Расчет системы тягового электроснабжения участка Аячи – Уруша Забайкальской железной дороги

Дипломная работа

Для интеграции тягового электроснабжения в систему необходимо выполнение следующих этапов: выбор рода тягового тока и концепции питания; определение основных электрических характеристик контактной сети; выбор и спецификация основного оборудования, а также концепции защиты и заземления.

Проектирование, а затем и сооружение всех устройств электроснабжения производится в расчете на определенный грузопоток, а точнее — на заданные размеры движения и массы поездов. Непрерывный рост грузопотоков в какой-то момент приводит к тому, что мощность элементов системы электроснабжения становится недостаточной для обеспечения нормальной работы участка. Это может проявиться различным образом и в разное время.

Недостаток мощности трансформаторов тяговых подстанций выразится в повышении температуры их обмоток и, следовательно, приведет к уменьшению срока службы трансформаторов. Кроме того, максимальная температура обмотки может выйти за пределы значений, допускаемых стандартом, к моменту, когда выявляется недостаточность мощности установленных трансформаторов, они уже имеют определенный износ. Поэтому мощность вновь устанавливаемых трансформаторов следует выбирать таким образом, чтобы их срок службы, а также срок службы трансформаторов, установленных ранее, соответствовал стандарту.

Особенно сильно это сказывается при пропуске тяжеловесных поездов. Так как постоянная времени нагревания трансформатора значительно превосходит время прохода поездом подстанционной зоны, то при пропуске одного такого поезда температура обмотки трансформатора успевает достигнуть установившегося значения.

Система тягового электроснабжения имеет комплексный характер. Ее токовая нагрузка, являющаяся основным определяющим параметром, зависит от многих факторов, изменяясь во времени и по длине участка. В связи с этим необходимо и целесообразно обеспечивать надежность системы еще на этапе разработки с помощью компьютерного моделирования, которое позволяет оптимально отображать динамические процессы в сетях.

Работа по усилению системы тягового электроснабжения позволит более эффективно использовать провозную способность, будет способствовать снижению эксплуатационных расходов и заключается в планировании комплекса мероприятий по усилению и улучшению параметров системы тягового электроснабжения.

Железная дорога как часть инфраструктуры города, региона или земли является важным фактором. В связи с этим от нее ожидается высокая эксплуатационная надежность. Это значит, что нормальная эксплуатация должна продолжаться при выходе из строя отдельных единиц оборудования. В связи с этим при разработке систем тягового электроснабжения исследуются также аварийные режимы работы. Виды исследуемых ситуаций подлежат согласованию с компаниями, эксплуатирующими электрические сети. С ними же совместно решаются вопросы уровня резервирования и степени снижения энергопотребления при выходе из строя отдельных компонентов силового оборудования.

17 стр., 8380 слов

Электроснабжение железнодорожного транспорта

... от генератора электростанции и кончая тяговой сетью, составляет систему электроснабжения электрифицированных железных дорог. От этой системы питаются электрической энергией, помимо собственно электрической ... службы, и вместе с тем требовали минимальных затрат. 1. Расчетные режимы для определения параметров и показателей работы системы электроснабжения К основным параметрам системы электроснабжения ...

1. Исходные данные

Электрифицированный участок Аячи — Уруша находится в границах Ерофей — Павловичской дистанции электроснабжения. Протяженность данного участка составляет 128,5 километров. Продольный профиль пути участка Аячи — Уруша представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 — Профиль пути участка

Наименование и координаты расположения раздельных пунктов представлены в таблице 1.

Таблица 1

Список объектов участка Аячи — Уруша

Наименование раздельных пунктов Тип раздельных пунктов Координаты, км
1 ТП Аячи ЭЧЭ 7085,9
2 ПС Ороченский ПС 7101,8
3 ТП Ерофей Павлович ЭЧЭ 7112,1
4 ПС Сегачама ПС 7134,3
5 ТП Большая Омутная ЭЧЭ 7153,5
6 ПС Сгибеево ПС 7190,8
7 ТП Уруша ЭЧЭ 7208,8

Электрифицированный участок Аячи — Уруша включает в себя четыре тяговые подстанции (Аячи, Ерофей Павлович, Большая Омутная, Уруша).

Тяговые подстанции получают питание от линий электропередач напряжением 220 кВ. На всем участке электроснабжения применяется двусторонняя узловая схема питания.

Характеристики силовых трансформаторов на тяговых подстанциях участка Аячи — Уруша приведены в таблице 2.

Таблица 2

Параметры тяговых трансформаторов

ТП Тип трансформатора Uк, % ΔPхх, кВт ΔPкз, кВт Iхх, % Sкз, МВА Плечо
левое
правое
Аячи ТДТНЖ-40000/220-76У1 9,5 66 240 1,1 943 отстающая
опережающая
Ерофей Павлович ТДТНЖ-40000/220-76У1 12,5 66 240 1,1 1036 отстающая
опережающая
Большая Омутная ТДТНЖ-40000/220-76У1 12,5 66 240 1,1 1668 отстающая
опережающая
Уруша ТДТНЖ-40000/220-76У1 12,5 66 240 1,1 1014 отстающая
опережающая

Параметры питающих и отсасывающих линий представлены в таблице 3.

Таблица 3

Параметры питающих и отсасывающих линий

Подстанция № фидера Длина фидера, км Марка
1 2 3 4
Аячи 1,2 2,4 4АС-185+Р65
5,4 4,7
отсасывающий 0,29 3АС-185+Р65
Е.Павлович 1,2 3,1 2А-185+4Р65
5,4 7,0
отсасывающий 0,7 4А-185+4Р65
Большая Омутная 1,2 0,4 2А-185+4Р65
5,4 2,4
отсасывающий 0,25 3А-185+4Р65
Уруша 1,2 3,1 2А-185+4Р65
5,4 5,4
отсасывающий 0,35 4А-185+4Р65

Установки продольной компенсации на участке представлены в таблице 4.

Таблица 4

Установки продольной компенсации

Параметры УПК ТП Аячи ТП Б. Омутная ТП Уруша
Номинальное опорное напряжение 27,5 кВ 27,5 кВ 27,5 кВ
Номинальная частота 50 Гц 50 Гц 50 Гц
Номинальный ток 2400 А 2400 А 2400 А
Количество параллельно соединенных конденсаторно-реакторных секций 3 шт. 4 шт. 4 шт.
Установленная реактивная мощность конденсаторных батарей 14,4 Мвар 19,2 Мвар 19,2 Мвар
Номинальное реактивное сопротивление устройства 1,875 Ом 1,875 Ом 1,875 Ом
Номинальная емкость 1698 мкФ 1698 мкФ 1698 мкФ
Номинальный ток одной конденсаторно-реакторной секции 800 А 800 А 800 А

Тип тяговой сети представлен в таблице 5

Таблица 5

Тип тяговой сети

Границы секции Путь Марки проводов подвесок путей Длина, км
Аячи — Ерофей П. 1 ПБСМ-95+МФ-100+А-185+4Р65 29,8
2 ПБСМ-95+МФ-100+А-185+4Р65
Ерофей П. — 7125,1 км 1 ПБСМ-95+МФ-100+4Р65 14,3
2 ПБСМ-95+МФ-100+А-185+4Р65
7125,1 км — Большая О. 1 ПБСМ-95+МФ-100+А-185+4Р65 28,6
2 ПБСМ-95+МФ-100+А-185+4Р65
Большая О. — 7155,7 км 1 ПБСМ-95+МФ-100+ +4Р65 2
2 ПБСМ-95+МФ-100+ +4Р65
7155,7 км — 7191,7 км 1 ПБСМ-95+МФ-100+А-185+4Р65 36
2 ПБСМ-95+МФ-100+А-185+4Р65
7191,7 км — Уруша 1 ПБСМ-95+МФ-100+ +4Р65 17,8
2 ПБСМ-95+МФ-100+ +4Р65

Проанализировав исходный график движения поездов, делаем вывод, что на участке Аячи — Уруша эксплуатируются электровозы серии ЭП-1 для пассажирских перевозок и электровозы серии: 1,5xВЛ-80С, ВЛ-80С, 2×2ЭС5К, 3ЭС5К и 2ЭС5К для грузовых составов. Массы поездов на данном участке составляют: 6300/6800/7100 тонн в четном направлении движения и 4500 тонн в нечетном направлении соответственно. Пропускная способность на данном участке составляет 75 пар поездов в сутки, из которых 66 — грузовые [23].

Движение грузовых соединенных поездов массой 12000 тонн и более на участке Аячи — Уруша не разрешается [20].

2. Тяговый расчет

При эксплуатации, а также при определении путей перспективного развития железных дорог, возникают многочисленные практические задачи, которые решаются с помощью теории локомотивной тяги и ее прикладной части — тяговых расчетов. Тяговые расчеты служат для решения различного рода задач таких как: выбор локомотива и его основных характеристик, расчет массы состава, расчет скорости и времени хода поезда по перегону, определение температуры нагрева тяговых электродвигателей, определение расхода электрической энергии электровозами. Полученные с помощью тяговых расчетов данные служат основой для решения следующих задач: составление графиков движения поездов, нормирование расхода электрической энергии на тягу поездов, расчета пропускной и провозной способности, расстановка раздельных пунктов, тяговых подстанций, проектирование новых, и реконструкция существующих железных дорог и других практические задач.

Тяговый расчет выполняем при помощи программного комплекса КОРТЭС, предназначенного для работы в современных операционных системах. Он был создан с учетом опыта эксплуатации пакета, который был разработан в начале 90-х годов ВНИИЖТом на основе проведенных исследований для тяговых и электрических расчетов в сфере проектирования и эксплуатации систем тягового электроснабжения. Это позволило выбирать варианты технических решений по способам усиления устройств на действующих участках и оптимальных параметров для вновь электрифицируемых линий. КОРТЭС внедрен на сети железных дорог, а также в ряде проектных организаций. Расчеты с использованием КОРТЭС позволяют решать задачи по выбору наиболее эффективных способов усиления системы тягового электроснабжения, при которых обеспечиваются нормируемые показатели по уровню напряжения на токоприемниках электровозов, температуре нагрева проводов контактной сети и допустимым перегрузкам силового оборудования тяговых подстанций.

Тяговые расчёты являются прикладной частью теории тяги поездов и позволяют решать многочисленные практические задачи, возникающие при проектировании и эксплуатации железных дорог. Важнейшими задачами тягового расчета является:

  • составление графика движения поездов;
  • определение времени хода, скорости по участкам и отдельным перегонам;
  • определение параметров системы энергоснабжения при электрификации железной дороги;
  • На железнодорожном транспорте России методы производства тяговых расчётов и необходимые для их выполнения нормативы регламентируются Правилами тяговых расчётов для поездной работы.

2.1 Тяговый расчет для существующих масс поездов

В качестве исходных данных при тяговых расчётах используются параметры участков: расположение раздельных пунктов, продольный профиль, ограничения скорости. Параметры и характеристики подвижного состава выбираются из каталогов локомотивов и типовых составов поездов., в котором все необходимые параметры введены в соответствии с исходными данными.

Расчет выполним с использованием двухсекционных электровозов серии ВЛ-80С и 2ЭС5К для поездов массой 4500 тонн в нечетном направлении движения и 6300 тонн. Результаты расчета сведем в таблицы 6 и 7.

Таблица 6

Результаты тяговых расчетов ВЛ-80С

Направление движения Масса состава, тонн Время хода полное, мин Время хода под током, мин Расход активной энергии кВт·ч Расход полной энергии, кВ·А·ч Удельный расход активной энергии, кВт·ч/т·км Удельный расход полной энергии, кВ·А·ч/т·км
четное 6300 138,1 52,5 6744,8 8289,6 8,1 10,0
нечетное 4500 125,4 82,6 10231,7 12530,9 17 20,8

Таблица 7

Результаты тяговых расчетов 2ЭС5К

Направление движения Масса состава, тонн Время хода полное, мин Время хода под током, мин Расход активной энергии кВт·ч Расход полной энергии, кВ·А·ч Удельный расход активной энергии, кВт·ч/т·км Удельный расход полной энергии, кВ·А·ч/т·км
четное 6300 133 42,9 6134,9 7305,2 7,4 8,8
нечетное 4500 124,3 80,3 9413,7 11198,6 15,6 18,6

Для наглядности на рисунке 2 представлен график изменения удельного расхода активной электроэнергии в зависимости от массы состава и типа электровоза, так как это наиболее удобный показатель для учета и анализа расхода энергии, потребляемой на тягу поездов. Удельный расход представляет собой расход электроэнергии, выраженный в киловатт-часах, отнесенный к 1 т массы поезда на 1 км его пробега.

