Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Электроснабжение транспорта. Курс лекций
.pdf
S, мм
2
S
эк1
S
эк2
Г
пр
,
руб
год
2
1
год 0 кс
,
А Br l∆=
(
)
кс п а м п
к к к 1, 7 ,SS=+−
Рис. 4.2. Зависимости приведенных годовых расходов от сечения проводов
контактной сети:
2 – при учете потерь энергии и уровня напряжения в контактной сети
1 – только при учете потерь энергии;
Поэтому в дальнейшем будем определять экономическое сечение прово-
дов без учета его влияния на скорость движения. При этом расчетным режимом
для выбора сечения проводов контактной сети, а значит, и определения потерь
энергии будем считать режим движения поездов для пятого года эксплуатации
железной дороги.
Для рассматриваемой межподстанционной зоны величина годовых по-
терь энергии в проводах контактной сети может быть представлена следующим
выражением [5]:
(4.5)
где В
– годовые потери энергии в проводах данной межподстанционной зоны
о
при сопротивлении их 1 Ом, кВтч/Ом·год;
r
– сопротивление 1 км контактной подвески, ом/км;
кс
l – длина межподстанционной зоны, км.
Капитальные вложения на 1 км, к
будут определяться стоимостью кон-
кс
тактной сети в зависимости от сечения проводов
(4.6)
где к
– вложения в контактную сеть при одной цепной подвеске, т. е. без уси-
п
ливающих проводов, руб/км;
к
– увеличение стоимости контактной сети при усилении ее сечения на 1
а
S
м
S
– сечение проводов контактной подвески в медном эквиваленте, мм2;
п
2
мм
алюминиевыми усиливающими проводами, руб/км· мм2;
– сечение всех проводов контактной сети в медном эквиваленте, мм2;
1,7 – коэффициент, показывающий во сколько раз удельное сопротивление
меди ρ
больше удельного сопротивления алюминия ρА.
м
102
S
м
Э
пр
S
эк
Э
пр
«а»
«б»
«б»
«а»
кс кс э 0 кс
Э= к к ,Вrα⋅ +
( )
м
пр п а M П кс э 0
нM
1
Э к 1, 7 к - к ,
Т
SS В
S
ρ
= + α+ +
[
]
м
пр п а м п к.с э о
нм
ρ
1
Э к 1, 7к ( ) ( α)к
Т
SS В
S
=+ − ++
Ежегодные эксплуатационные расходы Э складываются из амортизационных отчислений и оплаты потерь электроэнергии
(4.7)
где α
– амортизационная квота от стоимости контактной сети;
к.с
– стоимость 1 кВт·ч отпущенной электроэнергии по тарифам от энерго-
к
э
снабжающей организации, руб/кВтч.
Тогда ежегодные приведенные эксплуатационные расходы Э
– есть
пр
сумма ежегодных эксплуатационных расходов и капитальных затрат, распределенных на нормативный срок окупаемости, Т
н
(4.8)
Подставляя в (4.8) значение к
из (4.7), получим
к.с
(4.9)
Как видно из графиков рис. 4.3, где
ежегодные приведенные эксплуата-
ционные расходы имеют явно выраженный минимум, соответствующий эконо-
мическому сечению проводов контактной сети.
Рис. 4.3. Зависимость годовых приведенных расходов от сечения проводов
контактной сети:
а – первое слагаемое (4.9) и б – второе слагаемое (4.9)
103
э ом
а кс
2
нм
В ρ
1
1, 7к(α ) 0.
к
ТS
+− =
э омн
эк
к.с н
ρ
.
1, 7 (α Т 1)
а
кВ Т
Sк=
+
Если допустить, что сечение проводов может изменяться непрерывно, то
оптимальная величина его, соответствующая минимуму приведенных годовых
расходов является корнем уравнения
(4.10)
Отсюда экономическое сечение проводов контактной сети
(4.11)
Трудность определения S
α
и Тн определены документами [2,5], то значения кэ и ка постоянно меняются
кс
по формуле (4.11) заключается в том, что если
эк
в зависимости от отпускной цены снабжающих организаций.
Обычно несущий трос, один или два контактных провода выбирают зара-
нее по техническим соображениям, исходя из тока трогания электровоза, массы
грузового поезда и т. д. [5]. Недостающее по расчету сечение контактной сети
восполняется усиливающими алюминиевыми проводами.
