Маслов Г.П., Магай Г. С., Сидоров О. А. Электроснабжение железных дорог. Конспект лекций. Часть 3

Результаты расчета системы тягового электроснабжения позволяют выполнить комплексный проект электрификации железной дороги, где определяются объемы и методы строительно-монтажных работ.

5.1. Принципы, исходные данные и порядок проектирования систем тягового электроснабжения

Основополагающим принципом проектирования системы тягового электроснабжения является обеспечение наибольшей эффективности капиталовложений.

Все проектно-сметные и изыскательские работы по электрификации железных дорог выполняют проектно-изыскательские организации или специализированные проектные подразделения на основании договоров с заказчиком, который выдает необходимые для проектирования исходные данные, а также осуществляет наблюдение за ходом выполнения проектных и изыскательских работ и принимает от проектной организации техническую документацию.

В качестве заказчика обычно выступает открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), иногда заказчиками бывают и филиалы ОАО «РЖД» – железные дороги.

Заказчик выдает техническое задание, в котором в качестве исходных данных указываются трасса и техническая характеристика электрифицируемой линии; виды движения, переводимые на электротягу; тип локомотива или задание по его выбору; объемы перевозок; род тока и напряжения в контактной сети; схема внешнего электроснабжения и проектные предпосылки его развития; рекомендации по разработке вариантов системы электроснабжения; сроки ввода в эксплуатацию и очередность строительства, возможность станции стыкования и др.

При проектировании проектная организация должна руководствоваться действующими нормами и правилами строительного проектирования, санитарными и противопожарными нормами, правилами по технике безопасности, различными техническими указаниями и нормами, а также номенклатурой различных изделий и другими утвержденными сметными нормами, ведомственными или заводскими инструкциями, положениями и т. п.

20

При проектировании объектов любого железнодорожного строительства, в том числе и объектов электрификации, разрабатывается проектное задание со сводным сметно-финансовым расчетом и рабочая документация.

Проектное задание позволяет выявить техническую возможность и экономическую целесообразность электрификации железнодорожной линии в заданные сроки, установить правильное размещение устройств электротяги согласно местным условиям, обосновать основные технические решения, определить потребность в материалах и оборудовании, общую стоимость и основные технико-экономические показатели.

Проектное задание после его утверждения является основанием для финансирования строительства, заказа основного оборудования и разработки рабочих чертежей.

Рабочие чертежи выполняют при проектировании по двум стадиям на основании утвержденного проектного задания, а при проектировании в одну стадию – на основании утвержденного технического задания.

Рабочие чертежи составляются в виде общих и деталировочных чертежей со спецификациями.

5.2. Электрические расчеты системы тягового электроснабжения

Электрические расчеты системы тягового электроснабжения сводятся к расчету удельного электропотребления, определению числа, мощности тяговых подстанций и расстояния между ними, определению сечения проводов контактной подвески, а также к выбору мест расположения постов секционирования и пунктов параллельного соединения.

Вместе с этим оценивается влияние на действительную пропускную способность параметров и показателей системы электроснабжения при оптимальном размещении тяговых подстанций.

5.2.1. Выбор варианта размещения тяговых подстанций

Варианты размещения тяговых подстанций принимаются по среднему расстоянию между ними lcp. Это расстояние определяется по эмпирической формуле:

21

где L – длина электрифицируемого участка железной дороги, км.

При каждом n возможно несколько вариантов размещения тяговых подстанций и выбирается оптимальный из них.

Теоретической основой оптимизации варианта является функция приведенных затрат Зпр от расчетного расстояния между тяговыми подстанциями lcp

(рис. 5.2).

22

новки и имеют место большие токи трогания. При удалении подстанций от мест наибольшего потребления электрической энергии (сюда можно отнести подъемы, кривые и др.) будут существенные потери напряжения и мощности;

социальный фактор – необходимость размещения тяговых подстанций по возможности в населенных пунктах.

Задача оптимального размещения тяговых подстанций решается методом сравнения вариантов.

5.2.2. Расчет мощности тяговой подстанции

Расчет мощности тяговой подстанции переменного тока производится

где W , W – расход электрической энергии за сутки по наиболее загруженному и наименее загруженному плечам питания тяговой подстанции соответственно.

23

С учетом неравномерности движения в пределах суток, неравномерности нагрузок фаз, потерь электрической энергии в контактной сети, районной нагрузки мощность трансформатора тяговой подстанции можно определить по выражению:

где кф – коэффициент, учитывающий отвод тепла от более загруженной и менее загруженной обмоток через масляную ванну и магнитопровод, кф = 0,9; кс –коэффициент, учитывающий потери электрической энергии в контактной

к0 – коэффициент, учитывающий долю участия районной нагрузки в суточном максимуме потребления электрической энергии, к0 = 0,57; Sр – мощность районной нагрузки.