Анализ результатов тягового расчета позволяет сделать следующий вывод: удельный расход активной электроэнергии при движении поезда в четном и нечетном направлениях с электровозом ВЛ-80С выше, чем при движении поезда той же массы и в тех же направлениях, но с электровозом 2ЭС5К, что объясняется характеристиками каждого электровоза.

Согласно распоряжению ОАО «РЖД» об организации обращения грузовых поездов повышенной массы и длины на железнодорожных путях общего пользования Забайкальской и Дальневосточной железных дорог, поезд массой более 6000 т. и с числом осей более 350 считается повышенной массы.

Рисунок 2 — Зависимость удельного расхода активной энергии от массы состава

Поезда повышенной массы обслуживаются локомотивами в 3-х или 4-х секционном исполнении. В границах Забайкальской железной дороги поезда массой более 6300 т. до 6800 т. могут эксплуатироваться с постановкой в голове состава 3-х секционного локомотива, а поезда массой более 6800 т. должны эксплуатироваться с постановкой в голове состава 4-х секционного локомотива серии 2х2ЭС5К [24].

Выполним тяговый расчет с учетом этих требований, то есть с использованием электровоза серии 2ЭС5К для поездов массой 4500 тонн в нечетном направлении движения и с использованием электровоза серии 2х2ЭС5К, массой 7100 тонн в четном.

Результаты тяговых расчетов сведем в таблицу 8.

Таблица 8

Результаты тяговых расчетов

Направление движения Масса состава, т Количество секций ЭПС, шт Время хода полное, мин Время хода под током, мин Расход активной энергии кВт·ч Расход полной энергии, кВ·А·ч Удельный расход активной энергии, кВт·ч/т·км Удельный расход полной энергии, кВ·А·ч/т·км
четное 7100 4 130,3 39,6 7125,1 8477 7,4 8,8
нечетное 2 125,6 79,8 9376,9 11154,5 15,5 18,5

Для возможности сравнить результаты тяговых расчетов существующих масс поездов в четном направлении движения выполним тяговый расчет с использованием локомотива 3ЭС5К для поезда массой 6800 тонн. Результаты тягового расчета сведем в таблицу 9.

Таблица 9

Результаты тягового расчета с использованием локомотива 3ЭС5К для поезда массой 6800 тонн

Направление движения Масса состава, т Количество секций ЭПС, шт Время хода полное, мин Время хода под током, мин Расход активной энергии кВт·ч Расход полной энергии, кВ·А·ч Удельный расход активной энергии, кВт·ч/т·км Удельный расход полной энергии, кВ·А·ч/т·км
четное 6800 3 128,5 40,7 6696,9 7967,2 7,4 8,9

Для наглядности на рисунке 3 представлен график изменения удельного расхода активной электроэнергии в зависимости от массы состава для существующих повышенных масс поездов.

Анализ графика изменения удельного расхода активной электроэнергии в зависимости от массы состава для и повышенных масс и результатов тягового расчета показывает, что при пропуске поездов большей массы удельный расход активной электроэнергии будет таким же, как и при пропуске в том же направлении поездов меньшей массы.

Рисунок 3 — Зависимость удельного расхода активной энергии от массы состава для существующих повышенных масс поездов

Это позволяет сделать следующий вывод: расход электроэнергии в киловатт-часах, затраченный на перевозку 1 тонны массы поезда на 1 км его пробега, будет меньше при перевозке груза поездом большей массы.

2.2 Тяговый расчет для поездов повышенной массы на перспективу

Стратегическая задача ОАО «РЖД» по повышению объемов перевозок и эффективности работы и инвестиционный проект «Модернизация железнодорожной инфраструктуры Байкало-Амурской и Транссибирской железнодорожных магистралей с развитием пропускных и провозных способностей» во многом решаются увеличением средней массы и длины грузовых поездов на основных направлениях сети железных дорог.

Согласно паспорту, инвестиционного проекта «Модернизация железнодорожной инфраструктуры Байкало-Амурской и Транссибирской железнодорожных магистралей с развитием пропускных и провозных способностей» одной из главных задач является приоритетное развитие железнодорожной инфраструктуры к 2020 году и увеличение пропускной и провозной способностей Транссибирской магистрали для обеспечения пропуска грузовых поездов, перевозящих грузы в порты Дальнего Востока, с весовой нормой в размере 7100 тонн. Наличная пропускная способность на участке Аячи — Уруша после реализации проекта должна составить 123 пары поездов в сутки, 105 из которых грузовые.

Выполним тяговый расчет с использованием электровоза серии 2ЭС5К для поездов массой 4500 тонн в нечетном направлении движения, и с использованием электровоза 2×2ЭС5К для поездов массой 8300 тонн в четном. Результаты тяговых расчетов сведем в таблицу 10

Таблица 10

Результаты тяговых расчетов

Направление движения Масса состава, т Количество секций ЭПС, шт Время хода полное, мин Время хода под током, мин Расход активной энергии кВт·ч Расход полной энергии, кВ·А·ч Удельный расход активной энергии, кВт·ч/т·км Удельный расход полной энергии, кВ·А·ч/т·км
четное 8300 4 130,3 41,6 9320,2 11401,2 7,5 8,9
нечетное 4500 2 133,4 93,6 12176,3 14937,9 16,1 19,8

Сравним данные об удельном расходе активной энергии, полученные в результате тягового расчета для поезда массой 8300 тонн с удельным расходом активной энергии для поезда массой 7100 тонн. Для наглядности на рисунке 4 представлен график изменения удельного расхода активной электроэнергии в зависимости от массы состава для повышенных и перспективных масс состава.

Проанализировав график зависимости удельного расхода активной энергии от массы состава, можно сделать вывод, что удельный расход активной энергии при пропуске поезда массой 7100 тонн будет меньше, чем при пропуске поезда, массой 8300 тонн на 0,1 кВт·ч/т·км. Дальнейшие расчеты будут произведены, как для существующих, так и для перспективных масс поездов.

Рисунок 4 — Зависимость удельного расхода активной энергии от массы состава для и перспективных масс поездов

3. Определение наличной пропускной способности на участке Аячи — Уруша

Оценка показателей работы СТЭ требует использования как вероятностного, так и детерминированного графиков движения поездов. Исполненный график содержит периоды, когда его можно характеризовать как детерминированный, или как вероятностный. Для детерминированного графика можно наперед указать межпоездные интервалы, чаще всего он имеет место в периоды сгущения поездов при восстановлении нормального графика движения после окна, когда в нем не остается свободных нитей, которые бы давали возможность для варьирования числа поездов на рассматриваемом участке. Вероятностный или случайный график движения в большей степени отвечает нормальному режиму движения, когда интервалы выпускаемых поездов на участок подвержены случайным изменениям и потому не могут быть предсказаны заранее. Однако межпоездные интервалы вероятностного графика подчиняются некоторой вероятностной закономерности, что позволяет «разыгрывать» эти интервалы при имитации.

Примером детерминированных графиков движения поездов могут служить параллельные и пакетные графики. Детерминированные графики определяют наибольшие нагрузки на устройства железной дороги и систему тягового электроснабжения, в частности. Следовательно, такие графики являются расчетными для определения предельных возможностей СТЭ. Время, в течение которого имеют место такие графики движения, все же незначительное по сравнению с тем периодом, когда поезда движутся в нормальном режиме. В некоторых случаях параллельный график практически не «чувствует» эффективности ПСК (особенно по напряжению), поскольку не учитывает неравномерности колебания веса поездов и неравномерности их движения. Рациональные области применения детерминированных графиков определяются необходимостью оценки режимов работы в наиболее нагруженные периоды (пакетный график движения в период восстановления нормального графика после «окна»), случайные графики следует использовать для технико-экономических оценок работы СТЭ.

В системе тягового электроснабжения для оценки пропускной способности и планирования мероприятий по усилению существующих технических средств определяющими факторами являются вес поезда, количество поездов на фидерной зоне и схема их пропуска (например, 9, 6-9 тысяч тонн), межпоездной интервал. На участках обращения поездов повышенной массы система тягового электроснабжения должна обладать соответствующей нагрузочной способностью. При пропуске поездов массой более 6 тысяч тонн существенно возрастает токовая нагрузка в системе и, следовательно, более интенсивно происходит нагрев оборудования, снижается уровень напряжения в контактной сети, увеличиваются потери электроэнергии и осложняются условия работы устройств защиты от токов короткого замыкания [2].

3.1 Определение наличной пропускной способности при пропуске поездов существующей массы

Для определения наличной пропускной способности принимаем поезда массой 4500 тонн для нечетного направления и 7100 тонн для четного направления. Результаты расчета сведем в таблицы 11 и 12.

Таблица 11

Минимальные допустимые интервалы при пропуске поездов повышенной массы

Наименование межподстанционной зоны Значение интервала, мин, ограниченное Результирующее значение
мощностью понижающих тр-ров напряжением в конт. сети нагревом проводов конт. сети
Аячи — Ерофей П. 8 8 8 8
Ерофей П. — Б. Омутная 8 9 8 9
Б. Омутная — Уруша 9 10 8 10
Аячи — Уруша 9 10 8 10

Таблица 12

Наличная суточная пропускная способность грузовых поездов, пар поездов в сутки

МПЗ Понижающие трансформаторы Напряжение Нагрев проводов КС Итоговый
Аячи — Ерофей П. 160 160 160 160
Ерофей П. — Б. Омутная 160 144 160 144
Б. Омутная — Уруша 144 120 160 120
Аячи — Уруша 144 120 160 120

Проанализировав таблицы 11 и 12 можно сделать вывод, что по результатам расчета наличная суточная пропускная способность грузовых поездов составила 120 пары поездов в сутки. Лимитирующих зон не обнаружено, так как для повышенных масс допустимый минимальный межпоездной интервал составляет 10 минут.

3.2 Определение наличной пропускной способности при пропуске поездов повышенного веса на перспективу

Для определения наличной пропускной способности принимаем поезда массой 4500 тонн для нечетного направления и 8300 тонн для четного направления. Результаты расчета сведем в таблицы 13 и 14.

Проанализировав таблицы 13 и 14 можно сделать вывод, что лимитирующим участком является МПЗ Большая Омутная — Уруша, так как на ней не обеспечивается пропуск поездов с 10 минутным межпоездным интервалом, следовательно, на данной МПЗ необходимо провести усиления для обеспечения пропуска поездов с 10 минутным интервалом.

Таблица 13

Минимальные допустимые интервалы при пропуске поездов повышенной массы на перспективу

Наименование межподстанционной зоны Значение интервала, мин, ограниченное Результирующее значение
мощностью понижающих тр-ров напряжением в конт. сети нагревом проводов конт. сети
Аячи — Ерофей П. 9 9 9 9
Ерофей П. — Б. Омутная 9 10 9 10
Б. Омутная — Уруша 10 12 9 12
Аячи — Уруша 10 12 9 12

Таблица 14

Наличная суточная пропускная способность при пропуске поездов повышенной массы на перспективу

МПЗ Понижающие трансформаторы Напряжение Нагрев проводов КС Итоговый
Аячи — Ерофей П. 144 144 144 160
Ерофей П. — Б. Омутная 144 120 144 144
Б. Омутная — Уруша 120 95 144 120
Аячи — Уруша 120 95 144 120

4. Определение параметров работы системы тягового электроснабжения при пропуске поездов повышенного веса

При росте грузонапряжённости железнодорожного транспорта с пропуском тяжеловесных поездов, а также при организации скоростного движения на электрифицированных участках железных дорог необходимо решать вопросы усиления и совершенствования системы тягового. Усиление СТЭ должно производиться как с целью обеспечения пропуска по всем элементам системы непрерывно возрастающих токов тяговой нагрузки — усиление по току, так и с целью обеспечения необходимого для нормальной работы ЭПС уровня и напряжения в тяговой сети — усиление по напряжению. Необходимо также выполнение мероприятий по компенсации реактивной мощности в задаваемых питающей электрической системой размерах. Важными задачами, которые должны быть решены, являются снижение до допустимых значений электромагнитного влияния тяговых сетей на линии связи и ограничение уравнительных токов в тяговой сети.