При проектировании участков переменного тока определение экономиче-
ского сечения проводится также по формуле (4.11). Формулы для определения
В
для различных схем питания контактной сети постоянного и переменного
о
тока приведены в [22].
Расчет трансформаторной мощности тяговых подстанций
постоянного тока
Все методики определения трансформаторной мощности, необходимой
для питания промышленных потребителей в той или иной степени базируются
на использовании диаграммы нагрузочной способности трансформаторов,
предложенной Л. М. Шницером [31]. Cуществующие графики нагрузочной
способности для выбора трансформаторной мощности [32] могут быть исполь-
зованы в том случае, если потребитель имеет устойчивый суточный график
нагрузки. Тяговая же нагрузка подстанции по своему характеру случайна, суточный график нагрузки подстанции не имеет устойчивую конфигурацию, тяговой нагрузке подстанции присущ резко неравномерный характер. Кроме того,
в течение года в отдельные сутки весенне-летнего периода тяговые подстанции
имеют специфический характер изменения нагрузки, обусловленный принятой
схемой организации движения поездов, определяемой условиями эксплуатации
других элементов железной дороги. В силу всех указанных причин методы расчета трансформаторной мощности для питания потребителей с устойчивой
конфигурацией суточного графика нагрузки для тяговой подстанции, есте-
ственно, использоваться не могут.
104
В 50–70 гг. прошлого столетия был разработан ряд методик для опреде-
ления трансформаторной мощности тяговых подстанций, в которых были
предприняты попытки учесть случайный характер тяговой нагрузки подстанций и условий формирования графиков нагрузки подстанций в период интенсивной их работы, характеризующейся большим токопотреблением. В основу
применяемой в настоящее время методики расчета трансформаторной мощно-
сти тяговых подстанций [22, 29] легли работы, выполненные в МИИТе и
ВНИИЖТе [33, 34]. Результаты, полученные в данных работах, в которых ис-
пользуются несколько иные подходы к оценке трансформаторной мощности
подстанций, достаточно близки, разница порядка 10 % [22]. Упомянутая методика рассматривалась как временные положения [22], так как было ясно, что
она далека от совершенства, это признавали и сами авторы.
При определении трансформаторной мощности подстанции обязательно
должны быть учтены такие режимы ее работы, когда нагрузка подстанции достаточно велика и продолжительна по времени. При нормальном режиме рабо-
ты системы электроснабжения выделяют всплески нагрузки тяговой подстанции продолжительностью 10, 30 и 60 мин [34].
Очень тяжелым режимом работы тяговой подстанции с точки зрения ве-
личины нагрузки и ее длительности является режим работы после длительных
«окон» (перерывов в движении поездов), предоставляемых в весенне-летний
период для выполнения капитального ремонта пути [35, 36]. Длительный пере-
рыв в движении поездов приводит к тому, что на близрасположенных станциях,
примыкающих к ремонтируемому перегону, скапливается достаточно большое
число поездов. После окончания «окна» для восстановления нормального графика движения поездов, скопившиеся в течение определенного периода времени поезда пропускают с минимально возможным межпоездным интервалом.
Данный период называют периодом сгущения поездов или периодом восстановления поездной обстановки. В этот период, продолжительность которого
составляет несколько часов, нагрузка тяговой подстанции резко возрастает, что
приводит к значительному повышению температуры наиболее нагретой точки
обмотки и верхних слоев масла трансформатора и резкому увеличению интенсивности старения изоляции обмотки. Именно исходя из этих соображений и
были выполнены разработки, приведенные в [33]. В данной работе определение
трансформаторной мощности предлагается вести на основе условного расчетного графика нагрузки, возникающего ежесуточно после четырехчасового перерыва в движении поездов по обоим путям. Все остальное время суток нагруз-
ка принимается равномерной (рис. 4.4), тем самым в какой-то степени снимает-
ся запас мощности, создаваемый за счет ежесуточного условного расчетного
графика нагрузки. Таким образом, в основу положен расчет трансформаторной
мощности на основе заданного графика нагрузки.
