13)

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

/>

Суммарноесопротивление обмоток ВН и СН трансформатора

ХТС= 3,64 Ом + 1,91 Ом = 5,56 Ом.

Вводим всхему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

/>

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

/>

Находимсопротивление системы в точке К2 (Рис. 4.3.2):

Х/>= Х/>+ ХТС2= 1,12 + 2,78 = 3,9 Ом

Действующеезначение тока К.З. относительно генератора по (4.9)

/>

Апериодическаясоставляющая тока К.З.

/>

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

iу = />× 1,8 × 5,7 = 14,52 кА.

Полный токК.З. в точке К1

iк = />· 5,7 + 0,242 = 8,31 кА

 

4.5 Определениетока К.З. в точке К3

Схемазамещения для расчета представлена на рисунке 4.4.

/>

/>/>/>/>

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

ХТН= ХВ + ХН

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

/>

Суммарноесопротивление обмоток ВН и НН трансформатора

ХТН= 0,298 Ом — 0,006 Ом = 0,292 Ом.

Вводим всхему сопротивление двух трансформаторов работающих параллельно

/>

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

/>

Находимсопротивление системы в точке К3 (Рис. 4.4.2):

Х/>= Х/>+ ХТН2= 0,091 + 0,146 = 0,237 Ом

Действующеезначение тока К.З. относительно источника питания по (4.9)

/>

Апериодическаясоставляющая тока К.З.

/>

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

iу = />× 1,8 × 26,82 = 68,27 кА.

Полный токК.З. в точке К3

iк = />· 26,82 + 1,138 = 39,067кА

 

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

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

/> (4.14)

где IdH – номинальный выпрямленныйток выпрямительного агрегата, кА

N – количествовыпрямительных агрегатов;

Sн.пр.тр – мощностьпреобразовательных трансформаторов, питающих выпрямительный агрегат, МВА

SКЗ – мощность К.З. на шинахпеременного тока 10кВ, МВА

uК – напряжение К.З. преобразовательноготрансформатора, %

/> (4.15)

/>

Данные опреобразовательных агрегатах взяты из раздела 1.

Sн.пр.тр = S<sub/>НОМ1 = 11,84 МВА;

Idн = IНОМ вып= 3,2 кА;

uк= 7,35 %.

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

/>

5. Проверкаоборудования тяговой подстанции по условиям короткого замыкания

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

Bк = I2ПО·tоткл (5.1)

где I2ПО – начальное значениепериодической составляющей тока К.З.

I2ПО = Iк.уст = 29,37 кА;

tоткл – время, в течениикоторого проходит ток К.З. согласно [1]:

tоткл = tз + tв (5.2)

где tз – время действия защиты,согласно разделу 1,

tз = tрз = 0,1 с;

tв – время отключениявыключателя, согласно пункту 3.2.4.3, для РУ 3,3 кВ

tв = 0,05 с.

По формуле(5.2) определяем:

tоткл = 0,1 + 0,05 = 0,15 с.

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

BК = 29,372 × 0,15 = 129,4 кА2с;

5.2 Проверкашин РУ-3,3 кВ

 

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

/> (5.4)

где BK – тепловой импульс К.З.;

C = 90 А×с1/2/мм2,- константа по [1];

/>

Согласно [1]должны выполняться условия:

Iдоп ³ Iр.мах

q ³ qmin (5.5)

По условию(3.4):

для главной иминусовой шин коробчатого сечения:

Iдоп = 5650 А ³ Iр мах 3,3 = 5120 А ;

Iдоп = 6430 А ³ Iр мах 3,3 = 6400 А ;

для запаснойшины прямоугольного сечения:

Iдоп = 2180 А ³ Iр.мах 3,3 = 2000 А ;

По условию(5.5):

для главной иминусовой шин:

q = 1785 мм2 ³ qmin = 156,6 мм2

q = 2440 мм2 ³ qmin = 156,6 мм2

для запаснойшины:

q = 800 мм2 ³ qmin = 156,6 мм2

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

5.3 Проверкабыстродействующих выключателей постоянного тока

Быстродействующиевыключатели проверяются по условию:

Iмах отк ³ k·Iк уст

(5.8)

