3. Выбор сечения проводов контактной подвески и составление схемы
Площадь сечения проводов контактной подвески, которая представляет собой несущий трос и один или два контактных провода, выбирают по условиям токосъема. В настоящее время для главных путей перегонов и станций предусмотрено при системе постоянного тока использование двух контактных проводов сечением 100 мм2 (2МФ-100). В качестве несущего троса используют медный провод сечением 95 или 120 мм2 (М-90 или M-I20).
Экономичную площадь сечения контактной сети определяют на основании технико-экономического сравнения различных вариантов по минимуму потерь энергии в тяговой сети при наименьших капитальных затратах на её сооружение и обслуживание. Если необходимая площадь контактной сети не может быть обеспечена контактными проводами и несущим тросом, то она восполняется усиливающими проводами, которые подвешивают на опорах контактной сети с напольной стороны.
Для нормальной работы контактной сети нагрев проводов должен находиться в допустимых пределах. Чтобы проверить нагрев, сравнивают эффективный ток с допустимым, при котором температура медных проводов не превышает 100оС, для алюминиевых – 80оС.
Для одной межподстанционной зоны с целью удобства монтажа и технического обслуживания рекомендуется выбирать одинаковую подвеску для каждого пути по максимальному току фидера соответствующей зоны, для разных зон могут быть использованы разные подвески. В курсовой работе следует предварительно принять контактную подвеску М-120 + 2МФ-100 и проверить её на нагрев по эффективному току фидера для наиболее тяжелого режима работы – раздельном питании четного и нечетного путей. Если условие (3.1) не выполнимо, то нам придется увеличивать сечение, добавляя один или два усиливающих.Для нашего участка между станциями А и Б возможно применение контактной подвески М-120 + 2МФ-100, допустимое значение тока для которой 1880А (IДОП = 1,88 кА).
Для нечетного направления:
IАБ ЭФФ= 1,09 < IДОП;
IБВ ЭФ= 1,59< IДОП.
Для четного направления:
IАБ ЭФФ= 1,72 < IДОП;
IБВ ЭФФ= 1,42 < IДОП.
Схема секционирования для подстанции Б приведена на рисунке 3.1 для двухпутной линии.
4
.
Составление однолинейной схемы тяговой
подстанции и выбор основного оборудования
4.1 Структурная схема тяговой подстанции постоянного тока
Общая компоновка тяговой подстанции (ТП) постоянного тока зависит от способа подключения ТП к питающей линии электропередач (ЛЭП), от напряжения ЛЭП, от количества преобразовательных агрегатов (ПА), от наличия районных (не тяговых) потребителей (РП) и их расчетной мощности.
Структурная схема ТП при питании её от ЛЭП110 или 220 кВ изображена на рисунке 4.1 (Приложение 6)
Рисунок 4.1 – Структурная схема тяговой подстанции постоянного тока:
РУ – распределительное устройство; ПТ1, ПТ2 – понижающие трансформаторы; РП 35кВ, РП10кВ – фидера районных потребителей; пт1, пт2 – преобразовательные трансформаторы; В1,В2,В3,В4 – выпрямители; РУ 3,3кВ – сглаживающее устройство; ФКС1,…,ФКСN – фидера контактной сети; С – сглаживающий реактор.
В целях уменьшения стоимости оборудования подстанций используют двойную трансформацию: понижающий трансформатор ПТ снижает напряжение со 110 (220) до 10 кВ для питания ПА, который состоит из специального трансформатора и выпрямителя. От распределительных устройств с напряжением 10 кВ (РУ-10) получают питание районные потребители.
По способу присоединения к ЛЭП различают отпаечные (4.2-а), транзитные (4.2-б) и опорные (4.2-в) тяговые подстанции.
Рисунок 4.2 – Способы подключения ТП к линиям электропередач
На участках электрических железных дорог чередуют опорные, транзитные и отпаечные ТП таким образом, чтобы при аварии на любом из участков ЛЭП терялось питание не более чем на одной ТП (см. рисунок 4.3).