На рис. 4.4, а рассмотрен один путь двухпутного участка, питаемого тре-
мя тяговыми подстанциями. Для данного пути показана условная кривая поезд-
ного тока I = f (l). Рассмотрено два режима движения поездов: нормальный и
режим сгущения. Они отражены на рис. 4.4, а в виде условного графика движения поездов, построенного с использованием осей времени t и расстояния l. В
105
качестве нормального режима принят режим движения поездов со средним
L
t
T
сг
I
БА
В
J
ср
J
min
T
ок
t
k
тпБ
2
1
а
б
тпБ
тпБ
тпБср
,
I
kI=
межпоездным интервалом J
к суточным размерам движения. В период сгущения поездов Т
, определяемым как отношение суточного периода
ср
, продолжи-
сг
тельность которого определяется суточными размерами движения поездов N и
длительностью «окна» Т
поездным интервалом J
, их движение осуществляется с минимальным меж-
ок
, который условно принят в два раза меньше Jср.
min
Рис. 4.4. Построение условного расчетного графика нагрузки тяговой
подстанции:
а – расчетная схема движения поездов; б – условный расчетный график
нагрузки подстанции
В качестве интересующей тяговой подстанции рассматривается подстан-
ция Б. Для нее на рис. 4.4, б построен график нагрузки в относительных едини-
цах к
, обусловленный одним путем двухпутного участка. Ординаты этого
тпБ
графика определяются отношением
(4.12)
106
где
тпБ
I
ср
тпБ
I
χ
χ
1
тр
м
ср
,
S
kS=
эм
т
()
,
cos
P P kk
S
′ ′′
+
=
ϕ
– текущее значение тока тяговой подстанции Б;
– среднее значение тока тяговой подстанции Б, определяемое значени-
ср
.
в период сгущения Тсг равно 2, так как J
тпБ
min
ем J
Максимальное значение k
меньше J
в два раза. Получается условный расчетный график нагрузки под-
ср
станции при определенном времени хода поезда по подстанционной зоне подстанции Б. На основе этого графика, который должен учитывать нагрузку, со-
здаваемую и вторым путем двухпутного участка для нескольких выбранных
значений номинального тока трансформатора I
тельной нагрузки трансформатора k, температур верхних слоев масла Θ
наиболее нагретой точки обмотки Θ
, а на их основе относительно износа изо-
об
ляции обмотки χ за суточный период. Строя зависимости
= f (Iн) и k = f (I
Θ
мс
) и накладывая на каждую построенную кривую ограниче-
н
ния в виде требуемых или максимально допустимых значений
определяют номинальный искомый ток I
для каждого из четырех указанных
н. иск
выполняется расчет относи-
н
мс
=f (Iн), Θ
= f (Iн),
об
, Θоб, Θмс и k,
и
критериев. В качестве расчетного значения номинального тока, определяющего
необходимую трансформаторную мощность S
ние из четырех полученных значений I
н. иск
, принимают наибольшее значе-
тр
. Это позволяет ввести коэффициент,
учитывающий влияние внутрисуточной неравномерности тяговой нагрузки
подстанции на тепловые процессы в трансформаторе и старение изоляции об-
мотки, k
.
м
(4.13)
где S
– средняя нагрузка тяговой подстанции при суточных размерах движе-
ср1
ния поездов, равных N
.
1
Аналогичные расчеты выполняются для нескольких значений суточных
размеров движения N. В конечном итоге это позволяет построить зависимости,
приведенные на рис. 4.5 [9, 22]. Каждая из кривых, приведенных на рис. 4.5, со-
ответствует определенному времени хода по подстанционной зоне рассматри-
ваемой подстанции. В частности, указаны три значения этого времени: t
(причем t
Отношение N/N
> t2, а t
1
> t3).
2
, указанное по оси абсцисс, определяет степень исполь-
о
1 t2
и t3
зования пропускной способности участка. Оно практически равно отношению
среднесуточной нагрузки подстанции в месяц интенсивной работы Р
симальной нагрузке Р
коэффициента k
при перерыве движения во время «окна» по одному пути
м
. Чуть позднее были получены кривые для определения
max
к мак-
сим
двухпутного участка.