Наибольший эффект усиления может быть получен при переходе от системы 25 кВ к схеме питания тяговых нагрузок по системе 2×25 кВ с обратным питающим проводом и автотрансформаторами. Эта система находит все большее применение на электрифицированных железных дорогах переменного тока в России и за рубежом. В России СТЭ 2×25 кВ применяется, как правило, лишь при электрификации новых участков железных дорог при больших грузопотоках, превышающих 60,0 млн. т. брутто в год на один путь.

К традиционным способам повышения нагрузочной способности тяговых сетей переменного тока относятся сооружение постов секционирования и пунктов параллельного соединения, подвеска усиливающих проводов, усиление с помощью экранированного усиливающего провода, применение установок продольной и поперечной емкостной компенсации.

Для определения параметров работы СТЭ используем график движения поездов, созданный с помощью программы «Редактор графиков движения» программного комплекса КОРТЭС. Типы поездов, принимаемых к моделированию для максимального графика, весом 4500 тонн в нечетном направлении и 8300 тонн в четном направлении с межпоездным интервалом равным 10 минут на участке Аячи — Уруша.

Результаты расчета при существующей схеме питания с двумя работающими трансформаторами при пропуске поездов массой 4500 тонн и 8300 тонн представлены в таблицах 14-17.

Таблица 14

Минимальные напряжения на токоприемниках локомотивов при существующей схеме питания

Межподстанционная зона Путь Напряжение, кВ в течении 3 мин Координаты, км
Аячи- Е. Павлович 1-й 23,67 7106,43
2-й 23,82 7105,90
Е. Павлович — Б. Омутная 1-й 21,91 7132,25
2-й 21,24 7129,39
Б. Омутная — Уруша 1-й 20,42 7181,59
2-й 20,54 7181,80

Таблица 15

Расход и потери электроэнергии при существующей схеме питания

Подстанция Суточный расход электроэнергии Потери электроэнергии в трансформаторах
полный, кВ∙А∙ч активный, кВт∙ч при нагрузке, кВт∙ч на холостом ходу, кВт∙ч
Аячи 586902 438568 6049 1584
Е. Павлович 403342 347337 2730
Б. Омутная 870282 719009 12892
Уруша 894264 705322 13625

Таблица 16

Нагрузочная способность ТП при существующей схеме питания

Подстанция Плечо Расход Среднее напряжение на шинах тяговой подстанции, Температура тягового трансформатора, °С
активной энергии, кВт∙ч реактивной энергии, кВар∙ч
обмотки (доп. 140) масла (доп.95)
Аячи левое 325928 241100 24,15 120 89
правое 112639 148917 25,24
Е. Павлович левое 127512 15484 25,75 70 65
правое 219826 189556 25,75
Б. Омутная левое 402717 267825 26,50 123 88
правое 316023 222893 25,94
Уруша левое 305728 243440 26,98 132 82
правое 399596 306312 25,05

Таблица 17

Нагрев проводов контактной подвески в точках подключения фидеров при пропуске поездов повышенной массы

Тяговая подстанция Фидер Среднее значение длительного тока за период 20 мин, А Средняя температура нагрева проводов за период 20 мин, 0С Марки проводов
1 2 3 4 5
Аячи Ф1 784 55 ПБСМ-95+ МФ-100+А-185
Ф2 561 46
Ф5 408 43
Ф4 173 40
Отс. 1573 64 3А-185
Е. Павлович Ф1 236 41 ПБСМ-95+ МФ-100+А-185
Ф2 111 40
Ф5 84 40
Ф4 679 50
Отс. 859 64
Б. Омутная Ф1 784 54 ПБСМ-95+ МФ-100+А-185
Ф2 835 57
Ф5 519 47
Ф4 708 52
Отс. 1599 61 3А-185
Уруша Ф1 806 54 ПБСМ-95+ МФ-100
Ф2 494 45
Ф5 678 50
Ф4 1010 64
Отс. 1767 82 4А-185

Проанализировав полученные данные, можно сделать вывод что, что минимальное напряжение на токоприемнике локомотива в течение 3 минут на участке Большая Омутная — Уруша 20,42 кВ по первому пути и 20,54 кВ по второму пути. Следовательно, МПЗ Большая Омутная — Уруша является лимитирующим участком, и требуются разработать мероприятия по усилению системы тягового электроснабжения на участке для обеспечения пропуска поездов с массами 8300 и 4500 тонн в четном и нечетном направлениях.

5. Определение параметров работы системы тягового электроснабжения при подвешивании экранирующего провода

Наиболее эффективным средством повышения нагрузочной способности тяговой сети по току является увеличение суммарного сечения проводов тяговой сети путем подвески УП. Влияние УП на снижение потерь напряжения в тяговой сети незначительно. Расчёты показывают, что подвеска 10 км УП на головном участке фидерной зоны при токах, близких к предельно допустимым, снижает потери напряжения не более чем на 160-200 В. Стоимость УП и его монтажа высоки. Таким образом, УП целесообразно использовать лишь для усиления тяговой сети по току, то есть для повышения ее нагрузочной способности.

Усиливающий провод — это провод, электрически соединённый с контактной подвеской <#»903566.files/image006.gif»>

Рисунок 5 — Схема подвешивания экранирующего провода

Таблица 18

Нагрузки тяговых подстанций после подвешивания экранирующего провода

Подстанция Плечо Расход Среднее напряжение на шинах тяговой подстанции, кв Температура тягового трансформатора, °С
активной энергии, кВт∙ч реактивной энергии, кВар∙ч
обмотки (доп. 140) масла (доп.95)
Аячи левое 325928 241100 24,15 120 89
правое 112639 148917 25,24
Е. Павлович левое 127512 15484 25,75 70 65
правое 219826 189556 25,75
Б. Омутная левое 403885 268238 26,51 118 83
правое 339285 219180 25,93
Уруша левое 291237 236678 26,34 126 76
правое 400228 306673 25,06

Таблица 19

Минимальные напряжения на токоприемниках локомотивов после подвешивания экранирующего провода

Межподстанционная зона Путь Напряжение, кВ в течение 3 мин Координаты, км
Аячи- Е. Павлович 1-й 23,67 7106,43
2-й 23,82 7105,90
Е. Павлович — Б. Омутная 1-й 21,91 7132,25
2-й 21,24 7129,39
Б. Омутная — Уруша 1-й 21,03 7181,59
2-й 21,07 7181,80

Таблица 20

Расход и потери электроэнергии после подвешивания экранирующего провода

Подстанция Суточный расход электроэнергии Потери электроэнергии в трансформаторах
полный, кВ∙А∙ч активный, кВт∙ч при нагрузке, кВт∙ч на холостом ходу, кВт∙ч
Аячи 586902 438568 6049 1584
Е. Павлович 403342 347337 2730
Б. Омутная 876750 643510 12588
Уруша 879405 691465 13188

В таблице 21 и на рисунках 6 — 8 представлены графики минимальных напряжений на токоприемниках локомотивов, потери электроэнергии в тяговой сети и в трансформаторах до и после подвешивания экранирующего провода.

Таблица 21

Сравнительные параметры системы тягового электроснабжения до и после подвешивания экранирующего провода

Параметры Межпоездная зона
Б. Омутная — Уруша
Путь 1 Путь 2
Минимальное напряжение, кВ До усиления 20,42 20,54
После усиления 21,03 21,07
Потери электроэнергии, кВт∙ч в тяговой сети До усиления 53885
После усиления 50720
Потери электроэнергии, кВт∙ч в трансформаторах До усиления 35296
После усиления 34555

Рисунок 6 — Минимальные напряжения на токоприёмниках локомотивов

Рисунок 7 — Потери электроэнергии в тяговой сети

Рисунок 8 — Потери электроэнергии в трансформаторах

Сравнив значения в таблице 21, делаем вывод, что подвешивание экранирующего провода позволила значительно повысить уровни напряжения в тяговой сети и достичь регламентированного значения 21 кВ. Также удалось снизить потери в тяговой сети и в трансформаторах и обеспечить пропуск поездов с 10 минутным межпоездным интервалом.

6. Определение параметров работы системы тягового электроснабжения при установке пунктов параллельного соединения

Пункт параллельного соединения контактной сети железной дороги предназначен для электрического соединения секций контактной сети железной дороги главных путей двухпутного участка железной дороги с целью снижения потерь напряжения и электрической энергии железнодорожного электроподвижного состава.

Использование пунктов параллельного соединения в тяговых сетях постоянного и переменного тока приводит к сокращению потерь электрической энергии, которые зависят как от особенностей рельефа, по которому проходит железнодорожная магистраль, так и от размеров движения и ритмичности графика движения поездов по путям различного направления [5].

Подключение и отключение пункта параллельного соединения осуществляется секционными разъединителями с двигательными приводами. Вся аппаратура пункта параллельного соединения размещается в шкафу, приспособленного для наружной установки.

На лимитирующем участке Б. Омутная — Уруша устанавливаем пункты параллельного соединения. Схема установки пунктов параллельного соединения представлена на рисунке 9. Результатами расчетов будут являться значения минимального напряжения на токоприемниках локомотивов в течение 3-х минут, потери электроэнергии в тяговой сети, полученные значения отображаем в таблицах 22-24.

Рисунок 9 — Схема установки пунктов параллельного соединения

Таблица 22

Нагрузки тяговых подстанций после установки ППС

Подстанция Плечо Расход Среднее напряжение на шинах тяговой подстанции, кВ Температура тягового трансформатора, °С
активной энергии, кВт∙ч реактивной энергии, кВар∙ч
обмотки (доп. 140) масла (доп.95)
Аячи левое 325928 241100 24,15 120 89
правое 112639 148917 25,24
Е. Павлович левое 127512 15484 25,75 70 65
правое 219826 189556 25,75
Б. Омутная левое 402839 267681 26,50 121 85
правое 316560 222240 25,95
Уруша левое 306069 243038 26,28 130 79
правое 399586 306307 25,05

Таблица 23

Минимальные напряжения на токоприемниках после установки ППС

Межподстанционная зона Путь Напряжение, кВ в течении 3 мин Координаты, км
Аячи — Е. Павлович 1-й 23,67 7106,43
2-й 23,82 7105,90
Е. Павлович — Б. Омутная 1-й 21,91 7132,25
2-й 21,24 7129,39
Б. Омутная — Уруша 1-й 20,59 7181,59
2-й 20,57 7181,80

Таблица 24

Расход и потери электроэнергии после установки ППС

Подстанция Суточный расход электроэнергии Потери электроэнергии в трансформаторах
полный, кВ∙А∙ч активный, кВт∙ч при нагрузке, кВт∙ч на холостом ходу, кВт∙ч
Аячи 586902 438568 6049 1584
Е. Павлович 403342 347337 2730
Б. Омутная 870378 719673 12437
Уруша 894276 705655 12967

В таблице 25 и на рисунках 10-12 представлены графики минимальных напряжений на токоприемниках локомотивов, потери электроэнергии в тяговой сети и в трансформаторах до и после установки ППС.

Таблица 25

Сравнительные параметры системы тягового электроснабжения до и после установки ППС

Параметры Межпоездная зона
Б. Омутная — Уруша
Путь 1 Путь 2
Минимальное напряжение, кВ До усиления 20,42 20,54
После усиления 20,59 20,57
Потери электроэнергии, кВт∙ч в тяговой сети До усиления 53885
После усиления 53033
Потери электроэнергии, кВт∙ч в трансформаторах До усиления 35296
После усиления 34183

Рисунок 10 — Минимальные напряжения на токоприёмниках локомотивов

Рисунок 11 — Потери электроэнергии в тяговой сети

Рисунок 12 — Потери электроэнергии в трансформаторах

Сравнив значения в таблице 28, делаем вывод, что установка пунктов параллельного соединения не позволила добиться повышения минимальных уровней напряжения выше 21 кВ и тем самым обеспечить пропуск поездов с 10 минутным интервалом, следовательно данный вариант усиления не эффективен.