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

Iмах отк – максимальный токотключения; k= 0,6 – коэффициент учитывающий наличие быстродействующих выключателей [3]

Для вводных ивыключателей фидеров контактной сети:

Iмах отк = 22 кА ³ k·Iк уст = 0,6·36,3 = 21,84 кА

Длясекционных выключателей, при двух последовательно включенных:

Iмах отк = 50 кА ³ k·Iк уст = 21,84 кА

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

6. Выборсглаживающего устройства

 

/>/>/> 

Рис. 6.1 Схема сглаживающегоустройства

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

Сглаживающееустройство состоит из резонансных и апериодического контуров. Каждыйрезонансный контур настраивается в резонанс токов на определённую частоту.Апериодический контур настраивается в резонанс напряжений на частоте 174 Гц.

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

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

Необходимыеиндуктивности катушек определяем согласно [3] по формуле:

/> (6.1)

где Cn – емкость контура;

f – частота резонанса контура.

Параметрысглаживающего устройства приведены в таблице 6.1

Таблица 6.1

Параметрысглаживающего 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. Выбораккумуляторной батареи

Выбораккумуляторной батареи заключается в определении типового номера батареи,расчете числа последовательно включенных элементов, выборе зарядно-подзарядногоустройства.

Токдлительного разряда в аварийном режиме:

Iдл.разр = Iпост + Iав, (7.1)

где Iпост– ток постоянной нагрузки; Iав – ток аварийной нагрузки.

Iпост= 40 А; Iав = 24 А; Iдл.разр = 40 + 24 = 64 А.

Токкратковременного разряда в аварийном режиме:

Iкр<sub/>разр = Iдл.разр + Iвкл (7.2)

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

Iкр разр = 64 + 100 = 164 А.

Необходимаярасчетная емкость батарей:

/>Qрасч = Iдл.разр tав, (7.3)

Qрасч = 64 ∙ 2 = 128 А∙ч.

Определяемномер батареи по условиям длительного режима:

Nдл ≥ 1,1 ∙ Qрасч / Q1 (7.4)

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

Nдл ≥ 1,1 ∙ 128/ 22 = 5,82

Определяемномер батареи по условиям кратковременного режима:

Nкр ≥ Iкр разр / 46. (7.5)

где 46 А –ток кратковременного разряда для СК-1

Nкр ≥ 164 / 46 = 3,56.

Издвух полученных значений N выбираем большее, округляя в сторону возрастания:

N= 6

Принимаембатарею СК-6.

Числопоследовательно включенных элементов батареи :

n = Uшв / Uпз (7.6)

где Uпз – напряжение подзаряда (Uпз = 2,15 В);

Uшв – напряжение на шинахвыключения (Uшв = 258 В).

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

Выбор зарядно-подзарядногоагрегата.

Подзарядное устройствонаходится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядомбатареи питает постоянно включенную нагрузку. Мощность подзарядногопреобразователя определяется по формуле:

Ррасч. зпу= Uзар×(Iзар + Iпост), (7.7)

где Uзар – напряжение заряда;

Iзар – ток заряда;

Uзар = n∙2,15+2 (7.8)

Iзар = 3,75∙N (7.9)

Uзар = 120∙2,15+2 = 260В;

Iзар = 3,75×6 = 22,5 А;

Рзар =260×(22,5+40) = 16,25 кВт.

В качествеподзарядно-зарядного преобразователя принимаем выпрямитель типа ВАЗП-260-80,обеспечивающий стабилизированное выпрямленное напряжение до 260 В, при токе до80А, максимальная мощность 20,8 кВт.

8.Расчет защитного заземляющего устройства

Защитноезаземляющее устройство тяговой подстанции сооружается в соответствии стребованиями, предъявляемыми к электроустановкам выше 1000 В в сетях сэффективно заземленной нейтралью.

В целяхвыравнивания электрического потенциала на территории тяговой подстанции наглубине tг = 0,5 ÷ 0,7 м. прокладывают продольные и поперечныегоризонтальные заземлители соединенные между собой в заземляющую сетку.