Значение необходимой трансформаторной мощности подстанции для питания тяговой нагрузки S
находят по формуле [37]
т
(4.14)
107
0
1
k
M
1
k
M
2
k
M
3
k
M
N
3
N
0
N
2
N
0
N
1
N
0
t
2
t
3
t
1
N
N
0
P
сим
P
макс
ϕ
( )
2
0,5 0,77 0,68
сум
м
max
0,166 1,204 ,
t t-
P
k t+
P
−+
= −
Рис. 4.5. Кривые для определения значений коэффициента, учитывающего
влияние внутрисуточной неравномерности тяговой нагрузки подстанции
на износ изоляции обмоток трансформатора
где Р' и Р" – среднесуточные нагрузки плеч питания тяговой подстанции в ме-
сяц интенсивной работы на пятый год эксплуатации с учетом
потерь мощности в тяговой сети, потребления на собственные
нужды электровозов и увеличения сопротивления движению в
зимнее время;
k
– коэффициент, учитывающий влияние внутрисуточной неравномерности
м
тяговой нагрузки подстанции на износ изоляции обмоток транс-
форматора;
k
– коэффициент эффективности тяговой нагрузки подстанции [5, 22, 29,
э
37];
cos
– коэффициент мощности тяговой подстанции.
Значения Р' и Р" определяются исходя из суточных размеров движения
и расходов энергии на движение поезда, отнесенные к фидерам тяговой под-
станции [37].
Значение коэффициента k
[9, 22] или рассчитывают по аппроксимирующему выражению [37]
где t – время хода по подстанционной зоне рассматриваемой подстанции, ч.
находят по кривым, приведенным на рис. 4.5
м
(4.15)
108
В [34] оценку внутрисуточной неравномерности нагрузки тяговой под-
pn рад−
ϑ
рад
ϑ
охл
θ
pn рад рад охл
pn
,
−
Θ =ϑ +ϑ +θ
станции и ее влияния на трансформаторную мощность предлагается производить на основе десятиминутного коэффициента интенсивности нагрузки. В качестве непосредственно расчетной формулы использована формула, предло-
женная Л. М. Шницером [31]. В конечном итоге значения коэффициента k
бы-
м
ло предложено определять исходя из среднесуточного расхода энергии под-
станции на тягу поездов [22, 29].
Определение выпрямительной мощности тяговых подстанций
постоянного тока
Помимо трансформаторной мощности для тяговых подстанций постоян-
ного тока определяют и выпрямительную мощность, на основе которой выби-
рают мощность и число выпрямительных агрегатов.
В процессе работы выпрямительного агрегата в р-n переходе диодов пре-
образователя выделяется тепло, которое вызывает нагрев как его элементов, так
и охладителя (радиатора). Наибольшая температура при этом устанавливается в
р-n переходе, ниже температура корпуса и еще ниже – охладителя.
Под воздействием температуры изменяются электрические, механиче-
ские, тепловые и другие свойства полупроводниковых приборов. Если значения
величин, определяющих эти свойства, превышают предельные, то полупровод-
никовый прибор теряет свою работоспособность.
Основным показателем работоспособности полупроводникового прибора
является температура р-n перехода. Именно она определяет допустимый дли-
тельный ток нагрузки, который и является номинальным током выпрямитель-
ного агрегата.
Выбор расчетного режима для оценки выпрямительной мощности тяго-
вых подстанций определяется скоростью протекания тепловых процессов в выпрямителе, насколько быстро нагреваются и охлаждаются отдельные элементы
полупроводниковых приборов. Температура р-n перехода Θ
может быть пред-
pn
ставлена как [38,39]
где
– перегрев р-n перехода над радиатором (охладителем);
– перегрев радиатора над охлаждающей средой;
– температура охлаждающей среды.
Максимально допустимая температура р-n перехода равна 140–190 °С в
зависимости от типа полупроводникового прибора [27]. Скорость изменения
ϑ
pn–рад
и ϑ
определяется значениями тепловой постоянной времени диода Тд и
рад
тепловой постоянной времени Т
минуты [5, 27], величина Т
(4.16)
. Величина Т
рад
у выпрямительных агрегатов с естественным воз-
рад
очень мала и составляет 1-2
д
109
душным охлаждением равна 12–15 минут [38]. Сравнение значений тепловых
ϑ
мс
t
T
мс
ϑ
мс.у
(4...5)T
мс
ϑ
рад
t
T
ра
д
ϑ
рад.у
(4...5)T
рад
а б
выпр выпр выпр
,РРР
′ ′′
= +
постоянных времени трансформатора и выпрямителя показывает, что трансформатор по сравнению с выпрямителем является в тепловом отношении го-
раздо более инерционным оборудованием. Это отражено на рис. 4.6. На этом
рисунке приведены кривые изменения перегрева над охлаждающей средой при
постоянной нагрузке масла трансформатора и радиатора диода.