7. Определение параметров работы системы тягового электроснабжения при установке устройств поперечной компенсации на посту секционирования

Соответствие нагрузочной способности тяговой сети токовым нагрузкам участка не является достаточным условием нормальной работы СТЭ. Другим необходимым условием является величина напряжения на токоприемнике электровоза. Минимальное напряжение на токоприемнике электроподвижного состава на любом блок-участке не должно быть менее 21 кВ. Одним из решений данной проблемы является компенсация реактивной мощности — важное и необходимое условие экономичного и надежного функционирования системы электроснабжения.

Основное назначение КУ — компенсировать реактивную мощность тяговой нагрузки. На электрифицированных железных дорогах с целью симметрирования напряжений на шинах подстанций и токов тяговой нагрузки применяют КУ в однофазном исполнении. Другой особенностью является наличие реактора, главное назначение которого — ограничивать опасные резонансные явления в тяговой сети [3].

Применение устройств компенсации реактивной мощности позволяет:

  • увеличить пропускную способность системы тягового электроснабжения;
  • снизить потери мощности в тяговой сети;
  • повысить напряжение в тяговой сети;
  • уменьшить нагрузку элементов СТЭ (подводящих линий, трансформаторов и распределительных устройств), тем самым продлевая их срок службы;
  • снизить тепловые потери тока;
  • снизить влияние высших гармоник;
  • снизить несимметрию фаз;
  • снизить расходы на ремонт и обновление парка электрооборудования.

В системах тягового электроснабжения 25 кВ с трёхфазными трансформаторами в целях обеспечения требуемого уровня напряжения на токоприёмниках

электроподвижного состава могут предусматриваться установки поперечной емкостной компенсации, размещаемые на постах секционирования и(или) тяговых подстанциях. Для компенсации реактивной мощности от токов прямой последовательности, не важно, на какую фазу включается КУ. Однако для компенсации токов обратной последовательности и симметрировании токов и напряжения в зависимости от отношения средних токов плеч питания КУ должны включаться на определенную фазу.

Рассмотрим вариант установки устройства поперечной компенсации на ПС Сгибеево, по причине того, что минимальные уровни напряжения на МПЗ Б. Омутная — Уруша зафиксированы вблизи ПС.

Поэтому в качестве мероприятий по повышению энергоэффективности на лимитирующем участке Б. Омутная — Уруша рассмотрим монтаж установок продольной емкостной компенсации и (или) установок поперечной емкостной компенсации.

7.1 Расчет реактивной мощности установки поперечной компенсации

Расчетная мощность КУ, необходимая для повышения напряжения до нормированного значения (Q* к ), определяется разностью наименьших значений нормированного и фактического действующего напряжения на токоприемнике ЭПС (Uмин.норм — Uмин.ф ) и входным индуктивным сопротивлением до КУ (Хвх ) по формуле (1)

, МВАр (1)

где U ном — номинальное напряжение КУ (Uном = 27,5 кВ);

Х вх — входное индуктивное сопротивление до КУ, Ом.

Входное индуктивное сопротивление до КУ поста секционирования при двустороннем питании контактной сети от смежных подстанций ТП А и ТП В определяется по формуле (2)

где А и В — индуктивные сопротивления системы тягового электроснабжения 25кВ, Ом.

Индуктивные сопротивления А и В системы тягового электроснабжения 25 кВ определяются по формуле (3)

, Ом (3)

где — индуктивные сопротивления тяговой сети соответственно от тяговых подстанций А и В, Ом;

  • индуктивные сопротивления включенных в работу трансформаторов на подстанциях А и В, Ом;
  • индуктивные сопротивления системы внешнего электроснабжения соответственно до подстанций ТП А и ТП В, Ом.

Индуктивное сопротивление включенных в работу трансформаторов на подстанции ТП А (ТП В) определяется по формуле (4)

, Ом, (4)

где U кз — напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

U ном — номинальное напряжение трансформатора (Uном = 27,5 кВ);

S тр — номинальная мощность трансформатора, МВ∙А;

  • n — количество включенных в работу трансформаторов.

Индуктивное сопротивление системы внешнего электроснабжения определяется по формуле (5)

, Ом, (5)

где S кз — мощность трехфазного короткого замыкания на шинах 110(220) кВ тяговой подстанции, МВ∙А.

Индуктивное сопротивление тяговой сети от тяговой подстанции А определим как

, Ом, (6)

где х 22 — погонное сопротивление, Ом/км;

l an — расстояние до поста секционирования от подстанции ТП А.

Индуктивное сопротивление тяговой сети от тяговой подстанции В определим как

, Ом, (7)

где l an — расстояние до поста секционирования от подстанции ТП В.

Погонное сопротивление х 22 определим по программе КОРТЭС, согласно типу тяговой сети на МПЗ Б. Омутная — Уруша.

Для предотвращения частых отключений КУ поста секционирования от повышенного напряжения при малых нагрузках в тяговой сети номинальная мощность КУ Q к не должна превышать среднюю реактивную мощность тяговой нагрузки рассматриваемой межподстанционной зоны Qтс .

(8)

Для межподстанционной зоны между тяговыми подстанциями А и В средняя реактивная мощность определяется по формуле (9)

, Мвар, (9)

где W Qтс.а — расход реактивной энергии в тяговой сети от подстанции А за интенсивный месяц, МВарч;

D u — число суток интенсивного месяца.

Если неравенство 8 не выполняется, то номинальную мощность КУ, размещаемую на ПС, ограничивают значением, не превышающим Q тс , и предусматривают дополнительную КУ на одной из смежных тяговых подстанций

Выполним расчет мощности КУ по формулам 1-9 при этом ТП Большая Омутная примем как ТП А, ТП Уруша как ТП В.

Определим индуктивное сопротивление включенных в работу трансформаторов на подстанции ТП А и ТП В по формуле (4)

Ом,

Ом

Определим индуктивное сопротивление системы внешнего электроснабжения по формуле (5)

Ом,

Ом

Определим индуктивное сопротивление тяговой сети от тяговой подстанции А и В соответственно

Ом,

Ом

Определим индуктивные сопротивления А и В системы тягового электроснабжения 25 кВ по формуле (3)

Определим входное индуктивное сопротивление до КУ поста секционирования при двустороннем питании контактной сети от смежных подстанций ТП А и ТП В по формуле (2)

Ом

Определим расчетную мощность КУ по формуле (1)

Мвар.

Определим для межподстанционной зоны между тяговыми подстанциями А и В среднюю реактивную мощность по формуле (9)

Мвар.

Так как неравенство (8) выполняется, нет необходимости ограничивать мощность КУ на посту секционирования. Следовательно, полная мощность КУ на ПС Сгибеево составит 6000 МВАр.

7.2 Определение параметров работы системы тягового электроснабжения при установке устройств поперечной емкостной компенсации на посту секционирования

На посту секционирования Сгибеево устанавливаем устройства поперечной емкостной компенсации номинальной мощностью 6000 кВАр, так как провал минимальных уровней напряжения наблюдаются вблизи данного поста секционирования. Схема установки КУ на ПС, представлена на рисунке 13.

Результатами расчетов будут являться значения минимального напряжения на токоприемниках локомотивов в течение 3-х минут, потери электроэнергии в тяговой сети, полученные значения отображаем в таблицах 26-28.

Рисунок 13 — Схема установки КУ на ПС

Таблица 26

Нагрузки тяговых подстанций после установки КУ на ПС

Подстанция Плечо Расход Среднее напряжение на шинах тяговой подстанции, кВ Температура тягового трансформатора, °С
активной энергии, кВт∙ч реактивной энергии, кВар∙ч
обмотки (доп. 140) масла (доп.95)
Аячи левое 325928 241100 24,15 120 89
правое 112639 148917 25,24
Е. Павлович левое 127512 15484 25,75 70 65
правое 219826 189556 25,75
Б. Омутная левое 406767 279829 26,51 114 78
правое 332425 194220 26,01
Уруша левое 321067 193015 25,99 119 71
правое 405710 313430 25,06

Таблица 27

Минимальные напряжения на токоприемниках локомотивов после установки КУ на ПС

Межподстанционная зона Путь Напряжение, кВ в течении 3 мин Координаты, км
Аячи — Е. Павлович 1-й 23,67 7106,43
2-й 23,82 7105,90
Е. Павлович — Б. Омутная 1-й 21,91 7132,25
2-й 21,24 7129,39
Б. Омутная — Уруша 1-й 21,59 7181,59
2-й 21,50 7181,80

Таблица 28

Расход и потери электроэнергии после установки КУ на ПС

Подстанция Суточный расход электроэнергии Потери электроэнергии в трансформаторах
полный, кВ∙А∙ч активный, кВт∙ч при нагрузке, кВт∙ч на холостом ходу, кВт∙ч
Аячи 586902 438568 6049 1584
Е. Павлович 403342 347337 2730
Б. Омутная 866573 729412 11534
Уруша 865829 687044 11083

В таблице 29 и на рисунках 14-16 представлены графики минимальных напряжений на токоприемниках локомотивов, потери электроэнергии в тяговой сети и в трансформаторах до и после подвешивания экранирующего провода.

Таблица 29

Сравнительные параметры системы тягового электроснабжения до и после установки КУ на ПС

Параметры Межпоездная зона
Б.Омутная — Уруша
Путь 1 Путь 2
Минимальное напряжение, кВ До усиления 20,42 20,54
После усиления 21,59 21,50
Потери электроэнергии, кВт∙ч в тяговой сети До усиления 53885
После усиления 48218
Потери электроэнергии, кВт∙ч в трансформаторах До усиления 35296
После усиления 31396

Рисунок 14 — Минимальные напряжения на токоприёмниках локомотивов

Рисунок 15 — Потери электроэнергии в тяговой сети

Рисунок 16 — Потери электроэнергии в трансформаторах

Сравнив значения в таблице 29, делаем вывод, что установка КУ на ПС Сгибеево позволила значительно повысить уровни напряжения в тяговой сети и достичь регламентированного значения 21 кВ. Также удалось снизить потери в тяговой сети и в трансформаторах и обеспечить пропуск поездов с 10 минутным межпоездным интервалом.

мощность тяговый электроснабжение железный дорога

8. Определение параметров работы системы тягового электроснабжения при увеличении мощности устройств продольной компенсации

Эффективным по техническим показателям средством повышения напряжения в тяговой сети являются установки продольной емкостной компенсации. Чаще УПРК устанавливают на тяговой подстанции и редко на фидерной зоне. На тяговой подстанции УПК обычно устанавливают либо в рабочих фазах, либо в цепи отсоса. В тех случаях, когда необходимо поднять напряжение только на одной из рабочих фаз, обычно отстающей, то рекомендуется включать УПРК только в эту фазу. Если же необходимо обеспечить подъем напряжения на обоих рабочих фазах, то рекомендуется применять УРК в цепи отсоса.

Неоспоримым преимуществом продольной емкостной компенсации как способа регулирования напряжения является автоматичность и безынерционность действия по компенсации индуктивной составляющей потери напряжения. Под этим понимают, что с увеличением тока нагрузки плеча питания подстанции, когда напряжение на плече резко падает, добавка по напряжению за счет установки УПК значительно возрастает. При уменьшении тока плеча питания картина обратная; все происходит практически мгновенно. Это качество особо ценно в условиях резких и случайных изменений, что свойственно тяговой нагрузке.

В тех случаях, когда необходимо поднять напряжение только на одной из рабочих фаз, обычно отстающей, то рекомендуется включать УПК только в эту фазу.

Включение установки УПК в отсасывающую линию тяговой подстанции по сравнению с ее включением в питающую линию подстанции имеет ряд существенных преимуществ:

  • по установке протекает ток обоих плеч питания подстанции, обеспечивая повышение напряжения на них;
  • повышение напряжения на плече питания с «отстающей» фазой более значительно, чем на плече с «опережающей» фазой.