Подставляя значение Iфз из выражения (5.5) в уравнение (5.8) и учитывая формулы (5.6) и (5.7), получим:

ческой энергии по плечам тяговой подстанции за интенсивный месяц, кВт ч. Мощность одного трансформатора определяется из условия стопроцент-

ного резерва на к-й тяговой подстанции при отказе рабочего трансформатора. Расчет ведется на обеспечение 90 % пропускной способности с учетом

допустимой перегрузки. Мощность трансформатора определяется как

где N0 – максимальные размеры движения за сутки, пар поездов; Nсим – средние размеры движения за интенсивный месяц, пар поездов.

24

На подстанции устанавливается два понизительных трансформатора. Номинальная мощность одного трансформатора должна быть такой: Sном Sт .

5.2.3. Выбор типа понизительного трансформатора

Трансформатор выбирают по номинальной мощности, напряжению и количеству обмоток согласно каталогу, например, ТДТНЖ. Обозначения указанного трансформатора расшифровываются следующим образом: Т – трехфазный; Д – масляное охлаждение с дутьем; Т – трехобмоточный; Н – с регулированием напряжения под нагрузкой; Ж – для железнодорожного транспорта.

Для напряжения 110 кВ мощность трансформатора составляет 10000, 16000 и 25000 кВ А, а для напряжения 220 кВ – 25000 и 40000 кВ А.

В случае использования однофазных трансформаторов их мощность определяется по нагрузке наиболее загруженного плеча. При этом на каждое плечо устанавливается по трансформатору и третий – как резервный.

5.2.4. Расчет экономического сечения контактной подвески

Приведенные затраты, зависящие от сечения контактной подвески, представляются как

где Ен, Еа – коэффициенты эффективности капиталовложений и амортизационных отчислений соответственно; Кк – стоимость сооружения контактной сети, тыс. р.; э – стоимость электрической энергии, р.; Wг – годовые потери электрической энергии в контактной подвеске, определяемые по выражению:

25

Зависимость приведенных годовых затрат от сечения контактной подвески показана на рис. 5.4.

Рис. 5.4. Влияние сечения контактной подвески на годовые приведенные затраты

Пусть стоимость проводов контактной подвески длиной 1 км и сечением 10-6 м2 равна Ка. Тогда

где Sм – сечение контактной подвески в медном эквиваленте, м2; Sп – сечение постоянной части контактной подвески, м2.

Сечение контактной подвески складывается из сечения контактных проводов, несущего и усиливающих тросов. Они выбираются также и по механической прочности. Типы проводов и тросов приведены в работе 8 .

Подставляя выражение (5.13) в формулу (5.11), получим:

26

Из выражения (5.15) следует:

Формула (5.16) позволяет получить экономическое сечение контактной подвески, т. е. сечение, при котором годовые приведенные затраты будут минимальными.

5.2.5. Ток нагрева контактной подвески

Наибольшее значение нагревающий ток имеет в местах подключения питающих фидеров контактной сети, он определяется как эффективный ток за 20-минутный период при максимальных размерах движения и раздельной схеме питания тяговой сети.

Указанный период обусловлен временем достижения установившейся температуры проводов контактной подвески.

Проверка на условие нагревания проводится путем сравнения эффективного и допустимого тока:

где Iэф(20) – эффективный ток в течение 20 мин; Iдоп – допустимый ток.

Состав проводов выбирается исходя из полученного экономического сечения и представляется как Н+К+У (несущий трос, контактный и усиливающий провода), например: М120+2МФ100+А185.

Таким образом, порядок выбора сечения контактной подвески следующий:

по расчетному экономическому сечению Sэк предварительно выбирается состав проводов контактной подвески (необходимо, чтобы Sфакт Sэк );

выбранная контактная подвеска проверяется по нагреванию; по итогам проверки на нагрев выбирается окончательное сечение кон-

тактной подвески.

27

5.3. Экономические расчеты системы тягового электроснабжения

При выполнении экономических расчетов проводится сравнение намеченных вариантов размещения тяговых подстанций по капитальным вложениям и ежегодным затратам.

Для i-го варианта годовые приведенные затраты определяются как

где Иi – годовые издержки (затраты), тыс. р.; Кi – капитальные вложения (затраты) на строительство, тыс. р.; Ен – нормативный коэффициент эффективности,

где Тн – нормированный срок окупаемости (Тн = 10 лет – для железнодорожного транспорта, Тн = 8 лет – для энергетики).

Обычно принимается, что Ен. ж.д = 0,1, а Ен. энерг = 0,125.

Годовые приведенные затраты Зi, синтезирующие ежегодные издержки и капитальные затраты, объективно отражают технико-экономический уровень варианта электрифицируемого участка. Оптимальным из вариантов считается тот, при котором соблюдается условие, что Зi опт Зi min .

Ежегодные издержки (затраты) слагаются из следующих составляющих:

где Ип – издержки на тяговые подстанции, тыс. р.; Ик – издержки на контактную сеть, тыс. р.; Иву – издержки на вспомогательные устройства, тыс. р.

Издержки на тяговые подстанции определяются как

где издержки, тыс. р.: Ипо – на обслуживание тяговых подстанций; Ипа – на амортизационные отчисления; Иn W – связанные с потерей электрической энергии.

29