Рис. 4.6. Кривые перегрева над охлаждающей средой при постоянной нагрузке:
а – для масла трансформатора; б – для радиатора (охладителя) диода
Нетрудно видеть, что время достижения установившегося значения пере-
грева для масла трансформатора значительно больше, чем для радиатора диода.
Учитывая соотношение между тепловыми постоянными времени масла и ради-
атора диода, можно утверждать, что для выпрямителя время достижения уста-
новившегося значения температуры будет в 10-15 раз меньше, чем для транс-
форматора. Таким образом, любая нагрузка, длительностью более одного часа
(а это 4-5 Т
), для выпрямителя в тепловом отношении является длительно
рад
установившейся. Практически это приводит к необходимости выбирать мощность полупроводниковых преобразователей исходя из максимальной расчетной нагрузки [2, 5]. Учитывая характер тяговой нагрузки подстанции и условия
ее формирования такой расчетной нагрузкой будет нагрузка, соответствующая
полному использованию пропускной способности участка. Это же будет иметь
место и при применении принудительного водяного охлаждения радиатора и
испарительного охлаждения с промежуточным теплоносителем.
Значение необходимой выпрямительной мощности тяговых подстанций
определяется по формуле
(4.17)
110
где Р'
выпр
и Р''
– нагрузки плеч питания тяговой подстанции при использова-
выпр
нии пропускной способности участка, (см. формулу
(4.14)).
При строгом подходе к определению выпрямительной мощности под-
станции ее расчет должен сопровождаться оценкой температуры р-n перехода
и ее сравнением с максимально допустимой и проверкой соответствия возможных перегрузок выпрямителя допустимым. Для выпрямительных агрегатов допустимые перегрузки по току составляют 25 % в течение 15 минут один раз в
два часа; 50 % в течение двух минут один раз в один час и 100 % в течение де-
сяти секунд один раз в две минуты [40]. Если предположить, что указанные
перегрузки были установлены исходя из максимально допустимой температуры
р-n перехода диода, что представляется обоснованным, то при расчете выпря-
мительной мощности достаточно только сравнивать температуру р-n перехода
с максимально допустимой.
Мощность тягового трансформатора, который с выпрямительным агрега-
том составляет преобразовательный агрегат, в настоящее время отдельно не
рассчитывается. Его параметры выбираются в соответствии с параметрами выбранного выпрямителя, поэтому мощность тягового трансформатора практически равна мощности выпрямителя. Это является обоснованным, если бы
нагрузка выпрямительного агрегата была неизменной и равной номинальной,
что, например, имеет место при электролизе чистых металлов. В действительности же нагрузка выпрямителя не постоянна, а резко переменна во времени.
Поэтому при строгом подходе к оценке мощности тягового трансформатора ее
полагалось бы рассчитывать, учитывая характер изменения его действительной
нагрузки, а не принимать практически равной мощности выпрямительного агрегата. А если принять во внимание, что тепловая постоянная времени транс-
форматора в 10–15 раз больше тепловой постоянной времени выпрямителя, т. е.
есть все основания считать, что мощность тягового трансформатора будет по-
лучаться меньше мощности выпрямительного агрегата [41].
Определение мощности тяговых подстанций переменного тока
Расчетное значение трансформаторной мощности тяговой подстанции
переменного тока определяется на основе тех же исходных предпосылок и положений, что и для тяговой подстанции постоянного тока. Но специфические
условия работы подстанций переменного тока, и в первую очередь, несимметричная загрузка фаз трехфазных трансформаторов, которые применяются на
абсолютном большинстве тяговых подстанций, обусловили некоторые характерные особенности оценки трансформаторной мощности подстанций переменного тока. При этом учитывают, что расчет трансформаторной мощности
должен выполняться не по току тяговой подстанции, как для участков постоян-
ного тока, а по току одной из фаз трансформатора, определяемого нагрузками
плеч питания подстанции.
Рассмотрим тяговую подстанцию, схема присоединения которой к ЛЭП и
тяговой сети приведена на рис. 4.7, а. При этой схеме присоединения на левое
111
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]