Это и требуется в эксплуатации, так как напряжение на плече питания подстанции с «отстающей» фазой,

как правило, меньше, чем на плече питания с «опережающей» фазой;

— существенная добавка по напряжению на «отстающей» фазе, незначительная на «опережающей» и остающееся без изменения напряжение на самой менее загруженной (свободной) фазе (где оно и так высокое) уменьшают несимметрию напряжений на шинах 27,5 кВ.

В целях повышения напряжения на токоприемниках ЭПС установку продольной емкостной компенсации на тяговых подстанциях системы тягового электроснабжения 25 кВ следует включать в разрыв отсасывающей линии тяговой подстанции.

8.1 Расчет реактивной мощности установки продольной компенсации

Лимитирующей МПЗ на участке Аячи — Уруша, является МПЗ Большая Омутная — Уруша, а также учитывая, что на ТП Большая Омутная и Уруша уже установлены УПК мощностью 19,2Мвар, произведем расчет потребной мощности УПК, чтобы определить необходимость в увеличении мощности действующих установок в условиях повышения грузооборота. Расчет мощности УПК будет производиться на основе ТП Большая Омутная.

Реактивная мощность УПК вычисляется по формуле, кВАр:

(12)

где I от — ток в отсасывающем проводе, 2336 А;

х упк — реактивное сопротивление установки продольной компенсации, Ом;

  • коэффициент кратности, принимается равным 1-2.

Реактивное сопротивление УПК рассчитывается по формуле:

, (13)

где X C — сопротивление системы Ом, равное.

, (14)

где X T: — сопротивление трансформатора Ом, равное.

, (15)

где k = (1;1.5;2) — коэффициент, учитывающий парность работы трансформаторов;

U тс = 27,5кВ;

U кз — напряжение короткого замыкания,%;

S кз — мощность короткого замыкания на вводе тяговой подстанции, МВА;

S н — номинальная мощность силового трансформатора, МВА.

Рассчитаем реактивную мощность установки продольной компенсации, включенной в отсос ТП Б.Омутная:

Ом;

Ом;

Ом;

кВАр

Аналогичным образом определим реактивную мощность установки продольной компенсации на ТП Уруша, которая получилась 23137 кВАр. В связи с тем, что мощность одной секции УПК выпускаемой промышленностью составляет 4800 кВАр, целесообразнее установить на ТП Б. Омутная и Уруша, УПК мощностью 24000 кВАр каждая, то есть добавить по одной секции мощностью 4800 кВАр к уже имеющимся.

8.2 Определение параметров работы системы тягового электроснабжения при увеличении мощности устройств продольной компенсации на тяговых подстанциях

Результатами расчетов будут являться значения минимального напряжения на токоприемниках локомотивов в течение 3-х минут, потери электроэнергии в тяговой сети, полученные значения отображаем в таблицах 30-33. Схема установки УПК на тяговых подстанциях приведена на рисунке 17.

Рисунок 17 — Схема установки УПК на ТП

Таблица 30

Нагрузки тяговых подстанций после увеличения мощности УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша

Подстанция Плечо Расход Среднее напряжение на шинах тяговой подстанции, кВ Температура тягового трансформатора, °С
активной энергии, кВт∙ч реактивной энергии, кВар∙ч
обмотки (доп. 140) масла (доп.95)
Аячи левое 325928 241100 24,15 120 89
правое 112639 148917 25,24
Е. Павлович левое 127512 15484 25,75 70 65
правое 219826 189556 25,75
Б. Омутная левое 385619 268848 26,57 111 74
правое 322219 224933 26,22
Уруша левое 316742 260358 26,40 115 68
правое 391705 246938 26,04

Таблица 31

Минимальные напряжения на токоприемниках локомотивов после увеличения мощности УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша

Межподстанционная зона Путь Напряжение, кВ в течении 3 мин Координаты, км
Аячи — Е. Павлович 1-й 23,67 7106,43
2-й 23,82 7105,90
Е. Павлович — Б. Омутная 1-й 21,91 7132,25
2-й 21,24 7129,39
Б. Омутная — Уруша 1-й 21,89 7181,59
2-й 21,69 7181,80

Таблица 32

Расход и потери электроэнергии после увеличении мощности УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша

Подстанция Суточный расход электроэнергии Потери электроэнергии в трансформаторах
полный, кВ∙А∙ч активный, кВт∙ч при нагрузке, кВт∙ч на холостом ходу, кВт∙ч
Аячи 586902 438568 6049 1584
Е. Павлович 403342 347337 2730
Б. Омутная 815581 728145 10295
Уруша 828067 728446 10889

В таблице 33 и на рисунках 18-20 представлены графики минимальных напряжений на токоприемниках локомотивов, потери электроэнергии в тяговой сети и в трансформаторах до и после подвешивания экранирующего провода.

Таблица 33

Сравнительные параметры системы тягового электроснабжения до и после установки УПК на ТП

Параметры Межпоездная зона
Б. Омутная — Уруша
Путь 1 Путь 2
Минимальное напряжение, кВ 20,42 20,54
После усиления 21,86 21,69
Потери электроэнергии, кВт∙ч в тяговой сети До усиления 53885
После усиления 46193
Потери электроэнергии, кВт∙ч в трансформаторах До усиления 35296
После усиления 29963

Рисунок 18 — Минимальные напряжения на токоприёмниках локомотивов

Рисунок 19 — Потери электроэнергии в тяговой сети

Рисунок 20 — Потери электроэнергии в трансформаторах

Сравнив значения в таблице 34, делаем вывод, что установка УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша, предполагающая увеличение мощности существующих установок позволила значительно повысить уровни напряжения в тяговой сети и достичь регламентированного значения 21 кВ. Данного мероприятия достаточно для пропуска поездов повышенного веса с 10 минутным интервалом на участке Аячи — Уруша. Помимо этого, данное мероприятие позволило значительно сократить потери электроэнергии, как в тяговой сети, так и в трансформаторах.

9. Определение параметров работы системы тягового электроснабжения при строительстве промежуточной тяговой подстанции

Одним из видов усиления системы тягового электроснабжения является строительство промежуточной тяговой подстанции. Данное усиление требует больших капитальных вложений и увеличение эксплуатационных затрат и применяется когда более распространенные варианты усиления не приносят ощутимого результата. Учитывая, что на рассматриваемом участке уже подвешен усиливающий провод и установлены устройства компенсации, строительство ТП является актуальной, тем более, что на Забайкальской дороге планируется строительство ТП на станции Сгибеево [25].

9.1 Определение параметров работы системы тягового электроснабжения при строительстве тяговой подстанции Сгибеево

Результатами расчетов будут являться значения минимального напряжения на токоприемниках локомотивов в течение 3-х минут, потери электроэнергии в тяговой сети, полученные значения отображаем в таблицах 37-39. Схема установки УПК на тяговой подстанции приведена на рисунке 21.

Рисунок 21 — Схема строительства ТП Сгибеево

Таблица 37

Нагрузки тяговых подстанций после строительства ТП Сгибеево

Подстанция Плечо Расход Среднее напряжение на шинах тяговой подстанции, кВ Температура тягового трансформатора, °С
активной энергии, кВт∙ч реактивной энергии, кВар∙ч
обмотки (доп. 140) масла (доп. 95)
Аячи левое 325928 241100 24,15 120 89
правое 112639 148917 25,24
Е. Павлович левое 127512 15484 25,75 70 65
правое 219826 189556 25,75
Б. Омутная левое 313923 177270 26,63 99 68
правое 183924 165919 26,52
Сгибеево левое 167593 131875 25,72 95 58
правое 15052 75025 27,02
Уруша левое 207432 75518 26,10 97 56
правое 389577 243822 26,06

Таблица 38

Минимальные напряжения на токоприемниках локомотивов после строительства ТП Сгибеево

Межподстанционная зона Путь Напряжение, кВ в течение 3 мин Координаты, км
Аячи- Е. Павлович 1-й 23,67 7106,43
2-й 23,82 7105,90
Е. Павлович — Б. Омутная 1-й 21,91 7132,25
2-й 21,24 7129,39
Б. Омутная — Сгибеево 1-й 22,75 7181,59
2-й 22,71 7171,80
Сгибеево — Уруша 1-й 25,42 7197,22
2-й 25,59 7193,40

Таблица 39

Расход и потери электроэнергии после строительства ТП Сгибеево

Подстанция Суточный расход электроэнергии Потери электроэнергии в трансформаторах
полный, кВ∙А∙ч активный, кВт∙ч при нагрузке, кВт∙ч на холостом ходу, кВт∙ч
Аячи 586902 438568 6049 1584
Е. Павлович 403342 347337 2730
Б. Омутная 715581 697852 9295
Сгибеево 275983 183756 1536
Уруша 732292 617008 9404

В таблице 40 и на рисунках 20-22 представлены графики минимальных напряжений на токоприемниках локомотивов, потери электроэнергии в тяговой сети и в трансформаторах до и после подвешивания экранирующего провода.

Таблица 40

Сравнительные параметры системы тягового электроснабжения до и после строительства ТП Сгибеево

Параметры Межпоездная зона
Б. Омутная — Сгибеево -Уруша
Путь 1 Путь 2
Минимальное напряжение, кВ До усиления 20,42 20,54
После усиления 22,71 25,42
Потери электроэнергии, кВт∙ч в тяговой сети До усиления 53885
После усиления 33413
Потери электроэнергии, кВт∙ч в трансформаторах До усиления 35296
После усиления 19610

Рисунок 20 — Минимальные напряжения на токоприёмниках локомотивов

Рисунок 21 — Потери электроэнергии в тяговой сети

Рисунок 22 — Потери электроэнергии в трансформаторах

Сравнив значения в таблице 40, делаем вывод, что строительство ТП Сгибеево, позволила кардинально повысить уровни напряжения в тяговой сети и достичь регламентированного значения 21 кВ. Также удалось значительно снизить потери в тяговой сети и в трансформаторах и обеспечить пропуск поездов с 10 минутным межпоездным интервалом.

Строительство ТП Сгибеево является самым эффективным вариантом с точки зрения усиления СТЭ участка Аячи — Уруша, поскольку при таком виде усиления показатели СТЭ значительно увеличились по сравнению с другими вариантами. Но с экономической точки зрения такой вариант является наиболее затратным, поскольку строительство и обслуживание новых трансформаторных подстанций требует наибольших эксплуатационных затрат.

10. Проверка проводов контактной сети на нагрев

Изменение механических свойств проводов при их нагревании объясняется тем, что провода, используемые для воздушных линий и, в частности, в контактной сети, при изготовлении протягиваются в холодном состоянии. При этом на внешней поверхности проводов создается уплотненный и более прочный слой вследствие так называемого явления наклепа. В процессе нагревания провода утрачивают это свойство тем в большей степени, чем выше температура, до которой они нагреты, и чем длительнее эта температура поддерживалась.

Постоянные времени при нагревании проводов контактной сети таковы, что спустя 15-20 минут можно считать температуру проводов установившейся. Поэтому в дипломном проекте расчетный ток для сравнения с длительно допустимым по нагреву берется как средний квадратичный (эффективный) за 20 минут, соответствующий наибольшей нагрузке.

Согласно действующим нормам, произведем проверку контактной сети по нагреву проводов при различных схемах питания.

Значение расчётного эффективного тока фидера находится из выражения

, A (12)

где — среднее значение тока на интервале (в пределах которого ток меняется незначительно), А.

  • минимальным интервалом попутного следования, мин

Определим для четного и нечетного путей соответственно для ТП Ульручьи

В таблице 41 представлены расчеты нагрева проводов при различных вариантах усиления при движении поездов повышенного веса.

