Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ
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.
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, 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
Прибор
|
Тип прибора
|
Nкат
|
Nпр
|
Sн
|
Cos jпр
|
Sin jп
|
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: 3´ЗНОГ
– 110 82У3
450 > 104,8 ВА
РУ – 2´27.5
кВ:
Таблица № 10.
Прибор
|
Тип прибора
|
Nкат
|
Nпр
|
Sн
|
Cos jпр
|
Sin jп
|
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: 4´ЗНОЛ
– 35
600 > 109,4 ВА
РУ – 10 кВ
Таблица №11.
Прибор
|
Тип прибора
|
Nкат
|
Nпр
|
Sн
|
Cosjпр
|
Sinjп
|
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: 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
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.
Страницы: 1, 2, 3
|