Длинагоризонтальных заземлителей определяется согласно [1] по формуле:

Lг = 22/>(8.1)

где S = 12000 м2 –площадь территории подстанции;

Lг = 22 ×/>= 2410 м.

Сопротивлениезаземляющего устройства, выполненного в виде горизонтальной сетки, определяемсогласно [1] по формуле:

R = 0,444 r / />+ r / Lг (8.2)

где r = 135 Ом×м – удельное сопротивление земли;

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

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

Общее сопротивлениезаземляющего устройства определяем согласно [1] по формуле:

Rз= R Re / (R + Re) (8.3)

Rз = (0,6 × 2) / (0,6 +2) = 0,46 Ом

Согласно ПУЭдолжно выполняться условие:

Rз £ 0,5 Ом (8.4)

Rз = 0,46 Ом < 0,5 Ом;

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

Определяемпотенциал заземлителя в аварийном режиме по условию:

Rз× Iк(1) £ 10кВ (8.5)

где Iк(1) – ток однофазного К.З. вРУ-110 кВ, Iк(1) = 0,55Iк(3), кА.

0,46 × 0,55 × 6,66 = 1,68 кВ <10кВ.

Для защитыметаллических подземных коммуникаций от разрушения токами К.З. примененоспециальное устройство – короткозамыкатель.

9.Экономическая часть проекта

 

9.1Стоимость опорной тяговой подстанции

Таблица 8.1

Таблицастоимости 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

Сстр∑ = 9869,9

Смонт∑ = 7387,9

Собор∑ = 42535,9

Стоимостьопорной тяговой подстанции ТП определяется по формуле:

СТП= Сстр + Смонт + Собор (9.1)

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

9.2Годовые эксплуатационные расходы

Годовыеэксплуатационные расходы определяем согласно [1] по формуле:

Сэ= Сw + Сa + Срем + Сзп (9.2)

где Сw<sub/>– потери электроэнергии;

Сa – отчисления наамортизацию оборудования подстанции;

Срем– стоимость ежегодного обслуживания и ремонта;

Сзп– годовой фонд заработной платы.

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

Сw<sub/>= 0,015×50 · 106×1,35 = 1012,5 тяс. руб.

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

Сa<sub/>= 5,5% / 100 ×СТП (9.3)

Сa<sub/>= 0,055×59793,7 = 3288,65 тыс.руб.

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

Срем= 3% / 100×СТП (9.4)

Срем= 0,03×59793,7 = 1793,81 тыс. руб.

Годовой фондзаработной платы

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

Таблица 8.2

Расчет фондазаработной 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

Сзп месяц =<sub/>93

Суммарнаягодовая зарплата персонала подстанции Сзп, с учетом средствматериального поощрения в размере 40% от фонда заработной платы.

Сзп= 12Сзп месяц + 40% / 100×12Сзп месяц (9.5)

Сзп= 12×93 + 0,4×12×93 = 1562,4 тыс. руб.

Годовыеэксплуатационные расходы определяем по формуле (9.1)

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

9.3Определение себестоимости перерабатываемой за годэлектроэнергии

Согласно [1]себестоимость переработки электроэнергии определяем по формуле:

bпер = Сэ / Wгод (9.6)

где Wгод – количество переработаннойза год электроэнергии, Wгод = 50 · 106 кВт ч.

bпер = 7647,46<sub/>/ 50·106 = 0,15 руб./кВт ч

Стоимость 1кВА установленной мощности:

СSу = СТП / Sу

где Sу – установленная мощностьвсех силовых трансформаторов ТП, питающихся от входного РУ.

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

9.4Основные технико-экономические показатели ТП

Таблица 8.3

Технико-экономическиепоказатели 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

Списоклитературы

1. ГатальскихГ.И., Самсонов Ю.А. Тяговые подстанции. Задание на курсовой проект сметодическими указаниями для студентов 5 курса специальности «Электрификацияжелезнодорожного транспорта», специализации «Системы электроснабжения и ихавтоматизация». 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. Тяговыеподстанции. Пособие по дипломному проектированию. Учебное пособие длятехникумов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1986.

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

5.  Справочник поэксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. Давыдова И.К., ПоповБ.И., Эрлих М.В. М.: Транспорт, 1974.

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