Таблица 41

Нагрев проводов

ТП Фидер Среднее значение тока фидера за 20 мин, А Применяемая подвеска в точке подключения Результат
до усиления Способы усиления допустимый
ЭП УПК КУ ток
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Аячи Ф5 408 408 408 408 1403 ПБСМ-95+МФ-100+А185 перегрева нет
Ф4 173 173 172 173 1403 перегрева нет
Отс. 1573 1564 1561 1565 1688 3АС-185 перегрева нет
Ерофей П. Ф1 236 234 234 234 1403 ПБСМ-95+МФ-100+А185 перегрева нет
Ф2 111 111 111 111 1403 перегрева нет
Ф5 84 84 84 84 1403 перегрева нет
Ф4 679 679 678 679 1403 перегрева нет
Отс. 859 856 854 859 2360 4А-185 перегрева нет
Б. Омутная Ф1 784 784 782 784 1403 ПБСМ-95+МФ-100+А185 перегрева нет
Ф2 835 835 834 834 1403 перегрева нет
Ф5 519 519 519 519 1403 перегрева нет
Ф4 708 704 699 704 1403 перегрева нет
Отс. 1599 1594 1591 1596 1688 3АС-185 перегрева нет
Уруша Ф1 806 806 800 804 888 ПБСМ-95+МФ-100 перегрева нет
Ф2 494 494 489 491 888 перегрева нет
Ф5 678 673 671 673 888 перегрева нет
Ф4 801 793 799 888 перегрева нет
Отс. 1767 1742 1736 1736 2360 4А-185 перегрева нет

Согласно данным таблицы 41 можно сделать вывод, что перегрева проводов не наблюдается и мероприятий направленных на усиления контактной сети не требуется. Также можно отметить, что наиболее эффективным мероприятием с точки зрения снижения токов в проводах показало усиление, путем увеличения мощности УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша.

11. Разработка методических указаний по дисциплине: «Автоматизация системы электроснабжения»

Пособие предназначено для студентов очной формы обучения специальности «Системы обеспечения движения поездов» специализация 1 — «Электроснабжение железных дорог», специализация 2 — «Автоматика и телемеханика на железнодорожном транспорте» по выполнению самостоятельных работ.

11.1 Введение

Цель методических рекомендаций: оказание помощи студентам в выполнении самостоятельной внеаудиторной работы по дисциплине.

Цели внеаудиторной самостоятельной работы:

  • стимулирование познавательного интереса;
  • закрепление и углубление полученных знаний и навыков;
  • развитие познавательных способностей и активности студентов, самостоятельности, ответственности и организованности;
  • подготовка к предстоящим занятиям;
  • формирования самостоятельности мышления, способностей к саморазвитию, самосовершенствованию и самореализации;
  • формирование культуры умственного труда и самостоятельности в поиске и приобретении новых знаний и умений, и, в том числе, формирование компетенций.

Чтобы выполнить весь объем самостоятельной работы по дисциплине, необходимо заниматься по 1-1,5 часа ежедневно. Начинать самостоятельные внеаудиторные занятия следует с первых же дней семестра, пропущенные дни будут потеряны безвозвратно, компенсировать их позднее усиленными занятиями без снижения качества работы и ее производительности невозможно. Первые дни семестра очень важны для того, чтобы включиться в работу, установить определенный порядок, равномерный ритм на весь семестр.

11.2 Требования к уровню освоения дисциплины «Автоматизация системы электроснабжения»

Самостоятельная работа студентов является обязательной для каждого студента и определяется учебным планом.

Критериями оценки результатов внеаудиторной самостоятельной работы студента являются:

  • уровень освоения студентом учебного материала (качество знаний);
  • умение использовать теоретические знания в решении практических задач;
  • обоснованность и четкость изложения ответов;
  • оформление письменных работ соответственно требованиям Нормоконтроля.

Настоящие методические указания содержат описание работ, которые позволят студентам самостоятельно овладеть фундаментальными знаниями, профессиональными навыками деятельности по специальности «Системы обеспечения движения поездов», опытом творческой и исследовательской деятельности.

В результате освоения дисциплины «Автоматизация системы электроснабжения» студент должен достигнуть следующих результатов образования:

Студент должен знать:

  • Правила и способы организации технического обслуживания и ремонта устройств автоматики и телемеханики по заданному ресурсу и техническому состоянию;
  • Основы теории автоматизации и управления процессами в устройствах электроснабжения;
  • Принципы действия и основные характеристики элементов силовой и информационной электроники;
  • Статические преобразователи электрической энергии, их электрические схемы;
  • Системы управления и защиты преобразовательных устройств.

Студент должен уметь:

  • Разрабатывать структуру автоматизированной системы управления устройствами электроснабжения;
  • Применять электронные импульсные и логические элементы и микропроцессорные устройства;
  • Применять принципы управления надежностью автоматизированных систем;
  • Применять навыки использования ЭВМ для моделирования пре-образователей;
  • Применять ПЭВМ для расчета характеристик и показателей, выбора основных параметров.

Студент должен владеть:

  • Навыками анализам и синтеза схем устройств автоматики, уметь составлять алгоритм их работы;
  • Методами выбора элементов автоматических систем управления в дискретном и интегральном исполнении в соответствии с заданными условиями эксплуатации и технико-экономическими требованиями к автоматическим системам;
  • Методологией построения автоматизированных систем управления и умением применять её по отношению к электроустановкам, образующим систему тягового электроснабжения;.

Навыками расчета параметров основных элементов преобразователей

Навыками использования ЭВМ для моделирования преобразователей

Остальная часть методического пособия представлена в приложении А.

12. Экономическое обоснование мероприятий по повышению энергоэффективности

Дистанция электроснабжения является немаловажной составной частью электроэнергетического комплекса, основной задачей которого является обеспечение качественного бесперебойного питания тяговых и других потребителей железнодорожного транспорта. Дистанция электроснабжения осуществляет технический контроль за электрохозяйством дорожных мастерских, локомотивных и вагонных депо, а также внеклассных и первого класса вокзалов; обеспечивает электроэнергией пристанционные поселки, которые расположены вблизи небольших станций; проверяют техническое состояние электроустановок железнодорожных потребителей электротяги, контролируют соблюдение установленных ими лимитов и режимов пользования электроэнергией, утвержденных норм расхода электроэнергии, мер по ее экономии и снижению коэффициента реактивной мощности. От электроустановок железных дорог получают электроэнергию и многие крупные потребители прилегающих районов.

Помимо этого, дистанция электроснабжения разрабатывает и осуществляет меры по внедрению передовых методов труда, подбору, обучению и воспитанию кадров, по укреплению трудовой дисциплины, ведут контроль за соблюдением трудового законодательства, правил охраны труда и техники безопасности, а также правил и норм технической эксплуатации.

Экономика предприятия электроснабжения основывается на общих принципах экономического регулирования всех видов его хозяйственной деятельности. Дистанция электроснабжения имеет производственную структуру, в состав которой входят производственные участки, непосредственно занятые обслуживанием тягового электроснабжения; районы не тягового электроснабжения, ремонтно-ревизионный участок и другие вспомогательные производственные подразделения предприятия [12].

12.1 Расчет срока окупаемости при монтаже экранирующего провода

В качестве мероприятия по оптимизации параметров СТЭ при пропуске поездов повышенного веса на участке Аячи — Уруша был рассмотрен монтаж экранирующего провода на участке Большая Омутная — Сгибеево по четному и нечетному пути, протяженностью 76,6 км. На осуществление данного мероприятия необходимы дополнительные затраты, поэтому следует рассчитать стоимость монтажа ЭП и срок окупаемости. Стоимость одного километра экранирующего провода — 69000 рублей.

Стоимость ЭП и строительно-монтажных работ определяется по формуле

(16)

где К — стоимость одного км ЭП, тыс. руб.;

  • L — протяженность, км;
  • ,5 — коэффициент, учитывающий увеличение капитальных затрат на монтаж ЭП за счет строительно — монтажных работ и коммутационного оборудования.

Определим стоимость монтажа по формуле (16)

Стоимость основных фондов, вводимых дополнительно в эксплуатацию после внедрения проекта, составляет

В таблице 41 в соответствии расчетом нагрузок и пропускной способности, произведенным до и после монтажа ЭП отображены данные по потерям энергии в тяговой сети.

Таблица 41

Потери энергии в тяговой сети

Показатель Существующая схема После монтажа ЭП
Потери энергии в тяговой сети, кВтч53885 50720

Так как в таблице 41 потери отображены за одни сутки, переведем их в годовые потери

до монтажа ЭП

ΔW = 53885год;

после монтажа ЭП

ΔW = 50720год.

Определим стоимость расхода электроэнергии по выражению:

И КУ = ΔW год, (17)

где ΔW — годовые потери в тяговой сети, кВт∙ч∙год;

С 0 — стоимость электроэнергии, руб., (для Амурской энергосистемы — 2,3 руб.)

до монтажа ЭП

И ЭП = 19668925 год;

после монтажа ЭП

И ЭП = 18512800год.

Определим экономию энергии после монтажа ЭП

ΔИ ЭП = 45236 — 42579 = 2659 тыс. руб.год.

Абсолютная стоимость спроектированной системы тягового электроснабжения при монтаже ЭП, составляет 7928 тыс.руб.

Находим срок окупаемости

12.2 Расчет срока окупаемости при установке КУ на ПС

В качестве мероприятия по оптимизации параметров СТЭ при пропуске поездов повышенного веса на участке Сковородино — Магдагачи была рассмотрена установка устройства поперечной компенсации на ПС Сгибеево. На осуществление данного мероприятия необходимы дополнительные затраты, поэтому следует рассчитать стоимость установок КУ и срок окупаемости. Мощность установок КУ составляет 6000 МВАр. Стоимость КУ на одном ПС составит 20600 тыс. руб.

Стоимость КУ и строительно-монтажных работ определяется по формуле

(18)

где К — стоимость одного КУ, тыс. руб;

  • ,5 — коэффициент, учитывающий увеличение капитальных затрат на установку УПК за счет строительно — монтажных работ и коммутационного оборудования.

Определим стоимость установки КУ по формуле (18)

Стоимость основных фондов, вводимых дополнительно в эксплуатацию после внедрения проекта, составляет

В таблице 42 в соответствии расчетом нагрузок и пропускной способности, произведенным до и после установки КУ отображены данные по потерям энергии в тяговой сети.

Таблица 42

Потери энергии в тяговой сети

Показатель Существующая схема После установки КУ на ПС
Потери энергии в тяговой сети, кВтч53885 48218

Так как в таблице 42 потери отображены за одни сутки, переведем их в годовые потери

до установки КУ

ΔW = 53885год;

после установки КУ

ΔW = 48218год.

Определим стоимость расхода электроэнергии по выражению:

И КУ = ΔWгод, (19)

где ΔW — годовые потери в тяговой сети, кВт∙ч∙год;

С 0 — стоимость электроэнергии, руб.,

до установки КУ

И КУ = 19668025 год;

после установки КУ

И КУ = 17599570год.

Определим экономию энергии после установки КУ на ПС

ΔИ КУ = 45236 -40479= 4757 тыс. руб.год.

Абсолютная стоимость спроектированной системы тягового электроснабжения при установки КУ, составляет 30900 тыс.руб.

Находим срок окупаемости

Срок окупаемости данного проекта составляет 6,5 лет.

12.3 Расчет срока окупаемости при увеличении мощности УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша

В качестве мероприятия по оптимизации параметров СТЭ при пропуске поездов повышенного веса на участке Аячи — Уруша было рассмотрено увеличение мощности устройства продольной компенсации ТП Большая Омутная и ТП Уруша. На осуществление данного мероприятия необходимы дополнительные затраты, поэтому следует рассчитать стоимость установки УПК и срок окупаемости. Мощность установки УПК составляет 24 МВАр, которая состоит из пяти секций мощностью 4800 кВар каждая. Стоимость одной секции составляет 4700 тыс. рублей в ценах 2017 года. Учитывая то, что на ТП Большая Омутная и Уруша уже имеется по 4 секции УПК, то нам необходимо добавить по одной секции на каждую ТП. Итоговая стоимость УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша составит 9400 тыс. руб.

Стоимость УПК и строительно-монтажных работ определяется по формуле

(20)

где К — стоимость одного УПК, тыс. руб;

  • ,5 — коэффициент, учитывающий увеличение капитальных затрат на установку УПК за счет строительно — монтажных работ и коммутационного оборудования.

Определим стоимость установки УПК по формуле (20)

Стоимость основных фондов, вводимых дополнительно в эксплуатацию после внедрения проекта, составляет

В таблице 43 в соответствии расчетом нагрузок и пропускной способности, произведенным до и после установки УПК отображены данные по потерям энергии в тяговой сети.

Таблица 43

Потери энергии в тяговой сети

Показатель Существующая схема После установки УПК
Потери энергии в тяговой сети, кВтч53885 46193

Так как в таблице 43 потери отображены за одни сутки, переведем их в годовые потери

до установки УПК

ΔW = 53885год;

после установки УПК

ΔW = 46193год.

Определим стоимость расхода электроэнергии по выражению:

И УПК = ΔW год, (21)

где ΔW — годовые потери в тяговой сети, кВт∙ч∙год;

С 0 — стоимость электроэнергии, руб., (для Амурской энергосистемы — 2,3 руб.)

до установки УПК

И КУ = 19668025 год;

после установки УПК

И УПК = 16860445год.

Определим экономию энергии после установки УПК на ТП Талдан

ΔИ УПК = 45236 — 38779= 6457 тыс. руб.год.

Абсолютная стоимость спроектированной системы тягового электроснабжения при установки УПК, составляет 14100 тыс. руб.

Находим срок окупаемости

Срок окупаемости данного проекта составляет 2 года.

Таким образом, экономически целесообразно усилить систему тягового электроснабжения увеличением мощности УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша, так как срок окупаемости равен 2,2 года, что меньше срока окупаемости других средств усиления.

Следовательно, внедрение проекта, предполагающего пропуск по участку электроснабжения Аячи — Уруша поездов повышенного веса с установкой устройств поперечной компенсации, позволило существенно улучшить технико-экономические показатели участка.

13. Экологичность и безопасность проекта

13.1 Правила электробезопасности при выполнении монтажных работ по увеличению мощности УПК

Монтажные работы по увеличению мощности УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша производятся вблизи электроустановок, находящихся под напряжением, поэтому важно рассмотреть особенности влияния опасных и вредных производственных факторов на человека.

Опасный производственный фактор — это производственный фактор, воздействие которого может привести к травме (ст.209 ТК РФ).

К опасным факторам рабочей среды на железной дороге, а в частности в системе тягового электроснабжения относят:

  • электрический ток;

электрические сети, в том числе контактная сеть электрифицированных железных дорог

электроустановки, силовые трансформаторы, распределители, машины и механизмы с электроприводом.

Причинами возможного поражения людей электрическим током на рабочих местах могут быть незнание или несоблюдение правил электробезопасности.

Электробезопасность должна обеспечиваться конструкцией электроустановок, техническими способами и средствами защиты, организационными и техническими мероприятиями при производстве работ в электроустановках или при обслуживании потребителей электрической энергии.

Для обеспечения электробезопасности и защиты от опасного воздействия ЭМП при случайных прикосновениях к токоведущим частям должны применяться отдельно или в сочетании друг с другом технические способы и средства защиты.

Нетоковедущие металлические части конструкций электрических машин и аппаратов (трансформаторов, выключателей, блоков питания, двигателей, генераторов, светильников и т.п.) могут оказаться под напряжением электрической установки при повреждении изоляции токоведущих частей и замыкании их на корпус. При этом прикосновение человека к корпусу также опасно, как и прикосновение к токоведущим частям электроустановок.

Для защиты человека от поражения электрическим током в этих случаях применяются различные объективные технические средства защиты, наличие которых независимо от воли и желания работника защищает его от возможных аварийных режимов работы. Одним из наиболее эффективных технических объективных средств защиты является защитное заземление.

Защитное заземление следует отличать от рабочего заземления. Рабочим (функциональным) заземлением называется заземление какой-либо точки токоведущих частей электроустановки, необходимое для обеспечения работы электроустановки (например, нейтральные точки генераторов, трансформаторов, заземляющий вывод разрядника, рельсовые фидеры тяговых подстанций и т.п.).

По рабочему заземлению постоянно или временно протекает ток рабочего режима электроустановки.

Рабочее заземление предназначено для обеспечения надлежащей работы электроустановок в нормальных и аварийных режимах и является элементом конструкции электроустановки.

Назначение защитного заземления — устранение опасности поражения людей электрическим током при появлении напряжения на частях конструкции электроустановок или оборудования, доступных прикосновению, как правило, в режиме замыкания электрической установки на корпус при повреждении электрической изоляции. Для этого между корпусом электроустановки и проводящим пространством земли создается электрическое соединение с достаточно малым сопротивлением R. При наличии защитного заземления ток замыкания проходит по двум параллельно включенным сопротивлениям: сопротивлению заземляющего устройства R и сопротивление человека R h . Схема включения человека в цепь замыкания на землю при прикосновении к корпусу электроустановки представлена на рисунке 25

Рисунок 25 — Схема включения человека в цепь замыкания на землю при прикосновении к корпусу электроустановки

Принцип действия защитного заземления — снижение до безопасных значений напряжения прикосновения и шага, обусловленных режимом замыкания электрической установки на корпус при нарушении электрической изоляции. Это достигается уменьшением потенциала заземленных корпусов оборудования при замыкании на него электрической части установки и выравниванием потенциалов между основанием, на котором располагается человек, и корпусом оборудования до величины разности потенциалов безопасных для человека.

Напряжение прикосновения — напряжение между двумя проводящими частями или между проводящей частью и землей при одновременном прикосновении к ним человека

Напряжение шага — напряжение между двумя проводящими частями или между проводящей частью и землей при одновременном прикосновении к ним человека.

Области применения защитного заземления:

  • при напряжениях 380В и выше переменного тока и 440В и выше постоянного тока — во всех электроустановках;
  • при номинальных напряжениях выше 42В, но ниже 380В переменного тока и выше 110В, но ниже 440В постоянного тока — только в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках.

Заземление является средством коллективной защиты, то есть средством защиты, конструктивно и (или) функционально связанное с производственным процессом, производственным оборудованием, помещением, зданием, сооружением, производственной площадкой.

Рассмотрим средства индивидуальной защиты, то есть средства защиты, используемое одним человеком.

Изолирующие средства делят на основные и дополнительные. Основное изолирующее электрозащитное средство — электрозащитное средство, электроизоляция которого длительно выдерживает рабочее напряжение электроустановки и которое позволяет работать на токоведущих частях, находящихся под напряжением. Дополнительное изолирующее электрозащитное средство — само по себе не может при данном напряжении обеспечить защиту от поражения электрически током, но дополняет основное средство защиты, а также служит для защиты от напряжения прикосновения и шагового напряжения [8].

В таблице 39 представлены основные и дополнительные электрозащитные средства в электроустановках до 1000В и выше 1000В.

Таблица 39

Основные и дополнительные электрозащитные средства

Электроустановки выше 1000 В Электроустановки до 1000 В
Основные электрозащитные средства
Штанги изолирующие всех видов Штанги изолирующие всех видов
Клещи изолирующие Клещи изолирующие
Указатели напряжения Клещи электроизмерительные
Устройства и приспособления для обеспечения безопасности работ при измерениях и испытаниях в электроустановках (указатели напряжения для проверки совпадения фаз, клещи электроизмерительные, и т.п.) Указатели напряжения
Электроустановки выше 1000 В Электроустановки до 1000 В
Основные электрозащитные средства
Специальные средства защиты, устройства и приспособления, изолирующие для работ под напряжением в электроустановках напряжением 110 кВ и выше Инструмент слесарно-монтажный с изолирующими рукоятками
Диэлектрические перчатки
Дополнительные электрозащитные средства
Диэлектрические перчатки и боты Диэлектрические галоши или сапоги
Диэлектрические коврики Изолирующие подставки и накладки
Изолирующие подставки и накладки Диэлектрические коврики
Колпаки диэлектрические Лестницы приставные, стремянки изолирующие стеклопластиковые
Штанги для переноса и выравнивания потенциала
Лестницы приставные, стремянки изолирующие стеклопластиковые

Персонал, проводящий работы в электроустановках, должен быть обеспечен всеми необходимыми средствами защиты, обучен правилам применения и обязан пользоваться ими для обеспечения безопасности работ. Средства защиты должны находиться в качестве инвентарных в помещениях электроустановок или входить в инвентарное имущество выездных бригад. Средства защиты могут также выдаваться для индивидуального пользования. При работах следует использовать только средства защиты, имеющие маркировку с указанием завода-изготовителя, наименования или типа изделия и года выпуска, а также штамп об испытании.

Изолирующими электрозащитными средствами следует пользоваться только по их прямому назначению в электроустановках напряжением не выше того, на которое они рассчитаны (наибольшее допустимое рабочее напряжение), в соответствии с руководствами по эксплуатации, инструкциями, паспортами и т.п. на конкретные средства защиты. Изолирующие электрозащитные средства рассчитаны на применение в закрытых электроустановках, а в открытых электроустановках — только в сухую погоду. В изморось и при осадках пользоваться ими не допускается. На открытом воздухе в сырую погоду могут применяться только средства защиты специальной конструкции, предназначенные для работы в таких условиях.

Электромагнитные поля и электромагнитные излучения является вредными факторами, которые негативно влияют на человека и окружающую среду. Одними из самых распространенных техногенных источников электромагнитного поля производственной среды являются источники электромагнитных излучений промышленной частоты. Источники электромагнитных излучений промышленной частоты. ЭМП в диапазоне частот от 0 до 3000Гц условно называют электромагнитными полями промышленной частоты. Источники электромагнитных излучений промышленной частоты — это в первую очередь системы передачи и распределения электроэнергии (электростанции, трансформаторные подстанции, линии электропередачи, электросети административных зданий и др.), а также электрооборудование (электродвигатели, контроллеры, щиты и др.) и электропроводка производственного оборудования [4].

Мощными источниками излучения электромагнитной энергии являются провода высоковольтных линий электропередач промышленной частоты 50Гц. На объектах железнодорожного транспорта источники электромагнитного поля — это системы электроснабжения электрифицированных железнодорожных линий, силовые трансформаторные подстанции, транспорт на электроприводе, системы и линии электропередач депо, грузовых районов станций, пунктов обработки вагонов и ремонтных производств, электросети административных зданий. К примеру, электротранспорт является весьма мощным источником магнитных полей промышленной частоты. В производственных помещениях с большим количеством различного электрооборудования всегда имеется большое количество электропроводки, находящейся под постоянным напряжением. При этом она не всегда экранирована. Наличие железосодержащих конструкций и коммуникаций в зданиях создает эффект «экранированного помещения», что усиливает электромагнитный фон, не позволяя ему рассеиваться.

Эффект взаимодействия тканей тела человека с электромагнитным полем зависит от поглощенной тканями за определенное время энергии поля, т.е. дозы облучения. В основе взаимодействия лежит эффект преобразования энергии поля внутри организма в тепло. Воздействие ЭМИ особенно вредно для тканей с недостаточным кровообращением (глаза, мозг, почки, желудок, желчный пузырь и мочевой пузырь).

В условиях постоянного воздействия на рабочем месте ЭМП промышленных частот, превышающих предельно допустимые уровни, у работников могут наблюдаться: нарушения функций иммунной, сердечно-сосудистой и дыхательной систем, пищеварительного тракта, изменения в крови. Возможны последствия на генетическом уровне. При местном воздействии ЭМП (прежде всего на руки) проявляются ощущение зуда, бледность, синюшность, отечность, уплотнение, а иногда ороговение кожных покровов.

Защита работников осуществляется путем:

  • ограничения места и времени нахождения персонала в зоне воздействия ЭМИ (защита расстоянием и временем);
  • использования средств индивидуальной защиты;
  • использования технических средств, ограничивающих поступление электромагнитной энергии на рабочие места (экранов, отражателей, ограждений);
  • применения источников ЭМИ с минимально необходимой мощностью;
  • выбора рациональных режимов работы оборудования;
  • применения средств обозначений зон с повышенным уровнем ЭМИ.

Основной принцип защиты здоровья людей от электромагнитного поля ЛЭП заключается в определении и соблюдении границ санитарно-защитных зон. В защитной зоне запрещается размещать жилые здания и сооружения, устраивать детские площадки и остановки всех видов транспорта.

В помещениях защиту здоровья работников от воздействия ЭМП следует осуществлять:

  • соблюдением безопасных расстояний от электросетей;
  • неразмещением электрооборудования и приборов в углах помещений зданий с железобетонными конструкциями;
  • заземлением электрооборудования, приборов;
  • использованием оборудования с меньшими уровнями энергопотребления;
  • размещением наиболее опасного оборудования на расстоянии не менее 1,5 м от мест продолжительного пребывания человека;
  • использованием (по возможности) оборудования с автоматическим управлением, позволяющим не находиться рядом с ним во время работы. Кроме того, работникам следует рекомендовать:
  • не находиться рядом с длинным проводом под напряжением;
  • не включать одновременно большое количество приборов;
  • не оставлять без необходимости включенными в сеть электрооборудование и приборы.

Используемые экраны могут быть выполнены в виде металлических листов, решеток, камер, кожухов

Строительно-монтажные, ремонтные и наладочные работы на территории организации владельца электроустановок должны производиться в соответствии с договором или иным письменным соглашением со строительно-монтажной (ремонтной, наладочной) организацией (далее — СМО), в котором должны быть указаны сведения о содержании, объеме и сроках выполнения работ [7].

Перед началом работ СМО должна представить список работников, которые имеют право выдачи нарядов и быть руководителями работ, с указанием фамилии и инициалов, должности, группы по электробезопасности. Перед началом работ руководитель или уполномоченный представитель организации (обособленного подразделения) совместно с представителем СМО должны составить акт-допуск на производство работ на территории действующего предприятия по форме, установленной действующими строительными нормами и правилами.

Актом-допуском должны быть определены:

  • места создания видимых разрывов электрической схемы, образованные для отделения, выделенного для СМО участка от действующей электроустановки, места установки защитных заземлений;
  • границы и типы ограждений места работ СМО. Ограждения должны исключать возможность ошибочного проникновения работников СМО за пределы выгороженной зоны;
  • места входа (выхода), въезда (выезда) в зону работ; наличие в зоне работ опасных и вредных факторов.

наличие опасных и вредных факторов.

В акте-допуске или отдельном распоряжении организации (обособленного подразделения) — владельца электроустановок указываются работники, имеющие право допуска к работе работников СМО и право подписи наряда-допуска. При этом один экземпляр распоряжения выдается представителю СМО.

Ответственность за соблюдение мероприятий, обеспечивающих безопасность производства работ, предусмотренных актом-допуском, несут руководители СМО и организации-владельца электроустановок.

По прибытии на место проведения работ персонал СМО должен пройти вводный и первичный инструктаж с учетом местных особенностей, имеющихся на выделенном участке опасных факторов, а работники, имеющие право выдачи нарядов, ответственные руководители и (при необходимости) ответственные исполнители работ должны пройти дополнительно инструктаж по схемам электроустановок.

Инструктаж должен проводить руководитель (или уполномоченный работник) подразделения организации, в электроустановках которой предстоят работы. Проведение инструктажа должно фиксироваться в журналах регистрации инструктажей подразделений организации, в электроустановках которой производятся работы, и СМО.

Строительно-монтажные, ремонтные и наладочные работы на территории организации должны проводиться по наряду-допуску, выдаваемому ответственными работниками СМО.

Зона работ, выделенная для СМО, как правило, должна иметь ограждение, препятствующее ошибочному проникновению персонала СМО в действующую часть электроустановки.

Пути прохода и проезда персонала, машин и механизмов СМО в выделенную для выполнения работ огражденную зону, как правило, не должны пересекать территорию или помещения действующей части электроустановок.

Первичный допуск к работам на территории организации должен проводиться допускающим из числа персонала организации — владельца электроустановок. Допускающий расписывается в наряде-допуске, выданном работником СМО, ответственным за выдачу наряда-допуска. После этого руководитель работ СМО разрешает приступить к работе.

В тех случаях, когда зона работ не выгорожена или путь следования работников СМО в выделенную зону проходит по территории или через помещения действующего РУ, ежедневный допуск к работам персонала СМО должен выполнять допускающий, а работы в ней должны проводиться под надзором наблюдающего из числа персонала организации — владельца электроустановок. Наблюдающий наравне с ответственным руководителем (исполнителем) СМО несет ответственность за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде-допуске, за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов и за безопасность работников СМО в отношении поражения электрическим током.

Допуск персонала СМО к работам в охранной зоне линии электропередачи, находящейся под напряжением, а также в пролете пересечения с действующей ВЛ, проводят допускающий из числа персонала организации, эксплуатирующей линию электропередачи, и ответственный руководитель работ СМО. К работам в охранной зоне отключенной линии электропередачи и на самой отключенной линии допускающему разрешается допускать только ответственного руководителя работ СМО, который затем должен сам производить допуск остального персонала СМО.

Выполнение работ в охранной зоне линии электропередачи, находящейся под напряжением, проводится с разрешения ответственного руководителя работ СМО и под надзором наблюдающего из персонала организации, эксплуатирующей линию электропередачи. Выполнение работ в охранной зоне отключенной линии электропередачи и на самой отключенной линии проводится с разрешения организации, эксплуатирующей линию электропередачи, после установки заземлений, выполняемой в соответствии с требованиями Правил.

Выполнение работ СМО в охранных зонах ВЛ с использованием подъемных машин и механизмов с выдвижной частью допускается с учетом требований правил и только при условии, если расстояние по воздуху от машины (механизма) или от ее выдвижной или подъемной части, от ее рабочего органа или поднимаемого груза в любом положении до ближайшего провода, находящегося под напряжением, будет не менее указанного в таблице 40

Таблица 40

Допустимые расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением

Напряжение ВЛ, кВ Минимальное расстояние, м
Свыше 1 до 20 2,0
Свыше 20 до 35 2,0
Свыше 35 до 110 3,0
Свыше110 до 220 4,0

Заключение

В ходе выполнения дипломного проекта произведен анализ и расчет режимов работы системы тягового электроснабжения участка Аячи — Уруша Забайкальской железной дороги, при пропуске поездов повышенного веса 4500 и 8300 тонн с целью оптимизации межпоездных интервалов. В качестве основных элементов при расчетах в дипломном проектировании, использовался программный комплекс ВНИИЖТ’а «КОРТЭС». Данная программа позволяет проводить исследования режимов работы систем тягового электроснабжения с целью принятия решений по их оптимизации. А также решать задачи по выбору наиболее эффективных способов усиления системы тягового электроснабжения, при которых обеспечиваются нормируемые показатели по уровню напряжения на токоприемниках электровозов, температуре нагрева проводов контактной сети и допустимым перегрузкам силового оборудования тяговых подстанций.

Произведены тяговые расчёты для поездов 4500, 6800, 7100, 8300 тонн с использованием локомотивов ВЛ-80С, 2ЭС5К,3ЭС5К и 2х2ЭС5К. В ходе выполнения тяговых расчётов получены значения удельного расхода активной и полной энергии и время хода поездов. По полученным значениям построены диаграммы зависимости удельного расхода электроэнергии от массы состава.

Определены минимальные напряжения на токоприемниках локомотивов, наличная суточная пропускная способность участка, расход и потери электроэнергии, нагрузочная способность тяговых трансформаторов при существующей схеме питания. Выполнен расчет параметров СТЭ при межпоездных интервалах 10 минут.

В результате расчетов пропускной способности определили, что на участке Аячи — Уруша имеется одна лимитирующая зона Большая Омутная — Уруша. Для оптимизации параметров СТЭ были предложены различные способы усиления схемы питания участка: подвешивание экранирующего проводов, переход на параллельную схему питания, установка компенсирующих устройств.

Было выяснено, что наиболее экономически — выгодным будет вариант усиления системы тягового электроснабжения путем увеличения мощности УПК на ТП Большая Омутная и ТП Уруша, т.к. срок окупаемости для данного усиления является меньшим, по сравнению с остальными предложенными вариантами.

В разделе посвященному безопасности проекта была рассмотрена электробезопасность при монтаже УПК.

Список использованных источников

[Электронный ресурс]//URL: https://obzone.ru/diplomnaya/elektricheskiy-transport-jeleznyih-dorog/

1. Программный комплекс КОРТЭС, разработанный (ВНИИЖТом) и утвержденный Техническим указанием Департамента электрификации и электроснабжения ОАО «РЖД» №К-108/04 от 24.02.2004 г.

2. Бардушко В.Д. Исследование параметров и режимов систем тягового электроснабжения на основе вычислительной техники. Учебное пособие по дипломному проектированию для студентов специальности «Электроснабжение железных дорог»/ В.Д. Бардушко, — Иркутск: ИрГУПС, 2006. — 108 с.

3. Железко Ю.С., Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов / Ю.С. Железко. — М.: ЭНАС, 2009.- 456с.:

4. Зимакова А.Н. Контактная сеть электрифицированных железных дорог: Учеб. пособие. — 2-е стер. изд. — М.: ФГОУ «Учебно-методический центр по образованию на железнодорожном транспорте», 2011. — 232 с.

5. Марквардт К.Г. Справочник по электроснабжению железных дорог. В 2-х томах / К.Г. Марквардт. — М.: Транспорт, 1981.

6. Марквардт К.Г. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. К.Г. Марквардт. — М.: Транспорт, 1982 г. — 528с.

7. Приказ Минтруда России от 24.07.2013 г. №328(ред. от 19.02.2016) «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок»

8. Клочкова Е.А. Охрана труда на железнодорожном транспорте: Учебник для техникумов и колледжей ж.-д. трансп.: — М.: Маршрут, 2004, — 412 с.

9. Красник В.В. Автоматические устройства по компенсации реактивной мощности в электросетях предприятий.- М.: Энергоатомиздат,1983.-136с.ции. ЦЭ-462/ М.: Транспорт, 2007. — 450 с.

10. Кузнецов К.Б., Мишарин А.С. Электробезопасность в электроустановках железнодорожного транспорта. 2005. — 456 с.

11. Хохлов А.А., Жуков В.И. Технические средства обеспечения безопасности движения на железных дорогах. Учебное пособие. 2009. — 553с.

12. Басова Т.Ф. Экономика и управление энергетическими предприятиями. Для высших учебных заведений — М.: Академия, 2004. — 432 с.

13. Правила устройства и технической эксплуатации контактной сети электрифицированных железных дорог. — М.: Транспорт, 2003 г. — 121 с.

14. Правила устройства системы тягового электроснабжения железных дорог Российской Федерации. ЦЭ-462/ М.: Транспорт, 2007. — 450 с.

15. Правила устройств электроустановок — М.: Атамиздат, 2004. — 363 с.

16. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. СО 153-34.20.501-2003., Госэнергонадзор Минэнерго России 103074, -М.: Трансиздат, 2003 г.

17. Тер-Оганав Э.В. Электроснабжение железных дорог: учеб. для студентов университета ( УрГУПС ) / Э.В. Тер-Оганов, А.А. Пышкин. — Екатеринбург: Изд-во УрГУПС, 2014. — 432 с.

18. Приказ №ЦТ — 227 от 8 ноября 2016 года. «Об установлении норм масс и длин пассажирских и грузовых поездов на участках, обслуживаемых Забайкальской дирекцией тяги.

19. Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 N49 «О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии» — М.: Минюст РФ. 2007.

20. ЦЭ 761 «Инструкция по безопасности для электромонтеров контактной сети» — М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2003.

21. ЦЭ 683 от 18.09.1999 «Инструкция по обеспечению безопасности движения поездов при производстве работ на контактной сети с изолирующих съемных вышек» — М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2003.

22. Бессонов В.А., Мартовицкий А.М. Электроснабжение электрических железных дорог: Методические указания по выполнению курсового проекта. — Хабаровск: ДВГАПС, 1993. — 24 с.

23. Исходный график движения поездов в программе ГИД за 24 — 25 декабря 2016 года.

24. Распоряжение «Об организации обращения грузовых поездов повышенной массы на железнодорожных путях общего пользования Забайкальской и Дальневосточной железных дорог».